MANUAL ORIGINAL DE WELL CONTROL.pdf

INDICE 1. PRESIONES Y PRINCIPIOS GENERALES

1

1.1

Presión hidrostática

3

1.2

Presión estática

6

1.3

Pérdida de carga

7

1.4

Presión en el fondo del pozo

16

1.5

Presión de formación

17

1.6

Presión de fractura

18

1.7

Presión a caudal reducido

22

1.8

Presiones de cierre: SIDPP, SICP

23

1.9

Presión de circulación

24

1.10 Ley de los gases

24

1.11 Migración del gas en un pozo cerrado sin expansión

25

1.12 Migración del gas en un pozo abierto con expansión incontrolada

26

1.13 Migración del gas en un pozo cerrado con expansión controlada

27

1.14 Principios del tubo en “U”

28

2. CAUSAS DE KICKS

31

Generalidades

33

2.1

Presión anormal

33

2.2

Fallas en el llenado apropiado del pozo cuando se está sacando la sarta

34

2.3

Swabbing (Pistoneo)

35

2.4

Pérdida de circulación

37

2.5

Disminución en el nivel de lodo

37

2.6

Lodo con corte de gas

38

2.7

Situaciones particulares

39

2.8

Síntesis

39

3. INDICADORES DE UN KICK

41

Generalidades

43

3.1

Aumento del caudal (Flow Rate)

44

3.2

Flujo desde el pozo con bombas paradas

46

3.3

Aumento del volumen de lodo en piletas

44

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Indice

3.4

Incremento del rango de penetración

45

3.5

Incorrecto llenado del pozo durante los viajes

46

3.6

Disminución de la presión de bombeo - aumento de emboladas de la bomba

46

3.7

Corte de gas en el lodo

47

3.8

Otros indicadores

47

3.9

Síntesis

48

4. PROCEDIMIENTOS PARA EL CIERRE DEL POZO

49

4.1

Tipos de procedimientos: Soft shut-in y Hard shut-in

51

4.2

Cierre del pozo mientras se perfora

53

4.3

Cierre del pozo durante los viajes, con Drill Pipes

53

4.4

Cierre del pozo durante los viajes, con Drill Collars

54

4.5

Notas

54

4.6

Adiestramiento del equipo

55

4.7

Balance de presiones: SIDPP, SICP

56

5. METODOS DE CONTROL DE POZO

61

Generalidades

63

5.1

Método del perforador

63

5.2

Presión en el zapato

69

5.3

Método del Espera y Pesa

72

5.4

Consideraciones sobre los métodos del perforador y el método espera y pesa

75

5.5

Método volumétrico

77

5.6

Método de lubricación

81

5.7

Stripping e snubbing

83

5.8

Análisis de los principales problemas que pueden ocurrir durante un control de pozos

84

6. PROBLEMAS

87

7. TABLA DE FORMULARIO

101

8. DIMENSIONES DE MATERIAL TUBULAR Y BOMBAS DE LODO

103


PRESIONES Y PRINCIPIOS GENERALES

1


Presiones y principios generales PRESIÓN Definición:

Si una fuerza F actúa perpendicularmente sobre un área A, la intensidad de la fuerza con respecto al área se define como "Presión":

PRESION 

Fuerza Area

La presión representa la fuerza por unidad de área 1.1 PRESION HIDROSTATICA Definición:

La presión hidrostática PH de un fluido a cualquier ejercida por el peso de una columna de fluido sobre profundidad es la fuerza un área determinada.

PH 

PesoColumna (Densidad  Area  Altura)   Densidad  Altura Area Area

H = Profundidad vertical D = Densidad del fluido

Abreviaciones:

Presión hidrostática PH = Densidad x Profundidad = D x H Características de la presión hidrostática: 

Nota:

es directamente proporcional a la profundidad vertical  es directamente proporcional a la densidad del fluido  es independiente de la forma y volumen del depósito que contiene el fluido Cómo se ejercen las presiones:  se ejerce con igual fuerza en todas las direcciones Los instrumentos de medida en superficie no indican la presión hidrostática

Unidad de medida La unidad usada para medir la presión depende del Sistema de Medida seleccionado. Los parámetros de conversión son usados para expresar los datos uniformemente en cualquier sistema dado. Por ejemplo, se considera el factor 0.052 en el Sistema Inglés. En cualquier sistema de unidad de medida, la presión hidrostática es el producto de la densidad por la profundidad: (Lbs/gal) x pie Por esto:

1 pie = 12 pulg. y 1 Galón = 231 pulg. cubicas

podemos escribir:

(lbs/pulg cub.) x (1/231) x 12 pulg = (lbs/pulg. cuad.) x 0.052 Por lo tanto, para convertir (lbs/gal)x pie a lbs/pulgada cuadrada, multiplicamos por 0.052.

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SISTEMAS DE MEDIDA Sistema métrico

Sistema Internacional

Sistema

(Italia)

práctico

puro

ingles

Densidad

D

Kg./l

Kg./l

Kg./m³

ppg

Profundidad

H

m

m

m

ft

PH

Kg./cm²

bar

KPa

Psi

Factores de conversión

10

0.0981

0.00981

0.052

Cálculos y fórmulas Presión PH

(D x H)/10

(D x H) x 0.0981

D x H x 0.00981

D x H x 0.052

Presión

Tabla que resume las unidades de medida y los factores de conversión de los sistemas de medida más comúnmente usados. Debido a que la presión puede ser expresada en unidades de medida diferentes, para convertir de un sistema de medida a otro se tendrá que hacer uso de factores de conversión.

CONVERSION DE UN SISTEMA A OTRO Desde el sistema métrico al sistema internacional práctico:

Kg./cm² x 0.981 = bar

Desde el sistema métrico al sistema internacional puro:

Kg./cm² x 98.1 = KPa

Desde el sistema métrico al sistema inglés

Kg./cm² x 14.22 = psi

Ejemplos: 100 kg./cm² x 0.981 100 kg./cm² x 98.1 100 kg./cm² x 14.22

= = =

98.1 bar 9,810 KPa 1,422 psi

4


Presiones y principios generales

Representación gráfica 0

100

200 300

400 500 600 700

800 psi Presión

1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

Profundidad Gradiente de presión (G) Definición:

La gradiente de presión es la relación entre la presión y la profundidad vertical, y por lo tanto se incrementa linealmente con la profundidad sea en cualquiera de los sistemas de medida usado.

Si hipotéticamente pudiésemos entrar en el contenedor de fluido aquí representado, conociendo la gradiente, podríamos conocer el incremento de presión por cada pie que descendemos.

G  PH

H

Para trabajar en forma práctica con la gradiente de presión se utiliza por cada pie de altura: Psi/pie Si dividimos el valor de la gradiente G por la constante 0.052 obtendremos la densidad en Ppg correspondiente, recíprocamente, si multiplicamos la densidad por dicha constante, obtendremos el valor de la gradiente:

G  D  0.052(psi

pie)

Podemos entonces deducir que, tomando como punto de referencia 1 pie de profundidad, la gradiente de presión hidrostática en un pozo es un valor que está en relación directa a la densidad del lodo

5


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1.2 PRESION ESTATICA Definición

La presión estática es la presión medida en superficie, en un pozo cerrado sin circulación.

Abreviación : Unidad de medida :

PS psi

Características  existe solamente cuando el pozo esta cerrado  es producido por presiones atrapadas dentro del pozo  se incrementa la presión en el fondo del pozo  en condiciones de kick se presenta en dos formas:



-

SIDPP

-

prueba del BOP

: Shut-in Drill Pipe Pressure

SICP : Shut-in Casing Pressure durante las operaciones de perforación se utiliza para: leak off test

Representación gráfica 0

100

200

300 400

500 600

700 800

psi

Presión 1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000 pies

PS PH Profundidad


Presiones y principios generales 1.3 PERDIDA DE CARGA Definición Las pérdidas de carga se deben a la fricción del fluido en movimiento. Abreviaciones: P = Pérdida de carga Unidad de medida: psi Nota:

Estas presiones son reales medidas en los manómetros.

La pérdida de carga resulta debido a una caída de presión en la dirección del movimiento del fluido. Las pérdidas de carga en una tubería son representadas con la siguiente fórmula general:

P 

Densidad  Longitud  (Caudal) x Diámetro 5

En la fórmula el valor de x (el exponente) depende del tipo de flujo del fluido (flujo laminar o flujo turbulento). En el caso del circuito del flujo de lodo asumimos x = 1,86.

7


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Las condiciones iniciales que afectan a las pérdidas de carga son: 

La densidad del fluido: La P aumenta en proporción directa a la densidad del fluido

 

longitud: La P aumenta en proporción directa a la longitud de la tubería caudal: La P incrementa ligeramente con la circulación cuando la velocidad aumenta



diámetro: La P aumenta con la disminución del diámetro interior de la tubería

Dependen del caudal El caudal en una tubería (Q) puede ser expresada relacionada a la velocidad del fluido como:

Q  VA Nota:

En perforación el caudal es denominado "circulation flow rate" y es determinado por el número de emboladas de la bomba ( SPM).

Diferentes densidades Si fluidos con diferentes densidades son bombeados en un circuito manteniendo el mismo caudal, las pérdidas de carga están en proporción directa a las densidades:

P1 D1  P2 D2 Diferentes caudales Si un fluido es bombeado en el mismo circuito a diferentes caudales, la siguiente relación existe entre la pérdida de carga y el caudal:

P1 (SPM1)2  P2 (SPM2)2

P1 Q12  P2 Q22 Diferentes densidades y caudales

P1 D 1 (SPM1) 2   P2 D 2 (SPM2) 2 Pérdidas de carga en el circuito hidráulico en un pozo Las pérdidas de carga en el circuito hidráulico en un pozo están distribuidos:      

en las líneas de superficie dentro de los Drill Pipes (DPs) dentro de los Drill Collars (DCs) a través de los orificios de la broca en el espacio anular entre el Pozo - Drill Collars en el espacio anular entre el Pozo - Drill Pipes


Presiones y principios generales a) pérdidas de carga a través de las líneas de superficie Las pérdidas de carga a través de las líneas de superficie determinan la presión necesaria para la circulación del lodo desde las bombas hasta la parte superior de la sarta. Las pérdidas de carga a través de las líneas de superficie dependen de:

  

caudal densidad del lodo tipo y sistema de las líneas de superficie

El valor es determinado por diferentes métodos tales como reglas hidráulicas, tablas, programas especiales para computadora, etc. La pérdida por el tipo de lodo con la densidad de operación medida en el tanque de succión.

9


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b) pérdidas de carga dentro de los Drill Pipes Las pérdidas de carga dentro de los Drill Pipes determinan la presión necesaria para circular el lodo a través de ellos.

Depende de:  caudal  densidad del lodo  el diámetro interno y tipo de Drill Pipes Igual que en el caso anterior utilizando cualquiera de los medios de cálculo descritos antes, el valor es determinado para toda la longitud de Drill Pipes dentro del pozo. Longitud de Drill Pipes = Profundidad total medida del pozo – longitud de Drill Collars


Presiones y principios generales c) pérdida de carga dentro de los Drill Collars La pérdida de carga dentro de los Drill Collars determina Ja presión necesaria para circular el lodo a través de los mismos.

Depende de:   

caudal densidad del lodo diámetro interno y tipo de Drill Collars y Hws

El valor es determinado usando los métodos antes indicados d) pérdida de carga a través de los orificios de la broca La pérdida de carga a través de los orificios de la broca determina la presión necesaria para circular el lodo a través de la broca.

Depende de:  caudal  densidad del lodo  área superficial de los orificios de la broca 11


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e) pérdida de carga a través del espacio anular entre el Pozo y los Drill Collars La pérdida de carga a través del espacio anular entre el Pozo y los Drill Collars determina la presión necesaria para bombear el lodo desde la broca hasta el tope de los Drill Collars. Depende de:  caudal  densidad del lodo  diámetro del Pozo  diámetro externo de los Drill Collas

El valor es calculado para el espacio anular entre el pozo y los Drill Collars


Presiones y principios generales f) pérdida de carga a través del anular entre el pozo y los Drill Pipes La pérdida de carga a través del anular entre el pozo y los Drill Pipes determina la presión necesaria para bombear el lodo a través del anular para la longitud total de los Drill Pipes.

Depende de:    

caudal densidad del lodo diámetro del pozo diámetro externo de los Drill Pipes

El valor es determinado primero para el espacio anular entre el pozo y los Drill Pipes, y lego entre el Casing y los Drill Pipes

13


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Perdidas de carga en el pozo: ejemplos

Ejemplos: Pozo Profundidad DPs 5" E DC s 8.' x 12 13/16'. BJ s Densidad del lodo (D) Caudal (Q)

 12¼" 9,850 pies 9,150 pies 700 pies 3 x 15/32nds 11.7 ppg 606 gal/min


Presiones y principios generales SISTEMA DE SUPERFICIE P = 70 psi DENTRO DE LOS DPs Q = 606 gpm. P con lodo D = 11.7 ppg = 989 psi DENTRO DE LOS DCs Q = 606 gpm. P con lodo D = 11.7 ppg = 576 psi BROCA área total de los orificios de la broca = 0.5177 sqin Q =606 gpm.  P con lodo D = 11.7 ppg = 1,332 psi ANULAR DCs - POZO Q = 606 gpm.  P con lodo D = 11.7 ppg

= 8 psi

ANULAR DPs - POZO (Tab. N° 7) Q = 606 gpm. P con lodo D = 11.7 ppg = 30 psi

TOTAL PÉRDIDAS DE CARGA = 3,005 psi

Nota: Los cálculos para este ejemplo han sido realizados con el programa HCC Hydraulics Versión 1.60 para windows de HUGHES

15


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1.4 PRESIONEN EL FONDO DEL POZO Definición

La presión en el fondo del pozo (PB) es la presión total que actúa en el fondo del pozo. Este valor depende de las diferentes combinaciones de procedimientos de trabajo: 1. 2. 3. 4.

pozo abierto y con bombas apagadas pozo abierto con circulación pozo cerrado y con bombas apagadas pozo cerrado con circulación

1.pozo abierto y con bombas apagadas.

PB  PH 2.pozo abierto con circulación:

PB  PH  Pan 3.pozo cerrado y con bombas apagadas.

PB  PH  PS 4.pozo cerrado con circulación:

PB  PH  Ps  Pan Representación gráfica

16


Presiones y principios generales Densidad equivalente de circulación ECD (Equivalent Circulating Density) Definición:

La Densidad Equivalente de Circulación (ECD) representa la densidad del lodo que puede determinar la presión hidrostática en el fondo del pozo, la cual es igual a la presión cuando comienza la circulación.

Unidad de medida: ppg Cuando se perfora en formaciones permeables y con lodo balanceado, apagando las bombas la pérdida de carga en el anular (Pan) cesa y esto puede dar como resultado que fluidos de formación entren al pozo. Conociendo la ECD podemos evaluar el incremento de la densidad del lodo necesario para evitar el fenómeno de un kick. ECD = densidad del lodo + la densidad necesita compensar la pérdida de presión

ECD  D  (Pan) (H  0.052) Margen de seguridad (S) El margen de seguridad (S) es la presión que puede ser añadida en superficie de tal forma que se trabaje con una presión en el fondo del pozo ligeramente por encima de la presión de formación. 1.5 PRESION DE FORMACION Definición:

La presión de formación (o presión de los poros) PF es la presión ejercida por los fluidos contenidos en la formación.

