Título: “SITEMA DE SEGURIDAD” INTEGRANTES :
Asignatura: Perforación I Grupo: “A” Docente: Ing. Periodo Acadéico: 5to Semestre
Su!sede:
INTRODUCCION
La seguridad del equipo, el personal personal y el entorno, implica un proceso continuo de control de flujos durante la perforación, para mantener la presión hidrostática en el pozo mayor que la presión de formación, mecanismo primario de control que se inicia con la planeación del pozo. Cuando se perfora con retorno normal de lodo a superficie, es imposible que ocurra un amago de reventón sin presentar una I!IC"CI# # "$I%#, asociado con cualquiera de las causas principales de amago. PRINCIPALES CAUSAS DE AMAGO DE REVENTON •
&"L'" !( C)I!"!# ( *"'((+ (L )(C# LL(#
(l hueco %( !(-( LL("+ cada vez que se cause una cada de presión de /0 lppc lppc o que que se saqu saquen en cinc cinco o 102 102 para parada dass de tube tuber ra a o tres tres 132 132 bote botellllas as de perforación, perforación, lo que produzca menor reducción de la presión sobre el fondo. fondo. (s de mandato obligatorio utilizar el tanque de viaje, para tener un mejor control sobre los vol4menes de desplazamiento y llenado. •
+(!)CCI5 !( 6+(%I5 6#+ %)CCI5 !(L 6#7# 1%8"--I92
#curre cuando se saca tubera a velocidades altas, ocasionando una reducción en la presión de fondo del pozo. %e han de tener en cuenta los programas de velocidades má:imas de bajada y sacada de tubera. (ste efecto es mayor cuando la broca está cerca del fondo, con broca y estabilizadores embotados y altos geles en el lodo. %acar las primeras ;0 paradas lentamente. •
6<+!I!" !( CI+C)L"CI5
La p=rdida de circulación disminuye el nivel de fluido en el hueco, causando una reducción en la presión hidrostática sobre el fondo del pozo. (sto debe ser detectado por los medidores de vol4menes en las piscinas y el medidor de caudal de retorno. •
6(+&#+"CI5 !( )" 7#" !( "L'" 6+(%I5
"l perforar una zona de alta presión, la cual es mayor que la presión hidrostática del lodo, se producirá un amago de reventón por el mayor empuje de la presión de formación, lo que induce la entrada de fluido al pozo. 6ara su detección e:isten varios m=todos de predicción, con los cuales se pueden determinar las presiones anormales de formación.
%I%'(*" 6"+" C#'+#L !(L 6#7# > 6+($(CI# !( +($('#(% ? C#*6#('(%
INDICADORES O IDENTIFICADORES DE REVENTONES
"unque la alta presión anormal parece ser el gran peligro, la mayora de los reventones han ocurrido en zonas con presiones normales y durante los viajes de tubera. Los principales indicadores sobre los cuales se debe ejercer observación permanente son@ •
")*('# !( $#LA*((% ( L#% '"B)(%
Cualquier aumento en el volumen en los tanques es una indicación de amago, que generalmente se convierte en la primera confirmación, cuando hay un control estricto en la medición del flujo de retorno. !ebe ser detectado rápidamente por los indicadores del nivel comunicados con la )nidad de +egistro Continuo de idrocarburos y por los sensores 6$' instalados en los tanques del fluido de perforación y transmitido al equipo de medición en la casa del perro. L"% "L"+*"% deben ser activadas inmediatamente. Comprobar que el aumento no es producto de preparación o movimientos de lodo de reservas. •
")*('# !( L" '"%" !( &L)# !( +('#+#
!ebe ser la primera confirmación de un amago, siempre y cuando sea producido por causas diferentes al aumento en la rata de bombeo al pozo. (l instrumento de medición debe instalarse en la lnea de flujo de retorno, para detectar cualquier cambio de flujo por leve que sea. La confiabilidad de estos instrumentos se basa en la calibración. •
&L)# !(L 6#7# C# L"% -#*-"% 6"+"!"%
(l pozo fluye o circula sin estar operando las bombas, conduciendo a un aumento en el nivel de las piscinas. %i hay sospecha de un flujo se revisa el pozo visualmente en la rumba. •
!I%*I)CI5 !( L" 6+(%I5 !( CI+C)L"CI5 C# ")*('# ( (L A*(+# !( 9#L6(%