La cantidad y flujo de fluidos depende de las siguientes características de la formación: -

porosidad permeabilidad

Porosidad 

permeabilidad:

Volumen de los espacios Vacios  100 Volumen de roca

propiedad que permite el pasaje de los fluidos a través de la formación. Mientras mayor sea la cantidad de poros conectados mayor será la permeabilidad de la roca.

La presión de formación actúa en el fondo y en las paredes del pozo Para evitar la entrada de fluidos (kick) la presión hidrostática del pozo debe ser igual a la presión de formación: EQUILIBRIO HIDROSTATICO

PH = PF

El Mantener equilibrio hidrostático en el fondo del pozo es el objetivo más importante de un control primario. Para trabajos prácticos, una presión (TM) capaz de compensar las variaciones de presión debido a la extracción o bajada de tubería se añaden al equilibrio hidrostático. En tales condiciones la presión hidrostática es: TM = Trip margin 17


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Presión de formación normal y anormal La presión de formación PF es considerada normal cuando es equivalente a la presión de una columna de agua salada con una densidad D* entre 8.6 y 8.9 ppg en los otros casos se considera anormal.

Definición

Indicando con G la gradiente de presión se tiene: Si Si

0.447<=

Si

G < 0.447 psi/pie

presión anormal baja, presenta riesgos de kick

G <= 0.465 psi/pie

presión normal

G > 0.465 psi/pie

presión anormal alta, presenta riesgos de kick

1.6 PRESION DE FRACTURA La presión de fractura (PFR) es la presión que produce una pérdida parcial de lodo sin fracturar la formación.

Definición

El mantener el pozo a altas presiones superiores a las de fractura causará una pérdida de circulación. Leak-off Test La presión de fractura es usualmente determinada por el leak-off Test. En la practica el leak-off Test determina el MAASP sin causar una fractura en la formación. Considerando que la fractura es en el punto más débil Justo debajo del zapato del casing, la presión de fractura será calculada adicionando el valor del leak-off Test a la presión hidrostática en el zapato (PHs).

PFR  MAASP  PHS Procedimiento del leak-off Test El Leak- 0ff Test es Usualmente efectuado después de haber realizado el trabajo del Casing. 1. Drill Collar en sección de pozo abierto (3- 5 metros) 2. Circule y acondicione el lodo 3. Levante la broca hasta el zapato 4. Cierre el BOP. El test puede ser efectuado de dos formas diferentes, bombeando: a) volúmenes a intervalos de tiempo necesarios para balancear la presión. b) 10 a 20 Gpm constante, con la unidad de cementación.

-

Los valores de presión obtenidos serán ploteados en un gráfico (tiempo vs presión).

-

El test finaliza cuando los puntos divergen considerablemente de la línea recta.

El último Punto de la línea recta será el valor del MAASP. 18



El procedimiento del leak - Off Test es importante durante la fase de exploración de pozos y cuando la gradiente de fractura es desconocida. Máxima Presión Anular Permisible en Superficie (MAASP) (MAXMUM ALLOWABLE ANNULAR SURFACE PRESSURE) Definición

El MAASP (Maximun Allowable Annular Surface Pressure) es la máxima presión en la superficie anular justo inferior a la de fractura en su punto más débil (usualmente debajo del zapato del ultimo casing).

MAASP  PFR  PHS El MAASP es un valor muy importante para el control de un pozo El MAASP depende de la presión hidrostática en el zapato, entonces cambia con relación a: • •

densidad del lodo y, en caso de kick, con relación la altura del influjo encima del zapato del casing

Cambiando la densidad del lodo la presión hidrostática en el zapato cambiará, entonces, debido a que la presión de fractura es constante, el MAASP variará. Incremento densidad del lodo ========> Disminución MAASP Disminución densidad del lodo ========> Incremento MAASP El MAASP debe ser recalculado cuando la densidad del lodo cambia (sin repetir el Leak - Off Test).

19


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La presión hidrostática en el zapato (PHS) disminuye cuando el influjo entra, debido a que el fluido es de baja densidad con respecto a la del lodo. Tal disminución puede ser compensada con un correspondiente aumento en el MAASP.

El valor del MAASP no se debe sobrepasar mientras el influjo se encuentre en el pozo abierto. Como la presión hidrostática en el zapato del casing disminuye durante la migración del gas, el MAASP aumenta en tal forma que depende del tipo de fluido: . Liquido Durante la migración, el influjo no se expande. La disminución en el PHS terminará cuando todo el influjo entre al zapato. Gas

El influjo se expande durante la migración. Con expansión el PHS continúa disminuyendo aún después de que el influjo de gas haya entrado al zapato y durante su llegada a la superficie.

Densidad del lodo para fracturar el pozo Definición:

La densidad del lodo para fracturar el pozo (DFR) nos permite representar la presión de fractura en términos que podamos tener un valor referencial.

La DFR representa la densidad del lodo en condiciones estáticas, la cual determina una presión igual a la presión de fractura.

DFR  PFR (H  0.052) Unidades de medida: ppg Este valor es igual al máximo utilizable en el pozo La densidad de lodo para fracturar el pozo puede variar desde un mínimo, equivalente a la Gradiente de Presión Normal GF hasta un valor máximo correspondiente al DFR, tal como se muestra en el gráfico siguiente.



El MAASP puede ser calculado a partir de la DFR:

MAASP



P

FR



P

HS

MAASP  DFR  Hs  0.052  D  Hs  0.052

MAASP  DFR  D)  Hs  0.052

La Comparación entre la densidad del lodo para fracturar el pozo (DFR) del punto más débil de la formación y la densidad equivalente de circulación (ECD), nos permite conocer si el peligro de fractura existe.

21


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1.7 PRESION A CAUDAL REDUCIDO (PRESSURE LOSSES: PL) Definición:

Presión a caudal reducido (PL) es la presión requerida para circular el lodo en un pozo a una razón de circulación mínima. (Un valor normal de PL esta entre 1/2 y 1/3 del caudal normal de flujo) Es fundamental la medida y registro del valor del PL porque es la presión que debe ser usada en caso de un kick.

Uso de PL:

(POR QUE)

 Controlar el kick Con la bomba normal de trabajo sin excederse de su máxima presión de trabajo  Pesado y desgasificado del lodo más fácil  Reducción del uso y desgaste del equipo de superficie  Reduce la pérdida de carga en el anular  Se trabaja sólo con una bomba Reduce la fatiga del personal para llevar a cabo el control del pozo

Medida de PL:

(CUANDO)

    

Al inicio de cada turno de trabajo Cuando la densidad del lodo cambia Cuando Cl equipo de perforación ha sido modificado o cambiado Cuando el diámetro de camisas de las bombas se cambian Cuando se cambian los jets



Rutinariamente haciendo dos lecturas: - el mínimo número de emboladas - el mínimo número de emboladas más 10 ó 20 emboladas adicionales



para cada bomba separadamente

Medida de PL:

(COMO)

Nota:

- el valor de PL debe siempre anotarse en lugar visible. - el valor de PL se debe leer en los medidores de control automático del choke.

Aun si se utilizan idénticas bombas el valor de PL debe ser anotado para cada una de ellas, porque la eficiencia volumétrica puede ser diferente. Con igual. densidad de lodo y circuito hidráulico (constantemente indicado por K en la fórmula siguiente) el PL es un cuarto de la presión normal porque la presión de circulación depende del cuadrado del rate de circulación de flujo:

P  KQ 2 Ejemplo: Caudal normal de flujo

530 Gpm. ===> Presión de circulación

=

2840 psi

Caudal a flujo reducido 265 Gpm. ===> Presión a caudal reducido =

710 psi


Presiones y principios generales 1. 8 PRESIONES DE CIERRE: SIDPP, SICP Cuando un kick se presenta, causa modificaciones. Luego se estabilizan los valores, asegurando un nuevo equilibrio entre la presión de fondo del pozo y la presión de formación. Cuando el pozo ha sido cerrado y su presión se ha estabilizado, un control del pozo es necesario, registrándose dos lecturas especificas de presiones.

1. 2

SIDPP (Shut-in Drill Pipe Pressure), SICP (Shut-in Casing Pressure),

presión de cierre en la tubería presión de cierre en el casing

Presión de cierre en la tubería Definición

El Shut-in Drill Pipe Pressure (SIDPP) es la presión leída en la tubería después de la estabilización con el pozo cerrado en presencia de un kick.

SIDPP  PF  PH Presión de cierre en el casing Definición

La Shut-in Casing Pressure (SICP) es la presión leída en cl casing después de la estabilización con el pozo cerrado en presencia de un kick.

SICP  PF  PHG  PH  PHG = Presión hidrostática del gas Es de particular importancia la relación entre los valores de las dos presiones de cierre SIDPP y SICP:

SICP  SIDPP  (D - DG )  HG  0.052 Es posible derivar la gradiente de fluido en el pozo

DG  D  SICP  SIDPP   HG  0.052  De acuerdo al valor de la densidad (DG) de un fluido tenemos: • • •

DG > 6.84 ppg 2.5 < DG < 6.84 ppg DG < 2.5 ppg

Agua Petróleo Gas

23


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1.9 PRESION DE CIRCULACION

Definición: La presión de circulación es la presión ejercida en las tuberías. Durante las fases de control dos diferentes presiones de circulación aparecerán: FCP Presión final de circulación

ICP Presión inicial de circulación Esta aparece cuando las bombas comienzan con el lodo original (bajo peso).

Este es un valor leído en el manómetro de la tubería y en el momento en que el lodo pesado (kill mud) comienza a salir por la broca, reemplazando al lodo original (original mud) en el anular.

ICP  SIDPP  PL

FCP  PL 

KMLD OMD

Esta diferente terminología es necesaria para llenar el KILL SHEET. Nota: Las dos presiones ICP y FCP pueden ser incrementadas por un factor de seguridad, lo que no es especificado en las regulaciones del IWCF. 1.10 LEY DE LOS GASES La ley de los gases ideales, conocida también como la ley de Boyle afirma que para un gas cuya temperatura se mantiene constante, se verífica que su volumen multiplicado por su presión se mantiene constante: P x V = constante La Ley de los Gases Perfectos puede ser considerada suficientemente precisa como para tenerse en cuenta en el caso de la migración del gas en los pozos. En nuestro caso esto significa que durante cada fase de la migración en el pozo el producto del volumen por la presión del influjo de gas se mantendrá constante. Definiendo que: - P' y V', presión y volumen inicial del influjo de gas, - P" y V'', presión y volumen del influjo de gas a una fase dada de la migración

El resultado es:

P' x V' = P" x V"

Asumiendo que la relación sea valida en nuestro caso, veamos ahora que sucede en caso de: - migración del gas sin expansión - migración del gas con expansión incontrolada - migración del gas con expansión controlada


Presiones y principios generales 1.11 MIGRACIÓN DE CAS EN UN POZO CERRADO SIN EXPANSIÓN Analicemos el comportamiento del influjo de gas que migra en un pozo con el BOP cerrado. El gas no se puede expandir porque el BOP ha sido cerrado y migrará por la diferencia de densidades. Sin expansión el volumen de gas no cambia, esto de acuerdo a la Ley de los Gases durante la migración su presión no cambia. La disminución de la presión hidrostática en el tope de la columna de gas, causada por el movimiento ascendente es compensada por un incremento de presión en el tope.

La representación gráfica ilustra las variaciones de presión de acuerdo a la posición del influjo de gas. Durante la migración ascendente: - La presión hidrostática encima del gas disminuye progresivamente; - La presión en el tope del pozo aumenta para compensar la pérdida de presión hidrostática ejercida por el influjo de gas; - La presión en el fondo del pozo aumenta con el aumento de la presión en el tope del pozo. Como hemos apreciado esta claro que si mantenemos el pozo cerrado y esperando que las altas presiones ejercidas por el gas afecten al pozo, se puede producir:   

Fractura de la formación con pérdida de lodo y la posibilidad de sucesivos e incontrolados underground blowouts daño al equipo rotura del casing

25


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1.12

MIGRACION DEL GAS EN UN POZO ABIERTO CON EXPANSION INCONTROLADA

Analicemos el comportamiento del influjo de gas que sube en un pozo abierto. El gas sube libremente e incrementa su volumen, esto de acuerdo a la Ley de los Gases cuando sube, su presión disminuye. La expansión del gas hará expeler un volumen igual de lodo causando una ligera disminución de la presión hidrostática en el fondo y con el consecuente peligro de que entre mayor cantidad de gas.

Las variaciones de presión como resultado de la localización del influjo del gas. Cuando asciende, la presión del gas disminuye progresivamente conforme el gas se expande libremente. Esta expansión resulta de la expulsión de un volumen igual de lodo con la consecuente disminución de la presión hidrostática. La reducción de la presión hidrostática resulta en una disminución de la presión en el fondo del pozo. Como hemos visto anteriormente, es evidente que un movimiento ascendente del influjo de gas en un pozo abierto es caracterizado por una expansión incontrolada del volumen del gas causando:  Una

disminución en la presión del fondo del pozo causado por un vacío parcial del anular, con el peligro de mayor influjo de gas.  una situación en la cual se toma más difícil su control


Presiones y principios generales 1.13 MIGRACION DEL GAS EN UN POZO CERRADO CON UNA EXPANSION CONTROLADA La migración del gas sin expansión causa un incremento en la presión en el fondo del pozo. La migración con expansión incontrolada causa una reducción de presión en el fondo del pozo atas dos condiciones no pueden ser usadas en la práctica porque alteran la presión en el fondo del pozo. Un correcto procedimiento para permitir ascender al gas tiene presente una expansión controlada de tal forma que se mantenga constante la presión en el fondo del pozo a un valor (presión) que sea igual a la presión de la formación. El análisis de la migración del influjo de gas en un pozo cenado bajo expansión controlada. Durante la migración el gas se expande, aumentando en volumen y consecuentemente disminuyendo la presión. Expandiéndose el gas se desplazará una correspondiente cantidad de lodo produciendo una disminución de la presión hidrostática, compensada por un aumento en la presión de superficie. Consecuentemente, la presión en el fondo del pozo se mantendrá constante.

Cambios en las presiones de superficie y en el fondo del pozo son consecuencia de la posición del influjo de gas. Durante la migración del gas, el aumento de la presión de superficie balancea la disminución de presión hidrostática debido a la expansión del gas. Controlando la expansión es posible mantener la presión en el fondo del pozo constante.

27


WELL CONTROL

1.14 PRINCIPIO DEL TUBO EN "U"

Podemos imaginarnos un pozo en forma de tubo en "U" con: - Tubería - anular en donde: -

el tubo es abierto en el fondo el fondo esta en contacto con la formación el pipe esta lleno de lodo con densidad D, que ejerce una presión PH el anular puede contener lodo y también el influjo.


Presiones y principios generales Representación gráfica del tubo en U

29


CAUSAS DE KICKS

31


Causas de kicks GENERALIDADES La principal causa del kick es la falta de una adecuada presión hidrostática que asegure el control primario: PH > PF Si, por alguna razón, se invierte en PH < PF habremos alcanzado la condición necesaria y suficiente para que se produzca un kick. Esta condición puede provenir como resultado de: Causas naturales

Causas operativas

Las causas naturales determinan un aumento en la presión de formación.

Las causas operativas, o por causas mecánicas, determinan una disminución de la presión hidrostática

Estas consisten en:

Consiste en: b) fallas en llenar el pozo adecuadamente cuando se mete o saca la sarta de perforación c) swabbing d) pérdida de circulación e) disminución del peso del lodo f) corte de gas en el lodo

a) presión anormal de formación

2.1 PRESIÓN ANORMAL Una presión anormal de formación tendrá lugar cuando la presión de fondo de formación tiene una gradiente mayor de 0.463 psi/pie. Un kick puede ocurrir, perforando a través de presiones de formación anormales, si el peso del lodo es insuficiente, Presiones anormales causadas por una situación geológica particular: 

alta velocidad de sedimentación

Zonas de baja permeabilidad, sedimentados a alta velocidad pueden atrapar fluidos y así causar una zona de presión anormal.



presión anormal debido a fallas

Zonas de sedimentación pueden ser elevadas por movimientos tectónicos. En este caso la zona tiene que mantener su presión original. Una erosión en la superficie determina una zona a menor profundidad, que bajo condiciones normales debería tener menor presión de la que tiene.



efecto artesiano

Un efecto artesiano se presenta cuando se esta perforando a través de zonas de agua. En este caso la presión no esta en relación con la profundidad del pozo pero es debida a la altura del estrato de agua encima del punto de perforación 33


WELL CONTROL



Lentes

Los lentes se encuentran cuando zonas impermeables (clay) producen trampas estructurales que aprisionan a los fluidos de formación. Los lentes cercanos a la superficie son particularmente peligrosos.



Inclinación de los estratos de rocas

Cuando la geometría de un reservorio de gas tiene una fuerte inclinación, la presión de formación en la parte superior del lente es anormalmente alta, debido a la baja densidad del gas.

Durante el desarrollo de prospección de petróleo, algunos métodos han sido perfeccionados para predecir las excesivas presiones. Las más importantes de estas que se utilizan durante la perforación están listadas a continuación: Rate de penetración Sigmalog Resistividad de las arcillas Resistividad, salinidad y PH del lodo

Exponente D Densidad de las arcillas Temperatura del lodo Manifestaciones de gas

2.2 FALLAS EN EL LLENADO APROPIADO DEL POZO CUANDO SE SACA LA SARTA DEL POZO

Cuando se saca la sarta de perforación, un volumen de lodo igual al volumen del acero sacado debe ser añadido al pozo de tal forma de mantenerlo lleno, y bajo control primario. Volumen de acero extraído = Volumen de lodo añadido La falla en el llenado del pozo causa que el nivel descienda en el pozo con una reducción en la presión hidrostática y riesgos de un kick. El uso del trip tank permite controlar cualquier disminución en el nivel del lodo, también para pequeñas cantidades. Peligro:

¡ La falla al llenar el pozo cuando se saca la sarta es una de las principales causas de kick y esto es de responsabilidad del perforador!

Cómo calcular la disminución en la presión hidrostática causada por la falla de llenar el pozo durante la extracción de la sarta: 1. calcule el volumen extraído 2. calcule el descenso del nivel de lodo en el pozo 3. calcule la caída de la presión hidrostática 1) volumen extraído = Ve a)

tubería seca:

Volumen extraído = [longitud extraída] x [desplazamiento del acero] b) tubería llena: Volumen extraído = [longitud extraída] x [desplazamiento total] 34 Eni Corporate Unversity

Causas de kicks 2) descenso del nivel = H 



con drill pipe en el Pozo: a) Drill pipe seco: H =

volumen extraído capacidad del casing - desplazamiento del acero

b) Drill pipe lleno: H =

volumen extraído capacidad del casing - desplazamiento total

Ultimo drill pipe: H =

volumen extraído capacidad del casing

3) disminución de la presión hidrostática PH PH =

densidad del lodo (ppg) x descenso de nivel (pies) x 0.052

2.3 SWABBING Swabbing es un efecto de pistoneo que se produce durante el movimiento de la sarta de perforación de tal forma que altera la presión sobre el fondo del pozo como consecuencia de la pérdida de carga causada por el movimiento del lodo en el espacio anular. Extrayendo tubería fuera del pozo la pérdida de carga (swabbing) se presenta en dirección hacia arriba y disminuye la presión en el fondo del pozo. PB= PH - Pan Atención: El efecto swabbing es más peligroso durante la extracción de tubería con pozo estrecho. Bajando tubería al pozo las pérdidas de carga (surging) están en dirección hacia abajo e incrementan la presión de fondo del pozo PB = PH + Pan El efecto swabbing llega a ser considerable en los siguientes casos:    

velocidad del viaje reducción del espacio anular longitud de la sarta en el pozo viscosidad del lodo

El fenómeno se incrementa con la profundidad y llega a su máximo cuando la broca esta cerca al fondo. En este caso la velocidad del viaje debe reducirse. El fenómeno es intensificado por obstrucción de arcillas en la broca o sobre los estabilizadores (porque taponan el Pozo). Nota:

Variaciones de peso de la sarta de perforación durante un viaje (arrastre) generalmente son los indicadores de efectos del swabbing. 35


WELL CONTROL

El efecto del swabbing puede ser detectado a través del trip tank. Observando el nivel del lodo, podemos saber si es que han entrado fluidos en el pozo durante la extracción. Si el volumen de lodo requerido para llenar el pozo durante la extracción es menor que el calculado, significa que, una parte del acero extraído ha sido reemplazado por fluido de formación (swabbing). Sugerencias para reducir los efectos de swabbing:  reducción de la velocidad de extracción

La velocidad de extracción determina la extensión de la pérdida de carga debido al swabbing. El efecto del swabbing aumenta considerablemente con la velocidad  acondicionar el lodo, controlando sus características reológicas

Mejorando las características reológicas del lodo antes del viaje reduce el efecto swabbing y hace que la extracción sea una operación menos delicada 

tener cuidado con el arrastre durante las maniobras El arrastre durante una maniobra es lo peor que puede suceder. En este caso, la operación debe realizarse con mucho cuidado.



aumente la densidad del lodo

La densidad del lodo puede ser aumentada para reactivar la posible reducción del trip margin. 

en un trabajo en particular en los short trips es cuando se determina el grado del swabbing:

Cuando se perfora a través zonas mineralizadas, antes de extraer la sarta es necesario realizar un short trip para asegurarse si existe la posibilidad de causar un kick. Viaje corto

Procedimiento: • • • •

extraiga algunos Stands a velocidad normal baje otra vez hasta el fondo circule el fondo hasta la superficie analice el lodo para determinar la presencia de fluidos de formación: si el lodo no tiene cortes de gas, puede extraerse todo con la misma velocidad; si el lodo presenta cortes de gas, se debe determinar el tipo de operación necesaria. El gráfico muestra las variaciones de la velocidad de maniobra mostrando dos valores referenciales:

- máxima velocidad(Vmax) - velocidad media (Vmedia)

36 Eni Corporate Unversity

Causas de kicks

El diagrama muestra las variaciones de la presión en el fondo del pozo debido al swabbing durante una maniobra.

2.4 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

El termino "pérdida de circulación" significa que el lodo va desde el pozo hacia la formación. La pérdida de circulación puede ser 

parcial: cuando el lodo que sale es menor al de entrada



total: cuando no hay retomo de lodo del pozo

La pérdida total de circulación puede causar un kick porque el nivel de lodo en el pozo desciende.

La pérdida parcial sola no es una causa directa de un kick. La pérdida de circulación ocurre en formaciones naturalmente fracturadas o donde mecánicamente se ha inducido este efecto. Las causas más importantes son: -

-

causas naturales (geológicas):

condiciones operativas:

  

formaciones cálcicas formaciones fracturadas fallas

  

las pérdidas de carga sustanciales en el anular surging el comenzar la circulación a través de pozos de pequeño diámetro a gran profundidad gumbo shale en el anular



2.5 DISMINUCIÓN EN EL NIVEL DE LODO

Si el peso de lodo disminuye cuando pase a través de estratos minerales debido a causas imprevistas, la presión hidrostática en el pozo cae por debajo de los niveles plantados. Disminución de la presión hidrostática presenta el peligro de un kick Las causas más comunes de una disminución no planeada del peso del lodo son: -

El funcionamiento defectuoso o fallas en el equipo de control del lodo. errores en la operación del circuito del lodo lodo con características inesperadas 37


WELL CONTROL 2.6 LODO CON CORTE DE GAS

Cuando se perfora una estructura que contiene gas, una cierta cantidad de gas es liberado. El lodo forma una emulsión con el gas y su densidad disminuye. La disminución de la densidad del lodo resulta en una disminución de la presión de fondo. El riesgo de expansión del gas y disminución de la presi6n hidrostática con el peligro de ocurrencia de un kick, La cantidad liberada del gas depende de: - régimen de perforación - grado de porosidad de la formación - diámetro del pozo La densidad del lodo disminuye mínimamente en el fondo y enormemente en la superficie, con una disminución de la presión de fondo, El detector de gas indica la acumulación de gas. El degasificador es usado para expeler el gas del lodo antes de volverlo a circular. El gas en el lodo puede ser: a) DriIIing gas:

gas liberado de la roca debido a la acción de trituración de la broca

b) Connection gas:

gas que se acumula en el pozo durante las pausas para adicionar

tubos gas que se acumula durante las pausas para cambiar la broca. Esta pausa es de mucho mas tiempo, y la acumulación es mayor.

c) Trip gas:

La característica común de estos tipos de gas es la presión que es menor al de la hidrostática cuando entran al pozo. Estas situaciones normalmente no representan peligro. Pueden llegar a ser peligrosas si el volumen de gas es elevado. Esto puede suceder al comienzo de la perforación (diámetro grande y alto régimen de penetración) - "shallow gas" La disminución de la presión hidrostática, el peligro resultante de la contaminación del lodo, puede ser determinada de dos formas: - de tablas empíricas - analíticamente siguiendo la siguiente fórmula PH = 2,3 x (D - D1)/D1 x Log PH PH = Profundidad del pozo D = Densidad original del lodo D1 Densidad del corte de lodo

38 Eni Corporate Unversity

Causas de kicks

2.7 SITUACIÓNES PARTICULARES Una combinación contemporánea de varios fenómenos puede elevar el riesgo de kick, o que pueden derivar de operaciones que normalmente no causan blow - out. Algunas de estas situaciones son dadas a la a seguir: -

efectuando pruebas bajando casing corriendo registros eléctricos esperando el secado del cemento después de una bajada de casing algunas condiciones para pesca la recuperación de un bridge plug a poca profundidad.

2.8 SÍNTESIS

PRESION ANORMAL

FALLAS EN EL LLENADO DEL POZO DE MODO APROPIADO

SWABBING

PERDIDA DE CIRCULACION

ORIGEN

Situaciones geológicas naturales

Fallas en el llenado cuando se extrae la sarta

Movimiento del lodo en el pozo cuando se hacen viajes

Causas operativas y naturales

EFECTO

Aumento de la presión de formación Uso de métodos para prevenir las presiones de formación

Disminución de la presión hidrostática Uso del trip tank para determinar la relación entre el acero extraído y el volumen de lodo añadido

Variación de la presión de fondo del pozo Reducir la velocidad de la maniobra y acondicionar el lodo. Realizar una maniobra corta

Disminución de la presión hidrostática Ajustar los parámetros de acuerdo a las condiciones operativas en el pozo

PROCEDIMIENTO A ADOPTAR

INSUFICIENTE PESO DEL LODO

Daños en el equipo de circulación o errores de operación Disminución de la presión hidrostática Chequear el equipo y trabajar con cuidado

LODO CON CORTE DE GAS

Fluidos de formación

Disminución de la presión hidrostática Chequear el detector de gas. Chequear las características del lodo.


INDICADORES DE UN KICK

41


Indicadores de un kick GENERALIDADES Una situación de kick debe ser reconocida tan pronto como sea posible. Para ello, es necesario reconocer e interpretar correctamente algunos síntomas específicos, llamados "Indicadores de un Kick", que nos permiten detectar la infiltración de fluido de formación. En esta sección trataremos el tema sobre estos indicadores y por que su presencia nos debe hacer sospechar un kick. Es importante tener en mente que en el trabajo real una situación de kick presenta varios síntomas simultáneos que ayudan a reconocerlo. Siga atentamente esta parte del curso: una de las principales responsabilidades de un Driller es reconocer inmediatamente el peligro de un kick. Los Indicadores de Kick pueden ser agrupados en dos categorías:

INDICADORES DE KICK EN PROGRESO

INDICADORES DE UN POSIBLE KICK

a) Aumento del Caudal (Flow Rate) durante la a) Aumento del volumen en Pits perforación b) Flujo desde el pozo con bombas paradas

b) Incremento del Rango de Penetración

c) Incorrecto llenado del pozo durante los viajes d) Disminución de la Presión de BombeoAumento de las emboladas de la bomba e) Cortes de gas en el lodo f) Disminución del peso de la sarta – Aumento de la presión de Circulación. g) Aumento del torque o arrastre (overpull)

Los Indicadores de Kick están listados según su nivel de prioridad Los indicadores (e - f - g) se refieren a situaciones particulares, no muy frecuentes. La cantidad de fluido de formación que puede ingresar al pozo es proporcional a: - el valor negativo de la diferencia PH - PF - permeabilidad de la formación - longitud del pozo perforado - tiempo empleado en reconocer el kick Es necesario detectar la presencia del kick lo antes posible para así tomar inmediatamente las medidas adecuadas. La rápida detección del kick es la tarea principal del Driller. 43 Eni Corporate University

WELL CONTROL 3.1 AUMENTO DEL CAUDAL (FLOW RATE) En condiciones normales, la cantidad de lodo que sale del pozo es equivalente a la que entra y corresponde al caudal (flow rate) de la bomba. La entrada de fluido de formación en el pozo altera este equilibrio y causa un aumento en el flujo saliente. El medidor de flujo indica las variaciones en el flujo y estando conectado al flow line nos permite detectar un kick inmediatamente. Cuando la formación de donde proviene el fluido tiene baja permeabilidad, puede ser difícil medir las variaciones del flujo.

3.2 FLUJO DESDE EL POZO CON BOMBAS PARADAS Este es un indicador seguro de un kick en progreso. Este fenómeno sucede especialmente en pozos de diámetro reducido, donde las perdidas de presión en el anular son significativas. En este caso, al parar la circulación, las pérdidas de presión en el anular se anulan y entonces la presión de formación puede exceder a la presión hidrostática, permitiendo así la entrada de fluido de formación al pozo. 3.3 AUMENTO DEL VOLUMEN DE LODO EN TANQUES Cuando un influjo esta entrando al pozo, el volumen total del flujo saliente aumenta. Por esto, cualquier aumento del volumen en piletas (tanques) constituye un indicador de kick En este caso es necesario parar la operación presente y realizar una prueba de flujo (flow check), si no se detecta un kick, revisar la razón de la anormalidad. La alarma acústica que indica variaciones en el volumen de los tanques debe estar siempre en condiciones operativas y lista para indicar hasta las mínimas variaciones de nivel. El aumento de volumen en tanques puede también obedecer a otras causas no relacionadas con un kick; las más importantes están listadas a seguir. - adición de cantidades significativas de material al sistema de lodo. - fugas o incorrecto uso de válvulas del sistema de lodo causan transferencia de liquido entre tanques 44 Eni Corporate University

Indicadores de un kick 3.4 INCREMENTO DEL RANGO DE PENETRACION El rango de penetración tiende a disminuir a medida que la profundidad aumenta debido al incremento de la compactación del terreno. Un marcado aumento del rango de penetración puede indicar la entrada en una zona de presión anormal. En dicha situación es necesario parar la perforación y realizar una prueba de flujo (flow check), para identificar la posible presencia de kick. En ausencia de kick, el aumento del rango de penetración se debe a un cambio en la formación.