Cuando se produce un amago y el fluido del yacimiento penetra al pozo, se genera una disminución de la presión hidrostática, que junto con la e:pansión, hace que la presión de bombeo disminuya y los golpes de la bomba aumenten. %in embargo, estos factores pueden producirse por causas diferentes a amagos de reventón 1taponamiento de la succión de la bomba, aire en las lneas, falla en alg4n
componente de las bombas, cada de boquillas, hueco en la tubera, etc.2. !e todas formas, siempre está asociado a otros indicios que hacen determinante la detección. %iempre es mejor asumir que hay un amago y revisar flujo. 6uede estar asociado con un aumento en el peso de la sarta. •
")*('# !( L" +"'" !( 6(+&#+"CI5
(s uno de los primeros indicadores y más fáciles de detectar. #curre cuando se incrementa considerablemente la rata de penetración sin variar las condiciones de perforación que se traenD suele suceder despu=s de una corta frenada. 9eneralmente el perforador es el primero en detectarla y debe estar instruido en las acciones inmediatas a tomar. •
L#!# C#+'"!# C# 9"%, "C(I'( # "9)" %"L"!"
Cuando el gas, el aceite o el agua entran al pozo, se mezclan con el lodo produciendo una reducción en su peso. (l gas es detectado en la trampa de vaco instalada en el bolsillo de la rumba. (l crudo y el agua salada se detectan, ya sea visualmente por el cambio de apariencia fsica del lodo o por las pruebas de cloruros.
•
C"*-I#% !( '(*6(+"')+" ( (L L#!# !( +('#+#
Cuando ha habido una entrada de fluido al pozo, hay un cambio de temperatura 1descenso2 que puede ser detectado cuando se lleva un control estricto sobre este parámetro. •
"6"+I(CI" !( L#% +I6I#% !( 6(+&#+"CI5
Conociendo la forma y cantidad de los cortes generados por la perforación normal de la broca, se puede detectar un amago de reventón identificando la variación hacia cortes más grandes y más angulares, producidos por el desbalance. Cuando las lutitas se derrumban por desbalance a favor de la formación, los cortes tienen apariencia grande y angular. MECANISMO DE CONFIRMACION DE UN AMAGO DE REVENTON •
+($I%I5 !( &L)#
La revisión de flujo es una práctica com4n y debe hacerse cada vez que se detecta un indicador de amago de reventón. (l procedimiento para la revisión del flujo es el siguiente@
Durante la Perforación
;. F. 3. G.
Levantar el vástago de perforación y sentar la tubera en las cuEas. Iniciar rotación de la tubera suavemente. 6arar las bombas. #bservar el flujo en el bolsillo de la zaranda y en el niple campana, durante cinco 102 minutosD si el fluido permanece completamente quieto, proceder como sigue@ %acar las cuEas. Colocar las bombas hasta obtener retorno. -ajar el vástago de perforación. Continuar perforando.
%i se observa flujo del pozo o hay dudas al respecto, proceder as@ ;. F. 3. G. 0.
"brir la válvula hidráulica del choque. Cerrar el preventor anular. Cerrar el choque. +egistrar la presión de revestimiento y de tubera. 6roceder a matar el pozo por el m=todo seleccionado.
H(s mejor cerrar el pozo innecesariamente que darle ventaja al influjoH. H%iempre que tenga dudas con respecto a un amago +($I%( (L &L)#H. C"-(7"L !( ')-(+" !( +($(%'I*I('# (l cabezal de tubera de revestimiento forma parte de la instalación permanente del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubera de revestimiento
6or diseEo, puede ser roscable, soldable o bridadoD además, se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores.
C"++('( !( C#'+#L (l carrete de control se instala para conectar las lneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de preventores. (l "6I?+6?03 recomienda que estas lneas se conecten a un preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran ventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, as como el n4mero de bridas que, como se mencionó, es el punto más d=bil del conjunto.