El gráfico muestra la tendencia del gradiente de presión de formación con respecto al gradiente del lodo. El gráfico muestra como la entrada en una zona de presión anormal altera el equilibrio hidrostático con la consecuencia de un kick. Durante la perforación regular el valor de P es positivo. En la fase de acercamiento a la zona en sobrepresión el P se reduce hasta asumir valores negativos cuando la broca afecta la formación en sobrepresión. El diagrama resalta este fenómeno que podría deberse también a la mayor perforabilidad de rocas suaves.


WELL CONTROL 3.5 INCORRECTO LLENADO DEL POZO DURANTE LOS VIAJES

Si al sacar tubería del pozo, el nivel en el trip tank disminuye menos de lo esperado existe la posibilidad de entrada de fluido de formación al pozo. Se debe parar la operación y examinar la condición del pozo (flow check). Para determinar el grado de pistoneo (swabbing) existente debe controlarse cuidadosamente el nivel de variaciones en el trip tank Un control de flujo (flow check) para determinar la condición del pozo puede revelar tres situaciones distintas:  retorno al nivel normal

esta no es una situación peligrosa. La causa de la menor cantidad para llenar el pozo se debe a una parcial obstrucción en el anular.

 un nivel menor del esperado el pistoneo (swabbing), crea un desbalanceo momentáneo en la presión de fondo, con entrada minina de fluido de formación. el equilibrio retorna al parar el movimiento, aunque algo de fluido se mantenga en el pozo y el nivel en el tanque sea diferente. En este caso se debe parar el viaje.  el pozo sigue fluyendo

presencia de un kick en progreso.

Para determinar el grado de pistoneo existente debe controlarse cuidadosamente el nivel de variaciones en el trip tank. Nota: El uso del trip tank durante los viajes permite detectar situaciones anormales en el pozo como migración de gas o fractura de la formación. 3.6 DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO-AUMENTO DE EMBOLADAS DE LA BOMBA La densidad del fluido de formación es generalmente menor que la del lodo. Por ello, su infiltración en el pozo disminuye la presión hidrostática en el anular, con la consecuente condición de desbalanceo en el pozo. El desbalanceo produce una caída en la presión de circulación y un eventual aumento en los emboladas por minuto (SPM) de la bomba. Esta condición revela un posible kick y la operación presente debe pararse. La caída de la presión de circulación puede deberse también a otras causas, como se ilustra a continuación: -

fallas en la bomba

-

lodo desbalanceado wash-out en la sarta de perforación

Nota: El aumento de los SPM de la bomba es más evidente en sistemas mecánicos o diesel eléctricos que en sistemas con SCR.


Indicadores de un kick 3.7 CORTE DEL LODO La presencia de fluido de formación en el pozo puede ser detectada con una continua observación de algunas características fisico-químicas del lodo, como se indica a seguir tales lecturas revelan la presencia de fluido de formación: 

densidad



contenido de cloratos Un aumento de cloratos en el lodo indica la entrada de agua nativa, La salinidad del agua de formación es generalmente mayor que la del lodo de perforación.

La densidad disminuye con la entrada de fluido de formación al pozo.

Mediante seguimiento continuo de dichas características se puede obtener valiosa información para prevenir un kick. El lodo de perforación puede ser contaminado por: -

agua petróleo gas

3.8 OTROS INDICADORES Disminución del peso de la sarta de perforación y aumento de la presión de circulación. Una disminución en el peso de la sarta, observado en el indicador de peso Martin Decker y un aumento en la presión de circulación indican un posible kick. La presión del fluido infiltrado en el p pozo ejerce una fuerza mecánica que tiende a "empujar" la sarta hacia arriba. Este es un raro fenómeno que puede ocurrir con presiones de formación elevadas y alta permeabilidad. Nota:

Un repentino aumento en la presión de circulación puede abrir la válvula de seguridad de la bomba con retorno de flujo por la sarta.

Aumento del torque y/o arrastre (overpull) En condiciones particulares la presión de formación tiende a reducir la apertura del pozo, con un consecuente aumento del torque durante la perforación y arrastre al agregar un nuevo drill pipe. Estas condiciones pueden revelar el inicio de un kick.


WELL CONTROL 3.9 SÍNTESIS

INDICADORES

CAUSAS

DETECCION

Aumento del caudal (Flow Rate)

Kick

Medidor de flujo

Flujo desde el pozo con bombas paradas

Kick

Trip tank

Aumento del volumen de lodo en tanques

Kick - Anomalías en el circuito de superficie

Indicador de nivel de tanques Alarma acústica

Sobrepresión, kick

Registrador del Rango de Penetración

Incremento del Rango de Penetración

Incorrecto llenado del pozo

Disminución de la Presión de Bombeo – Aumento de emboladas de la bomba

Corte de gas en el lodo

Cambio de formación Pistoneo, kick

Kick

Contaminación del lodo

Cierre del pozo

Pare la operación

Trip Tank

Obstrucción en el anular Kick Fallas en la bomba Lodo desbalanceado Lavado en la sarta

ACCIONES

Medidor

Cuenta emboladas

Control de pozo (Flow check)

Seguimiento

Disminución del peso de la sarta de perforación y aumento de la presión de circulación

Kick – Anomalías que deben ser controladas

Medidor

Aumento del torque y/o arrastre

Kick – Anomalías que deben ser controladas

Torquímetro

Indicador de peso

Indicador de peso


PROCEDIMIENTOS PARA EL CIERRE DEL POZO

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Procedimientos para el cierre de un pozo 4.1 TIPOS DE PROCEDIMIENTOS: CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN) Y CIERRE DURO (HARD SHUT-IN) Mediante un control de pozo se verifica la presencia de un kick en progreso. Luego de obtener el resultado, se cierra el pozo o se continua con las operaciones necesarias. El control de flujo debe hacerse siguiendo los pasos listados a continuación. Control de flujo (flow check) MIENTRAS SE PERFORA -

Levante el kelly antes de parar las bombas hasta que el tool joint del ultimo drill pipe este sobre la mesa de perforación.

-

Pare las bombas

-

Realice el control de flujo

DURANTE UN VIAJE -

Detenga el viaje

-

Realice el control de flujo

Como resultado del control de flujo: -

El pozo fluye:

se realiza el cierre del pozo

-

El pozo no fluye:

se continua con las operaciones necesarias.

Luego de asegurarse que el pozo debe ser cerrado, uno entre dos procesos, según Norma API RP 59, debe ser realizado: 1) CIERRE DURO (HARD SHUT-JN) 2) CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN) Los dos procedimientos de cierre del pozo difieren en: -

la posición del estrangulador (power choke)

-

la secuencia de las operaciones a seguir

Procedimientos para el cierre del pozo Cierre duro (Hard shut-in) 1. Cierre el BOP 2. Abra la válvula hidráulica de la "choke line" 3 Registre las presiones balanceadas SIDPP y SICP 4. Registre la ganancia de volumen en tanques

Cierre suave (Soft shut-in) 1. Abra la válvula hidráulica de la "choke line" 2. Cierre el BOP 3. Cierre completamente estrangulador (power choke). 4. Registre las presiones balanceadas SIDPP y SJCP 5. Registre la ganancia de volumen en tanques


WELL CONTROL El cierre del pozo implica una serie de manipulaciones sobre el CHOKE MANIFOLD. El tipo de procedimiento lo elige la operadora y depende de la posición en que se encuentre el estrangulador (power choke). Nota: es muy importante verificar periódicamente la disposición de las válvulas en el choke manifold, de acuerdo con el tipo de procedimiento. Al cerrar el pozo, bajo presión, se corre el riesgo de fracturar la formación a la profundidad correspondiente al zapato del casing. Procedimiento de Cierre duro (Hard shut-in) 1. 2. 3 4.

Cierre el BOP Abra la válvula hidráulica de la "choke line" Registre las presiones balanceadas SIDPP y SICP Registre la ganancia de volumen en tanques

Nota: Verificar que el estrangulador (power choke) se encuentre en posición de cierre. Procedimiento de Cierre suave (Soft shut-in) 1. Abra la válvula hidráulica de la "choke line" 2. Cierre el BOP 3. Cierre completamente estrangulador (power choke). 4. Registre las presiones balanceadas SIDPP y SJCP 5. Registre la ganancia de volumen en tanques Nota:

Verificar que el choke manifold se encuentre en la posición correcta para circular el lodo hacia las zarandas a través del estrangulador (power choke) mitad abierto.

Al cerrar el pozo, bajo presión, se corre el riesgo de fracturar la formación a la profundidad correspondiente al zapato del casing. En particular, el riesgo es mayor cuando la profundidad no es considerable, debido a la baja gradiente de fractura de la formación a dicha profundidad (bajo el zapato del casing). Procedimiento SUAVE

Procedimiento DURO

Ventajas

Ventajas

Hace más fácil el control de la presión del La operación toma menos tiempo; menor entrada Casing, reduciendo el peligro de fractura bajo el de fluido de formación al pozo zapato La apertura de la válvula hidráulica de la choke line nos permite, en ciertos paneles de control, Al entrar menos fluido al pozo, se tendrá una mantener abierto el sistema de apertura menor SICP automático del estrangulador (power choke) Reducción del "golpe de ariete", debido al cierre inmediato. Desventajas

Es más fácil y rápido

Un mayor riesgo de entrada al pozo de mayor volumen de fluido de formación

Gran riesgo de fracturar la formaci6n bajo el zapato del casing

Desventajas

Antes de cerrar el pozo se deben realizar una serie de operaciones, esenciales para cl trabajo que se esta efectuando: 

Durante la perforación

- Con broca en el fondo



Durante los viajes

- Con Drill Pipe - Con Drill Collars


Procedimientos para el cierre de un pozo 4.2 CIERRE DEL POZO MIENTRA SE PERFORA Aumento del volumen en tanques

-

Incremento del caudal de salida del pozo

Aumento del Rango de penetración

Procedimiento Pare la perforación Levante el Kelly Pare la circulación Realice un control de flujo (flow check) e informe al supervisor y a los representantes de la operadora.

el pozo no fluye

el pozo fluye

- Circule “bottoms up” para el análisis de los recortes y verifique las características del lodo

- Abra la válvula hidráulica del choke line - Cierre el BOP anular - Cierre el estrangulador (power choke) - Registre las presiones balanceadas SIDPP y SICP

- Registre las ganancias en tanques Nota:

En este caso se ha elegido el cierre del pozo suave (soft shut-in).

4.3 CIERRE DEL POZO DURANTE LOS VIAJES, CON DRILL PIPES Si el nivel del lodo en el trip tank no corresponde al volumen de acero metido o extraído del pozo

el pozo no fluye - Regrese al fondo - Repita el control de flujo el pozo no fluye - Circule hacia la superficie el influjo con pozo abierto y a caudal normal

Procedimiento - Pare el viaje - Realice un control de flujo (flow check) e informe al supervisor y a los representantes de la operadora.

el pozo fluye - Instale una válvula de seguridad en posición abierta y luego ciérrela - Abra la válvula hidráulica de la choke line - Cierre el BOP anular - Cierre el estrangulador (power choke) - Instale una inside BOP abierta luego cerrarla - Conecte el kelly o TD con las válvulas abiertas - Abra la válvula de seguridad - Registre la SICP balanceada y luego bombear lentamente hasta abrir la inside BOP y registrar la SIDPP - Registre las ganancias en tanques 53


WELL CONTROL La inside BOP debe mantenerse en buenas condiciones, en posición abierta y sobre la mesa de perforación. Las llaves para abrir o cerrar las kelly cocks, deben estar siempre a mano. Si se ha instalado la válvula Gray, para la lectura de la SIDPP siga el procedimiento apropiado (vea balance de presiones). Nota:

se ha elegido el cierre suave del pozo en el ejemplo.

4.4 CIERRE DEL POZO DURANTE LOS VIAJES, CON DRILL COLLARS Si el nivel del lodo en el trip tank no corresponde al volumen de acero metido o extraído del pozo

Procedimiento - Pare el viaje e informe al supervisor y al representante de la operadora. el pozo fluye

- Instale el cross-over adecuado para poder conectar la válvula de seguridad. - Instale la válvula de seguridad en posición abierta; luego ciérrela. - Abra la válvula hidráulica de la choke line - Cierre el BOP anular - Cierre el estrangulador (power choke) - Instale una inside BOP abierta luego cerrarla - Conecte el kelly o TD con las válvulas abiertas - Abra la válvula de seguridad - Registre la SICP balanceada y luego bombear lentamente hasta abrir la inside BOP y registrar la SIDPP

- Registre las ganancias en tanques 4.5 NOTAS Al cerrar el pozo se debe tener en mente lo siguiente: Cierre del estrangulador (power choke):

Si el estrangulador que ha sido instalado no sella perfectamente, para obtener las presiones balanceadas (SIDPP Y SICP) se debe cerrar la válvula inmediata anterior al estrangulador.

Instalación de la kelly cock como válvula de seguridad (safety valve):

Las llaves para cerrar y abrir las kelly cocks, deben estar siempre a mano

Instalación de x-overs:

Los x-overs necesarios para conectar las "válvula de seguridad" a los Drill Collars deben estar listas en la mesa de perforación.

Mantenimiento de la válvula de La válvula de seguridad y la inside BOP deben mantenerse en buen estado, en posición abierta y accesibles en la mesa seguridad y la inside BOP: de perforación.


Procedimientos para el cierre de un pozo 4.6 ADIESTRAMIENTO DEL EQUIPO Con el objetivo de mantener alto el nivel de eficiencia del equipo y de controlar que los procedimientos se lleven a cabo correctamente, se realizan ejercitaciones (drill) con cierta regularidad y frecuencia.

Las ejercitaciones se realizan sin previo aviso y el equipo tiene que enfrentarlas como si se tratara de una emergencia o de una situación real.

Pit drill

La ejercitación consiste en la simulación de una variación de nivel en el tanque. Haciendo saltar manualmente los indicadores de nivel se activa la señal de alarma y el equipo tiene que actuar inmediatamente los procedimientos previstos en función de la situación operacional. La ejercitación es interrumpida por el supervisor antes de cerrar el pozo y se miden los tiempos empleados para comprobar la eficiencia del equipo (el tiempo empleado no debe superar el minuto).

BOP drill

Incluye todos los pasos del Pit drill más el cierre del pozo. Inicialmente esta ejercitación se lleva a cabo muy a menudo hasta que el tiempo de actuación descienda a una valor aceptable (dos minutos). Sucesivamente el BOP drill se repite semanalmente. La ejercitación cambia según la situación operacional de las siguientes maneras: -

en perforación en maniobra con drill pipe en maniobra con drill collars con tubería fuera del pozo

Basado en la situación sobre la que se activa el ejercicio, el equipo deberá proceder al cierre del pozo según el procedimiento correspondiente.

Stripping drill

Choke drill

El ejercicio consiste en el cierre del BOP con la tubería en el pozo y en hacerla bajar según el procedimiento de stripping. Esta prueba se efectúa después de la bajada del casing y antes de perforar el cemento. La duración de la prueba debe permitir la bajada de un suficiente trecho de tubería, de tal manera que se pueda comprobar la eficiencia de los aparatos y que le permita a cada miembro del equipo aprender la propia tarea. La ejercitación, que hay que llevar a cabo antes de perforar el zapato, prevee que con el pozo cerrado y con la presión atrapada se bombee a través de la tubería a la capacidad prescrita, actuando sobre el choke para controlar la presión en el casing. Esta ejercitación tiene como objetivo entrenar el equipo para las operaciones en el choke.


WELL CONTROL 4.7 BALANCE DE PRESIÓNES (SIDPP, SICP) Cuando ocurre un kick, las presiones en superficie aumentan a tal punto que sumadas a sus respectivas presiones hidrostáticas (PH tubería y PH casing), se obtiene una presión de fondo igual a la presión de formación. Llegando a dicho punto, ambas presiones se estabilizan en sus respectivos valores. El tiempo necesario para que la SIDPP y SICP lleguen a sus valores finales se define como "tiempo de estabilización (generalmente de 5 a 10 minutos).

El aumento de la presión de superficie debe ser seguido atentamente y registrado de tal forma que se pueda reconocer el momento exacto en que la presión se estabilice Los valores verdaderos de la SIDPP y SICP a ser considerados para la posterior operación de control son aquellos registrados en el momento de estabilización.

El tiempo de estabilización, luego de cerrar el pozo, esta relacionado con el flujo de formación y depende de: 

grado de permeabilidad de la formación



naturaleza y volumen del fluido de formación



diferencia entre PB y PF


Procedimientos para el cierre de un pozo

Es muy importante conocer los valores exactos de SIDPP Y SICP porque: -

el valor de la SIDPP nos permite calcular el peso del lodo necesario para controlar el kick; la diferencia entre la SII)PP y SICP, junto con el aumento de volumen de lodo en tanques, nos permite determinar la naturaleza del fluido contaminante (densidad DG): DG = D - (SICP - SIDPP) /(0.052 x HG) Si DG < 2. 5 Si 2. 5 < DG < 6.9 Si DG > 6.9

==> gas (ppg) ==> mezcla ==> liquido

Determinación de las presiones balanceadas Determine el momento de estabilización puede ser difícil en algunos casos debido a la migración del influjo de gas hacia la superficie. El ascenso del gas en un pozo cerrado induce a una constante pero cada vez mayor incremento de la presión, mas que a una estabilización de la misma.


WELL CONTROL En este caso es imposible establecer el verdadero punto de estabilización debido a que el lapso de tiempo (A-B) que representa el periodo de estabilización, es inseparable del lapso de tiempo (B-C), que representa el aumento de presión debido al ascenso del gas hacia la superficie. Cuando es difícil determinar el punto de estabilización, se puede proceder dedos maneras: 1- Prolongue el tiempo de observación. 2- interpole los datos:

Con lecturas de presión frecuentes, hasta que el aumento de presión tienda a estabilizarse. Se determinan pares de valores correspondientes (tiempo, SIDPP), registrados con la máxima precisión posible. Se traza una curva que una los puntos correspondientes para los valores de la SIDPP (ordenada) y SIDPP~ (abscisa). La intersección de la recta con el eje de las presiones determina el punto de estabilización de la SIDPP.

Situaciones particulares La lectura de la presión en Drill Pipes puede verse dificultada por la presencia de una check valve en sarta que impida el registro de la presión en el manómetro. En este caso se debe seguir el siguiente procedimiento para determinaría SIDPP: -

Empezar a circular lentamente hasta que la check valve se abra

-

La lectura en el manómetro de la SIDPP, en el momento de la apertura, representa la presión de estabilización.

Nota: Durante este procedimiento se debe mantener la SICP bajo observacion; esta presión no debe aumentar. Su incremento indica que ]a presión inducida por las bombas a través de los Drill Pipes ha sido muy alta y se ha transmitido al casing (circulación con pozo cerrado) Situaciones anormales La lectura de las presiones estabilizadas puede poner en evidencia las siguientes situaciones: 1) 0< SIDPP < SICP

situación normal - la presión del casing reacciona ante la del influjo y PF >PH.

presencia

2) SIDPP = SICP >0

• Fluido contaminante con igual densidad que el lodo. • La altura del influjo es insignificante. • Influjo del movimiento que crea una variación de presión situado debajo del trepano. • El fluido a entrado en ambos, Drill Pipes y casing.


Procedimientos para el cierre de un pozo 3) 0= SIDPP < SICP

una situación que puede presentarse en cienos casos es el influjo por "swabbing" o debido a una excesiva pérdida de peso del lodo en el anular debida al gas de perforación. Este tipo de situación se puede presentar también en presencia de una válvula en una sola dirección (check) en la tubería.

4) 0< SJCP < SIDPP

la altura del influjo en Drill Pipes es mayor que la del influjo en el casing

Uso de las presiones para controlar el pozo Las lecturas de las presiones de estabilización son muy importantes porque reflejan la situación real en el fondo del pozo y constituyen la base del control de erupción. Una SICP constante al empezar la circulación garantiza a su vez una presión de fondo constante. La SIDPP nos permite calcular la densidad del lodo para "matar" el pozo y obtener un valor correcto de la presión inicial de circulación (ICP). KMD = OMD + SIDPP/(TVD x 0.052) Donde: KMD = Densidad para matar el pozo OMD = Densidad original del lodo TVD = Profundidad Vertical Verdadera La KMD se calcula para restablecer el equilibrio hidrostático en el fondo del pozo. Al final del control de erupción, antes de reasumir la perforación, es necesario aumentar algo más el peso del lodo para permitir un margen para las maniobras.


METODOS DE CONTROL DE POZO

61


Métodos de control de pozos GENERALIDADES Hay muchos métodos para controlar un pozo. Cada cual tiene sus características y se usa según las condiciones operativas. Pero durante un control de pozo hay una regla principal que se debe cumplir en todos los métodos: La presión de fondo debe ser igual a la presión de formación: PB = PF De esta manen se controla el ingreso de fluidos a la formación y se evita el riesgo de fracturar la formación.

5.1 METODO DEL PERFORADOR El método del perforador es considerado como el método más simple para controlar un pozo ya que no requiere de cálculos complicados y se acomoda a diferentes situaciones. El método puede ser dividido en dos fases: 



Primera circulación

Segunda circulación

Procedimiento operativo:

deberá circularse primeramente con el lodo original para evacuar el primer influjo. deberá realizarse una segunda circulación con el lodo mas pesado con la finalidad de desplazar el lodo original y poder balancear la columna hidrostática nuevamente.

PRIMERA CIRCULACIÓN

1. Calcule la presión inicial de circulación:

ICP = SIDPP + PL

2. empezar a bombear lentamente incrementando las emboladas hasta alcanzar el caudal mínimo de circulación preestablecido, paralelamente regular el power choke de tal manera que se mantenga la SICP constante. Una vez que la bomba haya alcanzado el caudal mínimo de circulación, con la finalidad de mantener la presión de fondo constante, es necesario:

-

mantenga las emboladas de la bomba constantes mantenga la presión inicial de circulación (ICP) constante mantenga la densidad del lodo uniforme en todo el sistema

Sin embargo, durante el tiempo de estabilización, la presión en la tubería puede aumentar gradualmente, por lo tanto es necesario tener bajo control la SICP.

63 Eni Corporarte University

WELL CONTROL 3. tan pronto como se haya alcanzado el número mínimo de emboladas preestablecidas, ver el valor de la presión de circulación -

-

4.

si el valor de la presión es igual al ICP calculado, la situación es normal; si el valor es ligeramente diferente, la situación puede ser aun normal. La diferencia puede deberse a una variación en la eficiencia volumétrica de la bomba y al tiempo de registro del valor de PL; si el valor es considerablemente diferente, la situación es anómala, se debe parar el bombeo, revisar cual es la causa de tal diferencia y resolver el problema antes de continuar.

Continuar circulando hasta que se haya desalojado completamente el fluido del kick manteniendo la presión de circulación y constantes las emboladas en la bomba. Basándonos en el principio del tubo en "U" las variaciones de los valores de ICP pueden ser compensados por las variaciones en los valores en SICP a través del choke. En este caso debemos tener en cuenta que todos estos cambios serán transmitidos al manómetro de la tubería de perforar después de un tiempo, debido a la profundidad del pozo (la propagación de la onda de presión se moviliza a través del lodo aproximadamente a 985 pies/seg.). En términos prácticos, luego de haber regulado el choke a una cierta medida, deberá transcurrir el tiempo suficiente para poder percibir en el manómetro la presión correspondiente.

5.

Finalice la circulación cuando el Influjo haya sido completamente desalojado y verificar que SICP = SIDPP Esta situación puede verificarse ya sea con circulación o en condiciones estáticas. Uno puede saber si la operación fue satisfactoria parando la bomba, cerrando el choke y luego leer las presiones estabilizadas de SIDPP y SICP: -

si ambas son iguales, esto significa que el influjo fue circulado y sacado del pozo por lo tanto la primera circulación ha terminado;

-

si el valor de SICP es mayor que SIDPP, quiere decir que todavía queda algo del influjo en el anular y que por lo tanto deberá continuarse con la circulación a fin de sacar todo el influjo del pozo;

-

si son iguales, pero mayor que el valor esperado, esto significa que en el momento de parar la bomba fue atrapada alguna presión. Este exceso debe ser liberado a través del choke. La confirmación de que haya sido atrapada una presión se ve cuando cae la presión en el drill pipe mientras se desfoga con el choke.

Procedimiento operativo:

SEGUNDA CIRCULACION

1. preparar el lodo para controlar el pozo El peso del lodo para controlar el pozo se calcula de la siguiente manera: KMD= OMD+ SIDPP x 0.052 /TVD 2. preparar los datos para circular Preparar datos para la circulación significa tener listo: -

el número de emboladas necesarias para reemplazar el volumen interno de la sarta de perforar (esto requiere de una conversión de volumen a emboladas de la bomba)

-

programe el contador de emboladas

64


Métodos de control de pozos 3. circule hasta que el lodo original haya sido desplazado del interior de la sarta manteniendo SICP constante. Si al final de la primera circulación la bomba esta parada, es necesario encenderla nuevamente incrementando las emboladas lentamente hasta el valor de PL manteniendo SICP constante hasta completar el desplazamiento del volumen interno de la sarta de perforar. Durante esta fase, corno en la primera circulación, las emboladas de la bomba deben mantenerse constantes. Si la bomba no ha sido parada, la circulación puede continuar con los mismos parámetros. En esta fase la presión hidrostática se ira incrementando gradualmente debido al lodo pesado, por lo que la SIDPP ira reduciéndose gradualmente hasta llegar a cero por otro lado la presión de circulación también disminuirá. 4. registre el valor de la presión final de circulación (FCP) Al final del desplazamiento del lodo dentro de la sarta, el valor de la presión de circulación debe ser registrado y mantenido constante durante todo el tiempo que sea necesario para desplazar el lodo del anular. El valor registrado debe ser comparado con el calculado previamente (FCP) con la siguiente fórmula: FCP = PL x (KMD/OMD) Si todo esta bien, los dos valores deberán coincidir.

5. complete la circulación hasta desplazar totalmente el volumen anular manteniendo el valor de FCP constante. Pare la circulación y verifique las presiones. 6. si la situación es aparentemente normal abrir el BOP y ver si hay flujo del pozo, luego continuar con el acondicionamiento del lodo. Durante un control de pozo se deben registrar los siguientes parámetros (con intervalos de 5 a 10 minutos): 

Presión de Circulación



SICP



Emboladas en la bomba (STRK/min y acumuladas)



Densidad del todo (entrante y saliente)



Volumen en tanques



Posición del Choke

El conocimiento de estos datos será muy útil para poder detectar eventuales anomalías durante el control del pozo.


WELL CONTROL Tendencia de las presiones (GAS) Los gráficos muestran la tendencia de:

• SICP • presión hidrostática en el anular (PH) • presión de fondo (PB)

durante la migración de un influjo de gas.

Prestar atención de como la presión en el drill pipe y la presión de fondo se mantienen constantes, La disminución de la presión hidrostática en el anular, debido a la expansión del gas, es equilibrada por un incremento igual en el SICP.


Métodos de control de pozos Tendencia de las presiones (LIQUIDO) Los gráficos muestran las tendencias de las presiones versus tiempo, de la SICP y la presión de fondo durante la migración del influjo de líquido.

El hecho de que SICP no cambie no puede asumirse como un control simplificado. El procedimiento se lleva a cabo asumiendo siempre que tenemos un influjo de gas. Por esta razón, luego de haber alcanzado el valor adecuado de las emboladas de la bomba, se debe prestar más atención a la presión en el drill pipe y no a la del casing (SICP). Si, por error, se mantiene el valor de SICP constante, en caso de influjo de gas, la presión de fondo disminuirá con un incremento de ingreso de fluido de formación.


WELL CONTROL Tendencia de las presiones Los gráficos muestran la tendencia de SICP, SIDPP, PB y presión de circulación durante las dos fases del control del kick con el método del perforador.


Métodos de control de pozos 5.2 PRESIÓN EN EL ZAPATO Es muy importante conocer la tendencia de la presión en el zapato durante la migración del gas. El gráfico muestra que la presión en el zapato se incrementa gradualmente y alcanza su valor máximo cuando la parte superior del influjo alcanza el zapato. Este es el momento critico ya que hay el riesgo de fracturar la formación si el valor de la presión en el casing es mayor que MAASP. En este caso el método del perforador no es usado y debe seleccionarse algún otro método. Si se asume que: -

Densidad del lodo = 8.34 Ppg

- Densidad del gas 0 Ppg

-

Columna de perforación compuesta solo de drill pipe

- La capacidad anular es constante

-

las presiones son registradas bajo condiciones estáticas

- Pozo vertical

Durante el ingreso del influjo en el casing la presión en el zapato disminuye. Desde el momento en que el influjo ha entrado completamente en el casing la presión en el zapato permanece constante durante toda la subida (siempre que la presión de fondo permanezca constante). 69

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WELL CONTROL Cuando el influjo esta dentro del Pozo abierto, el lodo pesado dará a lugar a una disminución de la presión en el zapato debido al incremento de la presión hidrostática bajo el influjo. Por lo tanto, asumiendo que los demás parámetros se mantienen constantes, la presión en el zapato es menor que la obtenida en el método del perforador.

El método del pesa y espera nos ayuda en casos en donde el método del perforador no es posible usarlo debido a un probable daño por fractura de la formación en el zapato.

70


Métodos de control de pozos Comparación Los gráficos muestran la comparación entre la presión en el zapato y la presión en el casing (SICP) durante el control de un kick con el método del perforador (primera circulación) y con el método de pesa y espera.

La comparación muestra como el uso del lodo pesado en el anular por el método del pesa y espera reduce la SICP y la presión en el zapato con respecto al método del perforador.


WELL CONTROL 5.3 METODO DEL ESPERA Y PESA El método del espera y pesa requiere solo de una circulación hecha con el lodo pesado. El método consiste de esperar, antes de empezar el control del pozo, un tiempo suficiente como para preparar el lodo pesado y poder iniciar el procedimiento de control de pozo.

La circulación con el lodo pesado produce dos efectos: 

El lodo original es desplazado por un lodo mas pesado capaz de darnos una carga hidrostática suficiente para balancear la presión de formación;



Al mismo tiempo, el fluido que ha ingresado al pozo es llevado a superficie y descargado.

El método consiste en: -

esperar, antes de empezar el control del pozo, un tiempo suficiente como para pesar el lodo pesado y poder iniciar el procedimiento de control de pozo.

El lodo pesado debe estar listo sin demora para iniciar el procedimiento de control ya que la migración del gas continua durante el tiempo entre el cierre del pozo y el inicio de la circulación.

Con la migración de gas: -

hay el riesgo de fracturar la formación bajo el zapato

-

puede originar errores en la determinación de la presión.