%in embargo, en la mayora de los casos se prefiere usar un carrete, ya que, como están sujetos a la erosión, resulta más económico eliminar un carrete que un preventor. " continuación mencionaremos las especificaciones para los carretes de control. 6ara rangos de presión de FJJJ y 3JJJ KIb pgFM las salidas laterales deben tener un diámetro interior mnimo de F KpgM y ser bridadas o de grampa. 6+($('#+ !( "+I('(% (l preventor de arietes tiene como caracterstica principal el poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes, seg4n se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseEo es considerado como el más seguro.
"+I('(% CI(9#% Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sello superior. %u función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubera en su interior y que por la manifestación del brote no sea posible introducirla. %e instalan en bonetes normales y modificados para arietes de corte.
6reventor doble de arietes ciegos. 6+($('#+ (%&<+IC# (ste preventor esf=rico, tambi=n se conoce como anular, es instalado en la parte superior de los preventores de arietes. (s el primero en cerrarse cuando se presenta un influjo. (l tamaEo y su capacidad deberán ser iguales que los preventores de arietes.
6reventor esferico (l preventor consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule sint=tico 1dona2, que al operarlo se deforma conc=ntricamente hacia su parte interior efectuando el cierre alrededor de la tubera. "l abrir la NdonaO se contrae y queda en posición de abierto al mismo diámetro de paso de los otros preventores. C#(PI#(% %)6(+&ICI"L(% !( C#'+#L "l seleccionar las cone:iones superficiales de control del pozo, se deben considerar factores tales como las presiones de la formación y en la superficie, m=todos de controlde pozos que serán empleados, situación ambiental del pozo, corrosividad, vol4menes, to:icidad y abrasividad de los fluidos esperados, como lo especifican las prácticas recomendadas "6I?+603. L("% !( *"'"+ La lnea de matar es una de las partes integrales del sistema de control superficial, requerido para llevar a cabo las operaciones de control de pozos, cuando el m=todo normal de control 1a trav=s de la flecha o directamente por la tubera2 no puede ser empleado. La lnea de matar conecta las bombas de Iodo del equipo, con una de las salidas laterales del carrete de control o de los preventores. La cone:ión de la lnea de matar al arreglo de preventores, dependerá de la configuración parcial que tengan, pero debe localizarse de tal manera que se pueda bombear fluido debajo de un preventor de arietes, que posiblemente sea el que se cierre.
*AL'I6L( > L("% !( (%'+"9)L"CI5 (l m4ltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y 'Qs de flujo, estranguladores y lneas. %e diseEan para controlar el flujo de Iodo y los fluidos invasores durante el proceso de control de un pozo.
(n un sistema de control superficial está conectado al arreglo de preventores a trav=s de lneas metálicas que proporcionan alternativas a la dirección del flujo o permiten que =ste 1por medio de las válvulas2 sea confinado totalmente. (%'+"9)L"!#+(% ")%'"-L(% Los estranguladores ajustables son accesorios diseEados para restringir el paso de fluidos en las operaciones de control, generando con esto una contra presión en la tubera de revestimiento, con el fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita la correcta aplicación de los m=todos de control.
La norma "6I?;RC recomienda que se debe disponer de dos estranguladores ajustables manuales y uno hidráulico en pozos terrestres. (n los pozos marinos se recomienda utilizar un estrangulador hidráulico adicional. Los m=todos vigentes de control de pozos se basan en mantener una presión de fondo constante que equilibre la presión de formación, y están en función de las variables siguientes@ 9asto y presión de bombeo. Columna hidrostática en el espacio anular. Contra presión ejercida en el sistema. $SL$)L"% !( C#'+#L Las normas "6I y reglamentos internacionales establecen que los equipos de perforación deben estar dotados de las siguientes válvulas@
$álvulas de las flechas. $álvulas del piso de perforación. 6reventor interior. $álvulas de compuerta.
$SL$)L"% !( L"% &L(C"% $álvula macho superior@ %e instalara entre el e:tremo superior de esta y la unión giratoria. !ebe ser de una presión de trabajo igual a la del conjunto de preventores. $SL$)L" I&(+I#+ !( L" &L(C"@ %e instalara en el e:tremo inferior de la flecha y el sustituto de enlace debe ser de igual presión de trabajo que la superior y pasar libremente a trav=s de los preventores.