PROCEDIMIENTO OPERATIVO Con el pozo cerrado y esperando la estabilización de la presión, el procedimiento requiere como primer paso llenar la hoja de control o "kill sheet". La hoja del kill sheet es un formato que contiene seis secciones:

1. preparación del lodo pesado Mientras se prepara el lodo pesado, el perforador debe controlar las presiones en la tubería y en el casing. Para mantener la presión de fondo constante, la presión en la tubería no debe incrernentarse. Para eliminar un posible incremento de presión se debe desfogar un poco de lodo por el choke hasta que la presión en del AP haya retomado a su valor original (SIDPP). 2. encender la bomba Cuando se empieza con la bomba lentamente llevar las emboladas al valor registrado de PL y regular el power choke de tal manera que el valor de SICP se mantenga constante. Cuando el valor de las emboladas calculadas haya sido alcanzado debe compararse el valor de la presión de circulación con el valor de ICP calculado. 72 Eni Corporate University

Métodos de control de pozos

-

si el valor de la presión es igual o ligeramente diferente, la situación puede ser considerada normal. La diferencia puede deberse a una variación en la capacidad volumétrica al momento de registrarse el valor de PL.

-

si el valor es sustancialmente diferente la situación es anormal. Debe detenerse la operación, determinar la causa y solucionar el problema antes de continuar.

El contador de emboladas es colocado en posición cero cuando el lodo pesado llega al kelly. Desde ese momento empieza el tiempo necesario para desplazar el lodo original. Para este propósito es necesario conocer el volumen de lodo en las líneas de superficie con el objeto de determinar el número de emboladas necesarias.

3. desplazamiento del volumen interno de la sarta de perforación En esta fase la presión de circulación decrece progresivamente de ICP a FCP debido a la disminución del SIDPP. La presión de fondo se mantiene constante debido a que esta disminución es compensada por el incremento de la presión hidrostática del flujo de lodo pesado. La SIDPP desaparecerá completamente cuando el lodo pesado haya alcanzado la broca. Esta disminución es controlada con el uso adecuado del power choke. 4. desplazamiento del volumen anular Cuando el lodo pesado haya alcanzado la broca, la presión final de circulación (FCP) debe mantenerse constante hasta el final de la operación.

5. parar la circulación y ver las presiones. Si la situación es normal, abrir el BOP, realizar una prueba de flujo, acondicionar el lodo y reiniciar el trabajo. Comportamiento de las presiones

Presión de circulación En el gráfico de presión de circulación observamos el incremento de PL (PL2 > PL1) debido a la mayor densidad del lodo de circulación.


WELL CONTROL A: Disminución en la presión de circulación La presión de circulación disminuye del valor inicial al valor final. Estas variaciones ocurren a intervalos preestablecidos tal como fue calculado en el formato del Kill sheet. Presión inicial de circulación: ICP = SIDPP + PL1 Presión final de circulación: FCP = PL1 x KMD / OMD

B: Incremento de PL debido a la circulación del lodo pesado El descenso progresivo del lodo pesado dentro de la tubería determina un incremento lineal de la pérdida de carga lo cual varia desde el valor de PL1 al valor de PL2 que es igual a: PL2 =- PL1 x (KMD/OMD) C: PL debido a la densidad del lodo original (PL1) Este valor representa la pérdida de carga al caudal mínimo de circulación producido por el bombeo del lodo original.

Presión de fondo El gráfico de presión de fondo muestra como el incremento de la presión hidrostática, debido al lodo pesado compensa la disminución del SJDPP, manteniendo la presión de fondo constante.

A: Disminución de la presión en el P (SIDPP) El incremento de la presión hidrostática producido por el lodo pesado causa la disminución de la presión de circulación y de la presión de fondo. La presión de fondo se mantiene constante debido a que el SIDPP es gradualmente reemplazado por el incremento de la presión hidrostática.

B: Incremento en la presión hidrostática (PH) El incremento debido al lodo pesado compensa la disminución de la presión en la tubería (SIDPP). El incremento en la presión hidrostática no tiene efecto sobre la presión de circulación, solo sobre la presión de fondo.


Métodos de control de pozos C: Presión hidrostática al fondo debido a la densidad del lodo original (PHo) Los gráficos muestran el comportamiento de la presión con el método del Espera y pesa

5.4 CONSIDERACIONES SOBRE LOS METODOS DEL PERFORADOR Y EL METODO DEL ESPERA Y PESA Posibilidades de circulación Ambos métodos utilizan el lodo pesado para desplazar el lodo original. Se requieren de dos condiciones para la aplicación del método del perforador o el método del espera y pesa:  broca al fondo del pozo (o muy cerca al fondo)  Posibilidad de circulación y un circuito libre de obstrucciones (chorros de broca taponados, obstrucciones en el anular…..)


WELL CONTROL Si estas condiciones no existen deberá utilizarse otros métodos. Presión en el zapato y MAASP El gráfico muestra el comportamiento de la presión en el casing y el MAASP, mostrando la presión en casing cuando el influjo esta en el zapato (SICP zapato). Como hemos visto, con el método del espera y pesa esta presión es menor que con el método del perforador. La selección entre ambos métodos depende de la posición del MAASP con respecto a la presión del SICP en el zapato como se muestra en el gráfico. Cuando se está usando el método del Espera y pesa, y el valor del MAASP es menor que el SICP en la broca se debe utilizar otro método para controlar el pozo.

Procedimientos para determinar ICP Antes de usar cualquiera de los métodos, deben calcularse la presión inicial de circulación (ICP): ICP = SIDPP + PL Se asume que se conocen los valores de SIDPP y PL 76 Eni Corporate University

Métodos de control de pozos Por esta razón se usan algunos métodos en los cuales, por diversas razones no se conoce el valor de una o de las dos presiones antes indicadas. La PL no es conocida

Regular la bomba a un número de emboladas arbitrario, de acuerdo a experiencias anteriores, manteniendo la presión en el casing constante. Cuando se haya alcanzado el rate de emboladas preestablecido, registrar el valor de ICP y calcular PL PL = ICP - SIDPP

La SIDPP es desconocida Regular la bomba al caudal correspondiente al valor de PL, manteniendo la presión en el Casing constante. Cuando se haya alcanzado el caudal preestablecido, registrar el valor de la presión de circulación (ICP) y calcular SIDPP: SIDPP = ICP - PL La PL y SIDPP son desconocidas

Comenzar a bombear lentamente hasta que el lodo empiece a moverse en la tubería y registrar el SIDPP mientras se esta controlando que la presión en el casing no se incremente. Registrar el SIDPP en esta condición, calcular PL como se ha indicado arriba.

Capacidad de bomba Si hay una disminución accidental en la capacidad durante cl control y no es observado por el perforador, el resultado es un incremento de la presión de fondo. Una disminución en la capacidad de la bomba puede ser debido a: -

incremento en el SICP

-

fallas en la bomba

-

otras causas accidentales

Si se debe cambiar la capacidad de la bomba durante el tiempo que esta este trabajando, la SICP debe mantenerse constante.

5.5 METODO VOLUMETRICO Este método puede ser usado solo en caso de que haya gas, como se verá posteriormente, utiliza el incremento de presión que ocurre cuando un volumen de gas se incrementa. El método volumétrico es usado en condiciones de trabajo particulares donde no hay circulación y por lo tanto los métodos del perforador y el Espera y pesa, son imposibles de aplicar. Las condiciones principales son indicados a seguir: Ausencia de tubería en el pozo

Tubería en el pozo pero con condiciones anormales las cuales impiden la circulación: - taponamiento de los chorros de la broca - problemas con la bomba o con el circuito de superficie - obstrucciones en el anular - problemas de wash out en el drill pipe sobre el influjo de gas

El propósito de este método es levantar el volumen de gas desde el fondo del pozo justo bajo el BOP manteniendo la presión de fondo constante. 77 Eni Corporarte University

WELL CONTROL

Nota: En ciertas condiciones de trabajo se pueden usar las bombas de lodo para circular hasta el tope superior del pozo a través de la kill line y de la choke line.

Principio básico

El kick es de gas y no hay circulación. Si se deja que el volumen de gas alcance la superficie

en esta situación surge el problema de mantener la presión en el fondo constante. Nosotros sabemos que la presión en la superficie se incrementa progresivamente. El problema es resuelto por una disminución de la presión hidrostática en el pozo mediante una eliminación periódica del lodo a través del choke a intervalos de tiempo y cantidades basados en cálculos adecuados.

En esta forma la presión de fondo, la cual se incrementa a medida que el gas asciende, es disminuida por la expulsión del lodo. Inicialmente dejar que la presión se incremente para tener un margen de trabajo el cual es posteriormente eliminado durante le expulsión del lodo (alrededor de 100 psi)

Cuando el volumen preestablecido haya sido eliminado, cerrar el choke manteniendo la SICP constante, dejar que se alcance la presión de margen de trabajo. Abra otra vez el choke para una nueva operación de descarga. Datos sobre el pozo:

- influjo de variación de presi6n de 378 galones - SIDPP = 0 - SICP = 425 - profundidad pozo 11,810 pies. - densidad del lodo = 8.33 ppg - densidad del gas = 0 ppg

Continúe de esta manera hasta que el volumen del gas haya alcanzado el BOP.

78


Métodos de control de pozos

La presión en el choke se incrementa progresivamente mientras que la presión de fondo se mantiene constante por la eliminación del lodo a través del choke. El gráfico ploteado vs tiempo muestra como los periodos de descarga disminuyen a medida que el gas se va acercando al BOP. 79 Eni Corporarte University

WELL CONTROL

Cálculos Para utilizar el método en forma correcta se debe calcular el volumen de gas que debe ser descargado para neutralizar el incremento de la presión de fondo proveniente del margen de trabajo adoptado. Esto se obtiene transformando el margen de trabajo (P) en altura hidrostática (H).

Para determinar el volumen de lodo a ser descargado (V), multiplicar la altura (H) por la capacidad del casing o por la capacidad anular entre el P y el Casing.

El volumen de lodo a ser descargado es medido en el Trip Tank (L) lo cual nos da una medida más exacta. Debido a estos cálculos, el método volumétrico funciona bien solo en pozos de geometría regular

Altura de todo en el pozo H:

P/(D x 0.052)

P = P2 – P1

D = densidad del lodo

La altura hidrostática H equivalente al margen de trabajo dado por la diferencia entre la presión de superficie después del ascenso del gas (P2) y el valor de presión inicial (P1)

Volumen del lodo a ser descargado V:

V =H x Cf

Incremento del nivel en el trip tank L:

L = V / (Capacidad del trip tank)

Velocidad de migración del influjo:

Vm = P / (D(T2 –T1))

(T2 –T1) = Periodo de tiempo durante el cual se da lugar la variación DP debido a la migración gas.

del

Fin de operaciones El método volumétrico no incluye la expulsión del gas. Esto se realiza con el método de lubricación. El procedimiento termina cuando el gas comienza a escapar. En la práctica cuando el ascenso del influjo de gas llega a superficie. Para lograr que todo el gas alcance el BOP es necesario descargar algo del pozo con la finalidad de evitar el incremento del SICP. 80 Eni Corporate University

Métodos de control de pozos 5.6 METODO DE LUBRICACION El método de lubricación nos permite expulsar el influjo de gas que se encuentra bajo el BOP manteniendo la presión de fondo constante. Este es el complemento natural del método volumétrico.

Procedimiento

1. bombear un cierto volumen de todo a través de la kill line El volumen de lodo a ser bombeado (V) es aquel que nos dará el incremento de presión hidrostática (Pn). H = PH / (D x 0.052) V x Capacidad del casing (galones) Emboladas en la bomba = V / (capacidad de la bomba gals./stk) Si el kick proviene de un pistoneo se debe bombear lodo de la misma densidad que existe en el pozo (D); si el kick proviene de una presión excesiva se debe bombear un lodo más pesado (DK). 2. esperar algunos minutos para que el lodo bombeado pase a través del influjo de gas La presión en la cabeza aumentará de un valor aproximadamente igual a la presión hidrostática del lodo bombeado.

3. el gas es descargado en compresión a través del choke hasta que la presión de superficie haya disminuido a un valor igual a la suma del incremento de presión causado por el bombeo del lodo y por el incremento de la hidrostática Repetir el procedimiento varias veces basta que el gas haya sido expulsado.

Comportamiento de la presión El método puede realizarse de dos maneras: -

manteniendo la presión de bombeo constante

-

manteniendo constante el volumen de lodo bombeado

El primer método es mas utilizado por que controla mejor la presión de fondo hasta el final de la operación, que es cuando el volumen de gas es menor que el volumen de lodo bombeado.


WELL CONTROL Manteniendo la presión de bombeo constante

Manteniendo constante el volumen de lodo bombeado

El incremento de la presión de fondo es debido a: - Incremento en la presión hidrostática - Incremento de la presión en el tope superior del pozo (debido a la compresión del gas) 82 Eni Corporate University

Métodos de control de pozos 5.7 STRIPPINC O SNUBBING Principios Stripping y Snubbing no son realmente métodos pero son técnicas que hacen que algunos métodos convencionales sean aplicados. Consiste en bajar la tubería o levantarla lentamente con el pozo cerrado y manteniendo la presión de fondo constante (normalmente la sarta es bajada para llevar la broca debajo del gas). Para evitar el incremento de la presión de fondo (PB) durante el descenso de la tubería, se debe descargar un volumen de lodo igual al de la tubería que esta ingresando al pozo. El control es realizado con el Trip Tank. La tubería de perforación puede descender por su propio peso (Stripping) o forzándola (snubbing) mediante gatas hidráulicas en el piso del equipo.

Nota:

Para realizar tales técnicas es necesario montar en la tubería una válvula en una sola dirección (válvula Gray) para impedir el regreso del lodo al interior de la misma.

Para utilizar tal técnica se debe instalar una válvula check (válvula Gray) para evitar el retomo del lodo desde el interior de la tubería. El stripping es hecho con el BOP anular con presiones en la cabeza del pozo que pueden alcanzar hasta 1000 psi. Para mayores presiones se debe utilizar el BOP anular conectado a un BOP de rams o a un BOP doble de rams (ram a ram). Nota:

Para llevar a cabo el stripping con el solo BOP anular es necesario: - reducir la presión de cierre basta obtener una pequeña pérdida de lodo - hacer pasar el tool-joint a través del BOP anular. El paso del tool-joint debe ocurrir lentamente para permitirle al regulador de la presión del BOP anular descargar la presión en exceso, debido al hecho de que el pistón del BOP debe deslizarse hacia abajo.

Stripping ram a ram Para permitir que los tool-joints pasen los rams estos deben ser abiertos y cerrados alternativamente. Durante el viaje se debe descargar lodo a través de los rams y cuando son cerrados presurizar la sección. 1. Bajada de la tubería hasta que el tool-joint llegue al BOP cerrado 2. Cierre BOP en tenaza inferior 3. Descarga presión atrapada 4. Apertura BOP en tenaza superior y paso tool-joint 5. Apertura BOP en tenaza superior y paso tool-joint 6. Apertura BOP en tenaza inferior y paso tool-joint 83 Eni Corporarte University

WELL CONTROL 5.8 ANÁLISIS DE LOS PRINCIPALES PROBLEMAS QUE PUEDEN OCURRIR DURANTE UN CONTROL DE POZOS

INDICADORES

PROBLEMAS Pres circ.

ANÁLISIS Apertura choke

Caudal

Pres. Nivel choke tanque

entrada

Salida

Pres. Pérdidas de de carga fondo Sarta Casing y broca y choke



Taponamiento de los jets de la broca Liqueo de un jet Wash out en la sarta de perforación























Taponamiento repentino y total del choke

Bloqueo gradual del choke



Pérdida total de circulación Daño en la bomba de lodo





Wash out en el choke



• 

Incremento agudo Incremento



Decremento agudo Decremento

La columna de apertura de choke" muestra los ajustes del choke (incremento o disminución de la apertura). Para neutralizar el efecto del problema en forma manual, En la columna de ANALISIS se muestra el resultado del ajuste del choke sobre PL y PB, y también que podría suceder si no se realiza ningún ajuste. Por ejemplo en el wash out en el choke vemos una disminución en la apertura del choke anula la caída de PL y PB que de alguna otra manera podría ocurrir. Taponamiento de los jets de la broca El taponamiento de los jets de la broca reduce la apertura para el pase de fluido y causa un incremento repentino en la presión de circulación. Esto es debido a un incremento en la pérdida de carga a través de los jets de la broca

Liqueo del jet La pérdida de uno o más jets de la broca dejan una gran apertura al flujo con la consecuente disminución de la presión de circulación.


Métodos de control de pozos Wash out en la sarta de perforación La pérdida de fluido en la sarta de perforación debido a algún agujero da lugar a: -

una disminución lenta y gradual de la presión de circulación debido a las pérdidas de presión dentro de la sarta de perforación si es que no se interviene. Esta situación mantiene la presión de fondo constante

-

la reducción de la apertura del choke para mantener la presión de circulación a los niveles requeridos: 

una presión de circulación invariable



un ligero incremento de presión en el choke debido al incremento de pérdida de carga al reducir la apertura del choke



el incremento de la presión en el choke podría llevar a un incremento de la presión de fondo (con peligro de fractura de la formación)

Taponamiento repentino y total del choke Una obstrucción repentina del choke interrumpe la circulación y causa un incremento repentino de la presión de circulación y de la presión en el choke con un consecuente incremento en la presión de fondo. Esta situación es extremadamente peligrosa, se debe parar el bombeo inmediatamente y abrir otra válvula

Bloqueo gradual del choke Una obstrucción progresiva de choke causa un incremento de presión en el choke y en el drill pipe (de igual intensidad). El incremento de presión en el choke es debido al incremento de las pérdidas de carga a través del choke causada por la parcial obstrucción. La presión de fondo se incrementa. Pérdida total de circulación La pérdida total de circulación da lugar a: -

una disminución brasca de la presión de circulación

-

una disminución brasca de la presión en el choke

-

una disminución brusca del nivel de lodo en las piletas

-

una disminución brusca en el retorno y como resultado de esto 

una disminución brusca de la presión en el casing



una disminución brasca de la presión de fondo con el peligro de ingreso de fluidos de la formación al pozo

Daño en la bomba de lodo En este contexto se entiende por avería una disminución accidental de la capacidad de la bomba con igual número de golpes (lo que hace difícilmente identificable el problema). Esto produce una disminución de la presión en la tubería y en el choke (más marcada en la tubería) a causa de la menor capacidad de lodo en circulación que comporta menores pérdidas de carga.

85

Eni Corporarte University

WELL CONTROL

En este caso se puede actuar de tres maneras: -

disminuir la apertura del choke de manera que se vuelva a llevar la presión de circulación al valor anterior

-

disminuir la apertura del choke de manera que se vuelva a llevar la presión en el choke al valor anterior

-

aumentar los golpes de la bomba para volver a llevar la capacidad al valor anterior

Wash out del choke El ensanchamiento del choke, debido al wash out, comporta una disminución de la presión en el choke y una idéntica disminución en la tubería, con consecuente disminución de la presión de fondo. Para restablecer la situación normal es suficiente reducir la apertura del orificio por donde sale el fluido hasta volver a llevar la presión en el choke al valor anterior.


PROBLEMAS, FORMULARIO Y TABLAS

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Ejercicios PRESIONES Y PRINCIPIOS GENERALES Ejercicio N° 1 Calcular: A.- La presión hidrostática ejercida por un lodo de: 1) 12.5 ppg a 8,500 pies

a) 5,065 psi

b) 3,525 psi

c) 4,625 psi

d) 5,525 psi

2) 10.3 ppg a 2,850 pies

a) 1,625 psi

b) 1526 psi

c) 1,265 psi

d) 1,536 psi

3) 14.7 ppg a 9,385 pies

a) 7,214 psi

b) 7,154 psi

c) 6,995 psi

d) 7,174 psi

4)

9.5 ppg a 10,500 pies

a) 5,217 psi

b) 5,187 psi

c) 5,178 psi

d) 3,187 psi

5) 11.7 ppg a 11,470 pies

a) 6,978 psi

b) 6,895 psi

c) 5,979 psi

d) 6,987 psi

B.- La gradiente correspondiente a las siguientes densidades 1) 10.5 ppg

a) 0.602 psi/pie b) 0.546 psi/pie c) 0.535 psi/pie d) 0.498 psi/pie

2) 13.8 ppg


3)

9.8 ppg


4) 16.7 ppg


5) 11.7 ppg


Ejercicio N° 2 A.- Dadas los siguientes valores de pérdida de carga y densidad originales, calcule la nueva pérdida de carga correspondiente a la nueva densidad: P1= 255 psi, D1= 10.5 ppg, D2= 11.5 ppg, a) P2= 279 psi b) P2= 269 psi

c) P2= 289 psi

d) P2= 275 psi

2) P1= 300 psi, D1= 11.2 ppg, D2= 13.8 ppg, a) P2= 379 psi b) P2= 370 psi

c) P2= 389 psi

d) P2=375 psi

3)P1= 425 psi, D1= 12.9 ppg, D2= 11.2 ppg, a) P2= 379 psi b) P2= 375 psi

c) P2= 369 psi

d) P2= 365 psi

4) P1= 653 psi, D1= 12.3 ppg, D2= 14.6 ppg, a) P2= 780 psi b) P2= 770 psi

c) P2= 785 psi

d) P2= 775 psi

5)P1= 325 psi, D1= 9.5 ppg, D2= 13.8 ppg, a) P2= 479 psi b) P2= 469 psi

c) P2= 472 psi

d) P2= 475 psi

B.- Dadas los siguientes valores de pérdida de carga y caudal originales, calcule la nueva pérdida de carga correspondiente al nuevo caudal: P1= 255 psi, Q1= 250 gpm, Q2= 375 gpm, a) P2= 574 psi b) P2= 564 psi

c) P2= 584 psi

d) P2= 570 psi

2) P1= 300 psi, Q1= 225 gpm, Q2= 275 gpm, a) P2= 438 psi b) P2= 448 psi

c) P2= 445 psi

d) P2=454 psi

3)P1= 425 psi, Q1= 300 gpm, Q2= 250 gpm, a) P2= 288 psi b) P2= 291 psi

c) P2= 295 psi

d) P2= 298 psi

4) P1= 653 psi, Q1= 250 gpm, Q2= 300 gpm, a) P2= 930 psi b) P2= 945 psi

c) P2= 935 psi

d) P2= 940 psi

5)P1= 325 psi, Q1= 185 gpm, Q2= 235 gpm, a) P2= 528 psi b) P2= 520 psi

c) P2= 524 psi

d) P2= 532 psi 89


WELL CONTROL C.- Dadas los siguientes valores de pérdida de carga y SPM originales, calcule la nueva pérdida de carga correspondiente al nuevo SPM: P1= 200 psi, SPM1= 45, SPM2= 35 a) P2= 110 psi b) P2= 118 psi

c) P2= 121 psi

d) P2= 125 psi

2) P1= 300 psi, SPM1= 35, SPM2= 50 a) P2= 612 psi b) P2= 618 psi

c) P2= 605 psi

d) P2= 620 psi

3)P1= 450 psi, SPM1= 30, SPM2= 40, a) P2= 790 psi b) P2= 800 psi

c) P2= 810 psi

d) P2= 795 psi

4) P1= 325 psi, SPM1= 50, SPM2= 80 a) P2= 815 psi b) P2= 820 psi

c) P2= 838 psi

d) P2= 832 psi

5)P1= 350 psi, SPM1= 45, SPM2= 65 a) P2= 738 psi b) P2= 730 psi

c) P2= 744 psi

d) P2= 722 psi

D.- Dadas los siguientes valores de pérdida de carga, densidad y caudal o SPM originales, calcule la nueva pérdida de carga correspondiente a la nueva densidad y nuevo caudal o SPM: P1= 280 psi, D1= 10.5 ppg, Q1= 250 gpm, D2= 8.9 ppg Q2= 300 gpm a) P2= 355 psi b) P2= 348 psi c) P2= 335 psi d) P2= 342 psi 2) P1= 300 psi, D1= 9.5 ppg, SPM1= 25, D2= 11.5, SPM2= 35, a) P2= 730 psi b) P2= 702 psi c) P2= 712 psi

d) P2=722 psi

3)P1= 425 psi, D1= 11.5, SPM1= 35, D2= 10.5, SPM2= 50, a) P2= 781 psi b) P2= 792 psi c) P2= 805 psi

d) P2= 768 psi

4) P1= 650 psi, D2= 12.2, Q1= 250, D2= 10.6, Q2= 300, a) P2= 813 psi b) P2= 802 psi c) P2= 828 psi

d) P2= 840 psi

Ejercicio N° 3 Calcule la presión de fondo correspondiente a las siguientes condiciones: A. 1) Profundidad del pozo 5,750 pies, densidad del lodo 11.7 ppg a) 3,449 psi b) 3,512 psi c) 3,498 psi

d) 3,521 psi

2) Profundidad del pozo 8,960 pies, densidad del lodo 10.5 ppg a) 5,063 psi b) 4,862 psi c) 4,798 psi

d) 4,892 psi

3) Profundidad del pozo 10,230 pies, densidad del lodo 12.2 ppg a) 6,490 psi b) 6,510 psi c) 6,450 psi

d) 6,475 psi

4) Profundidad del pozo 7,525pies, densidad del lodo 14.5 ppg a) 5,649 psi b) 5,674 psi c) 5,696 psi

d) 5,378 psi

5) Profundidad del pozo11,480 pies, densidad del lodo 11.7 ppg a) 6,954 psi b) 6,854 psi c) 6,984 psi

d) 7,004 psi

B. 1) Profundidad del pozo 5,750 pies, densidad del lodo 11.7 ppg, pérdida de carga anular 125 psi a) 3,374 psi b) 3,637 psi c) 3,623 psi d) 3,646 psi 2) Profundidad del pozo 8,960 pies, densidad del lodo 10.5 ppg, pérdida de carga anular 215 psi a) 5,278 psi b) 5,041 psi c) 5,013 psi d) 5,107 psi. 3) Profundidad del pozo 10,230 pies, densidad del lodo 12.2 ppg, pérdida de carga anular 320 psi a) 6,810 psi b) 6,830 psi c) 6,770 psi d) 6,795 psi 4) Profundidad del pozo 7,525pies, densidad del lodo 14.5 ppg, pérdida de carga anular 235 psi a) 5,884 psi b) 5,909 psi c) 5,931 psi d) 5,613 psi 5) Profundidad del pozo11,480 pies, densidad del lodo 11.7 ppg, pérdida de carga anular 425 psi a) 7,379 psi b) 7,279 psi c) 7,409 psi d) 7,429 psi. 90 Eni Corporate University

Ejercicios C. 1) Profundidad del pozo 5,750 pies, densidad del lodo 11.7 ppg, presión estática 150 psi. a) 3,599 psi b) 3,662 psi c) 3,648 psi d) 3,671 psi 2) Profundidad del pozo 8,960 pies, densidad del lodo 10.5 ppg, presión estática 200 psi. a) 5,263 psi b) 5,062 psi c) 4,998 psi d) 5,092 psi 3) Profundidad del pozo 10,230 pies, densidad del lodo 12.2 ppg, presión estática 325 psi. a) 6,815 psi b) 6,835 psi c) 6,775 psi d) 6,800 psi 4) Profundidad del pozo 7,525pies, densidad del lodo 14.5 ppg, presión estática 180 psi. a) 5,829 psi b) 5,854 psi c) 5,876 psi d) 5,558 psi 5) Profundidad del pozo11,480 pies, densidad del lodo 11.7 ppg, presión estática 210 psi. a) 7,374 psi b) 7,064 psi c) 7,194 psi d) 7,214 psi D. 1) Profundidad del pozo 5,750 pies, densidad del lodo 11.7 ppg, presión estática 150 psi, pérdida de carga anular de 350 psi a) 3,949 psi b) 4,012 psi c) 3,998 psi d) 4,021 psi 2) Profundidad del pozo 8,960 pies, densidad del lodo 10.5 ppg, presión estática 200 psi. pérdida de carga anular de 425 psi a) 5,688 psi b) 5,487 psi c) 5,423 psi d) 5,517 psi 3) Profundidad del pozo 10,230 pies, densidad del lodo 12.2 ppg, presión estática 325 psi. pérdida de carga anular de 300 psi a) 7,115 psi b) 7,135 psi c) 7,075 psi d) 7,100 psi 4) Profundidad del pozo 7,525pies, densidad del lodo 14.5 ppg, presión estática 180 psi. pérdida de carga anular de 250 psi a) 6,079 psi b) 6,104 psi c) 6,126 psi d) 5,808 psi 5) Profundidad del pozo11,480 pies, densidad del lodo 11.7 ppg, presión estática 210 psi pérdida de carga anular de 225 psi. a) 7,599 psi b) 7,289 psi c) 7,419 psi d) 7,439 psi Ejercicio N° 4 Calcule la densidad equivalente de circulación de los siguientes casos: 1) Densidad del lodo 8.6 ppg, pérdida de carga anular 75 psi, profundidad de circulación 8,500 pies a) 8.8 ppg b) 8.9 ppg c) 8.7 ppg d) 9.0 ppg 2) Densidad del lodo 9.5 ppg, pérdida de carga anular 125 psi, profundidad de circulación 9,100 pies a) 9.7 ppg b) 9.9 ppg c) 9.8 ppg d) 9.6 ppg 3) Densidad del lodo 10.5 ppg, pérdida de carga anular 150 psi, profundidad de circulación 6,500 pies a) 10.8 ppg b) 10.7 ppg c) 10.9 ppg d) 11.0 ppg 4) Densidad del lodo 12.5 ppg, pérdida de carga anular 220 psi, profundidad de circulación 12,500 pies a) 12.8 ppg b) 12.9 ppg c) 12.7 ppg d) 13.0 ppg 5) Densidad del lodo 14.5 ppg, pérdida de carga anular 300 psi, profundidad de circulación 10,500 pies a) 14.7 ppg b) 14.9 ppg c) 15.0 ppg d) 15.2 ppg