$SL$)L"% ( (L 6I%# !( 6(+&#+"CI5 %e debe disponer de una válvula de seguridad en posición abierta en cada tipo y medida de rosca que se tenga en la sarta de perforación, de una presión de trabajo similar a la del conjunto de preventores instalado. (stas válvulas deben ubicarse en un sitio e:clusivo y de fácil acceso para la cuadrilla en el piso de perforación. 6ara el caso de los lastra barrenas se pueden utilizar combinaciones en la parte inferior de las válvulas. %e debe tener cuidado de no utilizar tapones de levante u otros accesorios en la parte superior de la válvula, ya que restringe el paso del fluido, dificultando ampliamente su instalación cuando se tiene flujo por la tubera de perforación.
6+($('#+ I'(+I#+ # $SL$)L" !( C#'+"6+(%I5 %e establece que se debe disponer de un preventor interior 1válvula de contrapresión2 para tubera de perforación por cada tipo de rosca que se tenga en la sarta y del mismo rango de presión de trabajo del conjunto de preventores. 6ara este caso, será suficiente con una válvula de este tipo por cada rosca de la tubera de perforación en uso, siempre y cuando todas las válvulas de seguridad tengan en la parte superior, una cone:ión similar a la de la tuberaD ya que al presentarse un brote pueda instalarse en la tubera de perforación, ya sea la válvula de seguridad o el preventor interior.
(l preventor interior o válvula de contrapresión de cada o anclaje, básicamente está constituido por la válvula de retención y sustituto de fijación, el cual se puede instalar en el e:tremo inferior o superior de la herramienta 1aparejo de fondo2. $SL$)L"% !( C#*6)(+'" Las válvulas de compuerta son parte esencial del equipo de control superficial y se localizan en los m4ltiples del tubo vertical y de estrangulaciónD en las lneas de matar y estrangular principalmente. 'ambi=n se localizan en los diferentes cabezales de tuberas de revestimiento conforme avance la perforación del pozo.
(:isten tres tipos de válvulas de compuerta@ !e sellos flotantes. !e equilibrio de presiones. !e acuEamiento.
(B)I6#% 6"+" L" !('(CCI5 '(*6+"" !( I&L)#% (:isten equipos mnimos requeridos para la detección temprana de influjos 1detectores primarios2@
*edidor de nivel de fluido en las presas 1totalizador de volumen, 6$'2. Indicador del flujo del espacio anular 1medidor de flujo diferencial2. 'anque de viajes. !etectores de gas. (quipo complementario 1detector secundario2, para confirmación del brote o detección tarda.
*"I&#L! Los manifold de 6roducción y 6rueba son utilizados para recolectar la producción de distintos pozos a un manifold central donde los pozos pueden ser probados en forma individual o estar en producción. (stos pueden ser operados manualmente o en forma automática con controles de tiempo. Los *anifolds de producción y 6rueba se pueden diseEar seg4n "%I y "6I para varias clases de presión y distintos tamaEos de tubera. (stranguladores NChoTesO pueden incluir para reducir la presión la cual puede ser fija o ajustable, manual o automáticamente. #tra instrumentación y controles pueden suministrarse seg4n los especifique el cliente.
*anifold de petróleo y gas desva el petróleo o gas, sin interrupción de flujo, desde el separador al quemador de petróleo crudo para su eliminación, a surgir tanque o medidor del tanque para las mediciones o almacenamiento, o para una lnea de producción. *anifold de petróleo y gas tambi=n asla el equipo de prueba para evitar la interrupción del flujo si el equipo de prueba se tira fuera de servicio temporalmente.
(%'+"9)L"!#+ !( &L)# )n estrangulador de flujo es un dispositivo mecánico que produce una restricción en una lnea de flujo, ocasionando ya sea una cada de presión o una reducción en la velocidad del flujo. ota@ Los estranguladores de flujo no deben usarse como válvulas de cierre de acuerdo con las normas del "6I RU
"C)*)L"!#+ Los acumuladores son recipientes que almacenan los fluidos hidráulicos bajo presión. Los t=rminos acumulador y unidad de cierre con frecuencia son empleados en forma intercambiable. 6recisando, una unidad de cierre es una manera de cerrar el preventor, mientras que un acumulador es una parte del sistema que almacena fluido hidráulico bajo presión, para que este act4e hidráulicamente en el cierre de los preventores. 6or medio del gas nitrógeno comprimido, los acumuladores almacenan energa, la cual será usada para efectuar un cierre rápido. (l acumulador provee una manera rápida, confiable y práctica para cerrar los preventores cuando ocurre un amago de reventón.