WELL CONTROL Ejercicio N° 5 Calcule lo siguiente: A. La presión de fractura con los siguientes datos: 1) Presión en superficie durante la prueba 1,250 psi, profundidad del zapato a 5,250 pies (TVD), densidad del lodo durante la prueba 9.5 ppg. a) 3,795 psi b) 3,962 psi c) 3,844 psi d) 3,876 psi 2) Presión en superficie durante la prueba 750 psi, profundidad del zapato a 4,750 pies (TVD), densidad del lodo durante la prueba 11.5 ppg. a) 3,601 psi b) 3,591psi c) 3,581 psi d) 3,951 psi 3) Presión en superficie durante la prueba 975 psi, profundidad del zapato a 8,350 pies (TVD), densidad del lodo durante la prueba 9.8 ppg. a) 5,200 psi b) 5,300 psi c) 5,230 psi d) 5,250 psi 4) Presión en superficie durante la prueba 1,300 psi, profundidad del zapato a 7,250 pies (TVD), densidad del lodo durante la prueba 10.5 ppg. a) 5,238 psi b) 5,258 psi c) 5,278psi d) 5,298 psi 5) Presión en superficie durante la prueba 1,100 psi, profundidad del zapato a 6,500 pies (TVD), densidad del lodo durante la prueba 13.6 ppg. a) 5,576 psi b) 5,727 psi c) 5,675psi d) 5,697 psi B. La presión MAASP conociendo: 1) Presión de fractura 5,350 psi, densidad actual del lodo 11.5 ppg, profundidad del zapato 5,535 pies (TVD). a) 2,040 psi b) 2,150 psi c) 2,400 psi d) 2,350 psi 2) Presión de fractura 6,150 psi, densidad actual del lodo 9.3 ppg, profundidad del zapato 7,650 pies (TVD). a) 2,350 psi b) 2,450 psi c) 2,400 psi d) 2,370 psi 3) Presión de fractura 5,750 psi, densidad actual del lodo 10.5 ppg, profundidad del zapato 3,585 pies (TVD). a) 3,773 psi b) 3,813 psi c) 3,972 psi d) 3,793 psi 4) Presión de fractura 6,975 psi, densidad actual del lodo 13.5 ppg, profundidad del zapato 7,350 pies (TVD). a) 1,850 psi b) 1,815 psi c) 1,795 psi d) 1,835 psi 5) Presión de fractura 7,100 psi, densidad actual del lodo 14.0 ppg, profundidad del zapato 8,560 pies (TVD). a) 753 psi b) 787 psi c) 848 psi d) 868 psi C. Calcule la densidad para fracturar el zapato si: 1) Presión del LOT 1,250 psi con lodo de 11.5 ppg, profundidad del zapato 6,150 pies. a) 15.3 ppg b) 15.5 ppg c) 15.2 ppg d) 15.4 ppg 2) Presión del LOT 975 psi con lodo de 12.5 ppg, profundidad del zapato 7,810 pies. a) 14.8 ppg b) 14.9 ppg c) 14.7 ppg d) 15.0 ppg 3) Presión del LOT 1,400 psi con lodo de 9.5 ppg, profundidad del zapato 8,400 pies TVD. a) 12.7 ppg b) 12.5 ppg c) 12.9 ppg d) 13.0 ppg 4) Presión del LOT 1,550 psi con lodo de11.2 ppg, profundidad del zapato 6,535 pies TVD. a) 15.5 ppg b) 15.8 ppg c) 16.2 ppg d) 16.0ppg 5) Presión del LOT 1,275 psi con lodo de 9 ppg, profundidad del zapato 3,550 pies TVD. a) 15.9 ppg b) 15.7 ppg c) 16.1ppg d) 16.2 ppg


Ejercicios D. Calcule la MAASP bajo las condiciones siguientes: 1) Presión del LOT 1,375 psi, con lodo de 12.5 ppg, profundidad del zapato 6,500 pies TVD, Densidad actual 14.5 ppg. a) 720 psi b) 650 psi c) 675 psi d) 699 psi 2) Presión del LOT 1,550 psi, con lodo de 11.5ppg, profundidad del zapato 3,570 pies TVD, Densidad actual 15 ppg. a) 880 psi b) 900 psi c) 920 psi d) 940 psi 3) Presión del LOT 1,725 psi, con lodo de 14.5 ppg, profundidad del zapato 8,330 pies TVD, Densidad actual 13.5 ppg. a) 2,158 psi b) 2,258 psi c) 2,058psi d) 2,518 psi 4) Presión del LOT 1,890 psi, con lodo de 11 ppg, profundidad del zapato 7,255 pies TVD, Densidad actual 14.3 ppg. a) 655 psi b) 645 psi c) 675 psi d) 635 psi 5) Presión del LOT 1960 psi, con lodo de 10.6 ppg, profundidad del zapato 3,328 pies TVD, Densidad actual 15.8 ppg. a) 1,075 psi b) 993 psi c) 1,050 psi d) 1,060 psi


WELL CONTROL CAUSAS DE KICKS A. Calcule la gradiente y la densidad correspondiente a las presiones de formación en los siguientes casos: 1) Pozo de 8 ½ pulg. TD 11,480 pies; casing de 9 5/8 pulg, zapato a 9,525 pies; drill pipe de 5 pulg, 720 pies de Drill Collars de 6 ½ x 2 13/16 pulg; lodo actual de 11.9 ppg; presión de formación 6,984 psi a) 0.6084 psi/pie, b) 0.6095 psi/pie, c) 0.5965 psi/pie d) 0.5635 psi/pie 11.7 ppg 11.9 ppg 11.5 ppg 11.4 ppg 2) Pozo de 8 ½ pulg. TD 6,810 pies; casing de 9 5/8 pulg, zapato a 2,970 pies; drill pipe de 4 1/2 pulg, 540 pies de Drill Collars de 6 1/4 x 2 13/16 pulg; lodo actual de 13.8 ppg; presión de formación 4,780 psi a) 0.7029 psi/pie, b) 0.7009psi/pie, c) 0.7019 psi/pie d) 0.7119 psi/pie 13.7 ppg 13.2 ppg 13.5 ppg 13.9 ppg 3) Pozo de 12.1/4 pulg. TD 3,550 pies; casing de 13 3/8 pulg, zapato a 1,560 pies; drill pipe de 5 pulg, 360 pies de Drill Collars de 8 x 2 13/16 pulg; lodo actual de 13.9 ppg; presión de formación 2,474 psi a) 0.6929 psi/pie, b) 0.6969 psi/pie, c) 0.6565 psi/pie d) 0.5959 psi/pie 13.2 ppg 13.4 ppg 12.8 ppg 12.2 ppg 4) Pozo de 12 /14 pulg. TD 5,560 pies; casing de 13 3/8 pulg, zapato a 2,560 pies; drill pipe de 5 pulg, 420 pies de Drill Collars de 8 x 2 13/16 pulg; lodo actual de 12.8 ppg; presión de formación 3.585 psi a) 0.6148 psi/pie, b) 0.6648 psi/pie, c) 0.6260 psi/pie d) 0.6448 psi/pie 11.4 ppg 12.8 ppg 11.9 ppg 12.4 ppg 5) Pozo de 8 ½ pulg. TD 9,315 pies; casing de 9 5/8 pulg, zapato a 5,590 pies; drill pipe de 4 1/2 pulg, 600 pies de Drill Collars de 6 1/2 x 2 13/16 pulg; lodo actual de 15.3 ppg; presión de formación 7,265 psi a) 0.7689psi/pie, b) 0.6799 psi/pie, c) 0.7990 psi/pie d) 0.7799 psi/pie 14.8 ppg 13.1 ppg 15.4 ppg 15.0 ppg B. Calcule en cuánto se reduce la presión de fondo del pozo cuando la columna de lodo baja en: 1) 164 pies con lodo de 12.0 ppg, usando los datos el ejercicio A1. a) 102.3 psi b) 104.5 psi c) 100.5 psi

d) 105.3 psi

2) 101 pies con lodo de 14.0 ppg, usando los datos el ejercicio A2. a) 74.3 psi b) 76.2 psi c) 72.5 psi

d) 73.5 psi


d) 79.1 psi


d) 120.5 psi


d) 158.2 psi

C. Calcular cuántos barriles son necesarios para llenar el pozo cuando se sacan: 1) 1430 pies de DP secos y mojados, usando los datos el ejercicio A1. a) 12.42 bbls b) 14.62 bbls c) 5.83 bbls 37.15 bbls 42.57 bbls 7.87 bbls 2) 440 pies de DP secos y mojados, usando los datos el ejercicio A2. a) 2.99 bbls b) 3.35 bbls c) 2.73 bbls 8.94 bbls 9.46 bbls 8.25 bbls

d) 11.15 bbls 36.47 bbls d) 3.93 bbls 9.24 bbls


Ejercicios 3) 417 pies de DP secos y mojados, usando los datos el ejercicio A3. a) 3.83 bbls b) 3.25 bbls c) 3.65 bbls 11.33 bbls 9.52 bbls 10.63 bbls

d) 2.96 bbls 8.14 bbls

4) 1810 pies de DP secos y mojados, usando los datos el ejercicio A4. a) 12.95 bbls b) 14.12 bbls c) 12.34 bbls 41.05 bbls 46.16 bbls 38.36 bbls

d) 10.52 bbls 33.27 bbls

5) 319 pies de DP secos y mojados, usando los datos el ejercicio A5. a) 2.17 bbls b) 2.36 bbls c) 3.53 bbls 9.12 bbls 6.70bbls 9.95 bbls

d) 6.25 bbls 12.58 bbls

D. Calcule cuántos pies baja el nivel del fluido en el pozo cuando si sacando tubos secos del pozo no se han repuesto ___ bbls: 1) Usando los datos el ejercicio A1; 12.4 bbls. a) 185 pies b) 138 pies

c) 125 pies

d) 105 pies

2) Usando los datos el ejercicio A2; 5.0 bbls. a) 68 pies b) 74 pies

c) 65 pies

d) 78 pies


c) 55 pies

d) 46 pies


c) 88 pies

d) 65 pies


c) 92 pies

d) 81 pies

E. Calcule cuántos bbls de fluido se dejan de llenar en el pozo cuando se sacan tubos secos y mojados, para que la presión baje: 1) En 90 psi usando los datos el ejercicio A1; secos a) 9.74 bbls b) 9.86 bbls mojados 7.26 bbls 7.56 bbls

c) 9.66 bbls 7.17 bbls


2) En 65 psi usando los datos el ejercicio A1; secos a) 6.56 bbls b) 6.16 bbls mojados 5.52 bbls 4.94 bbls



c) 4.99bbls 4.46 bbls




c) 15.33 bbls 12.13 bbls

d) 15.81 bbls 12.64 bbls

3) En 25 psi usando los datos el ejercicio A1; secos a) 4.24 bbls b) 4.83 bbls mojados 3.48 bbls 4.38 bbls 4) En 35 psi usando los datos el ejercicio A1; secos a) 8.44 bbls b) 7.64 bbls mojados 7.24 bbls 6.66 bbls 5) En 185 psi usando los datos el ejercicio A1; secos mojados

a) 15.45 bbls 12.14 bbls

b) 15.55 bbls 12.51 bbls

F. Calcule cuántos pies de tubos secos y mojados se deben sacar del pozo antes que este comience a fluir: 1) Usando los datos el ejercicio A1. Secos a) 1,544 pies b) 1,663 pies c) 2,205 pies d) 1,493 pies Mojados 475 pies 823 pies 509 pies 374 pies 2) Usando los datos el ejercicio A2. Secos a) 1,489 pies b) 1,296 pies c) 1,073 pies d) 1,315 pies Mojados 381pies 285 pies 347 pies 482 pies 95 Eni Corporate University

WELL CONTROL 3) Usando los datos el ejercicio A3. Secos Mojados

a) 2,016 pies 576 pies

b)

2,096 pies 632 pies

4) Usando los datos el ejercicio A4. Secos a) 1,798 pies b) 1,356 pies Mojados 984 pies 847 pies 5) Usando los datos el ejercicio A5. Secos a) 1,576 pies b) Mojados 377 pies

1,835 pies 359pies

c) 2,193 pies 720 pies

d) 2,353pies 798 pies

c) 3,217 pies 863pies

d) 2,806 pies 775 pies

c)

d) 1,728 pies 594 pies

1,696 pies 470 pies


Ejercicios PROCEDIMIENTOS PARA EL CIERRE DE UN POZO A. Calcule la presión de formación y la densidad para controlar el pozo correspondiente en los siguientes casos: 1) Pozo de 8 ½ pulg. TD 11,480 pies; casing de 9 5/8 pulg, zapato a 9,525 pies; drill pipe de 5 pulg, 720 pies de Drill Collars de 6 ½ x 2 13/16 pulg; lodo actual de 11.9 ppg; presión de cierre en tubos 420 psi, presión de cierre en casing 550 psi, volumen ganado en superficie: 10 bbls, presión de circulación a caudal reducido 650 psi a 35 spm; desplazamiento de la bomba, 0.0607 bbls/embolada. LOT 1750 psi con lodo de 10 ppg. a) 7,354 psi, b) 7,454 psi, c) 7,524 psi d) 7,624psi 12.6 ppg 12.4 ppg 12.6 ppg 13.4 ppg 2) Pozo de 8 ½ pulg. TD 6,810 pies; casing de 9 5/8 pulg, zapato a 2,970 pies; drill pipe de 4 1/2 pulg, 540 pies de Drill Collars de 6 1/4 x 2 13/16 pulg; lodo actual de 13.8 ppg; presión de cierre en tubos 250 psi, presión de cierre en casing 360 psi, volumen ganado en superficie, 8 bbls, presión de circulación a caudal reducido 350 psi a 40 spm; desplazamiento de la bomba, 0.0809 bbls/embolada. LOT 1600 psi con lodo de 11 ppg. a) 5,187 psi/pie, b) 5,045 psi, c) 5,137 psi d) 5,225 psi 14.5ppg 13.8 ppg 16.7ppg 15.9 ppg 3) Pozo de 12.1/4 pulg. TD 3,550 pies; casing de 13 3/8 pulg, zapato a 1,560 pies; drill pipe de 5 pulg, 360 pies de Drill Collars de 8 x 2 13/16 pulg; lodo actual de 13.9 ppg; presión de cierre en tubos 350 psi, presión de cierre en casing 500 psi, volumen ganado en superficie: 18 bbls, presión de circulación a caudal reducido 320 psi a 60 spm; desplazamiento de la bomba, 0.0878 bbls/embolada. LOT 750 psi con lodo de 9.5 ppg. a) 2,916 psi, b) 2,989 psi, c) 2,858 psi, d) 2,816 psi, 14.8 ppg 16.4 ppg 15.8 ppg 12.8 ppg 4) Pozo de 12 /14 pulg. TD 5,560 pies; casing de 13 3/8 pulg, zapato a 2,560 pies; drill pipe de 5 pulg, 420 pies de Drill Collars de 8 x 2 13/16 pulg; lodo actual de 12.8 ppg; presión de cierre en tubos 650 psi, presión de cierre en casing 750 psi, volumen ganado en superficie: 16 bbls, presión de circulación a caudal reducido 550 psi a 45 spm; desplazamiento de la bomba, 0.0809 bbls/embolada. LOT 1400 psi con lodo de 9.8 ppg. a) 4,285 psi, 14.8 ppg

b) 4,351 psi, 15.9ppg

c) 4,391 psi 15.0 ppg

d) 4,421 psi/pie 16.4 ppg

5) Pozo de 8 ½ pulg. TD 9,315 pies; casing de 9 5/8 pulg, zapato a 5,590 pies; drill pipe de 4 1/2 pulg, 600 pies de Drill Collars de 6 1/2 x 2 13/16 pulg; lodo actual de 15.3 ppg; presión de cierre en tubos 850 psi, presión de cierre en casing 1,150 psi, volumen ganado en superficie: 14 bbls, presión de circulación a caudal reducido 450 psi a 50 spm; desplazamiento de la bomba, 0.0607 bbls/embolada. LOT 1250 psi con lodo de 12 ppg. a) 8,261 psi, 17.9 ppg

b) 8151 psi, 16.1 ppg

c) 8,361 psi 15.9 ppg

d) 8315 psi/pie 17.1 ppg

B. Calcule la densidad del influjo en los casos A1, A2, A3, A4 y A5 1)

a) 4.8 ppg

b) 4.4 ppg

c) 4.6 ppg

d) 4.2 