C#CL)%I#(% $erificar que el choque manifold se encuentre en posición correcta para circular el lodo hacia las zarandas a trav=s del estrangulador (l acumulador de presión debe de contar con el n4mero de botellas necesaria para proveer un volumen suficiente de fluido utilizable. Los sistemas de seguridad en pozos petroleros son sistemas que requieren de una minuciosa selección y cuidado ya que, como se vio a lo largo de este trabajo, los peligros tanto para el personal como para el equipo utilizado están siempre presentes ante cualquier mnimo error.
EJERCICIO Se tiene un o!o en ro"ucción "el cual #e o$tu%ieron lo# #i&uiente# "ato#' #e nece#ita calcular el %olu(en en #uerficie ) re#ión la final "e circulación* METODO DEL INGENIERO Peso del lodo= 9.5 LPG
SIDPP= 300 psi
PVV= 5350 pies
SICP= 500 psi
PM=
Vol. ganado= 28 Bbl.
5350 pies
Cadal de la Bo!ba "= 0."59 BP# "5.3 LPG
P$eba %apa&o de $e'es&. =
Cadal de la Bo!ba 2= 0."5 BP# VB("= 30 e!b.
P(B"= )00 psi
VB(2= 30 e!b.
P(B2= *50 psi
Tubería de Perforación Portamechas Revestimiento gu!ero bierto
DE
DI
Long.
5 *.25 8.*3
+.28 2.25 ).)3 ).38
+850 500 2+00 2950
CALCULAR: Vol!en del Spe$,-ie as&a el &$epano Vol!en del #spa-io /nla$ Vol!en &o&al den&$o del po%o Ino$!a-i1n (egis&$ada P$esi1n ,nal de Ci$-la-i1n
". Spe$,-ie as&a el &$epano.
DI TP
2
1029.4
∗ Long .=
2
DI PM
1029.4
86.3
∗ Long .=
4.28
2
1029.4
2.25
∗4850=86.3 Bbl
2
1029.4
∗500 =2.46 Bbl
+ 2.46 =88.76 Bbl
Vol .∫ . ( TP + PM ) Q Bomba
=
88.76 0.159
=558.24 [ EMB ]
2. /nla$ 2
2
DI TP − DE PM 1029.4
2
DI TP
− DE DP
1029.4
∗ Long .=
2
∗ Long. =
7.38
2
− 6.25
1029.4
7.38
2
−5
1029.4
2
∗ 500=7.48 Bbl
2
∗2450=70.13 Bbl
Long. Stand. (tiro) 92 9+
2
2
DI Cañ. − DE DP 1029.4
7.48
∗ Long .=
7.73
2
2
−5
1029.4
∗2400 =81.02 Bbl
+ 70.13 + 81.02=158.63 Bbl
Vol.∫ . Q Bomba
=
158.63 0.159
=997.67 [ EMB ]
3. den&$o del po%o o&al
[
997.67 + 558.24 = 1555.91 EMB
]
Información registrada Peso o$iginal del lodo= 9.5 LPG 99).*) #!b
Sp.
P$ondidad 'e$&i-al= 5350 pies 558.2+ #!b P$ondidad !edida= "555.9" #!b
5350 pies
$ep.
88.)* Bbl
/nla$
"58.*3 Bbl
o&al
2+).39 Bbl
Bo!ba= 0"59 Bbl4e!b
Información registrada. VB("= 30 e!b.
P(B "= )00 psi
VB(2= 30 e!b.
P(B 2= *50 psi
Các!os. Peso del lodo pa$a !a&a$. KMW =
SIPDD 300 + OWM = + 9.5=10.58 [ LPG ] 0.052∗TVD 0.052∗5350
ene!os PIC= SIDPP 6 P(B"= 300 6 )00= "000
"resión #ina de Circ!ación
[ PSI ]
PFC =
PRB1∗ KMW OMW
=
∗
700 10.58 9.5
=779.58 [ PSI ]
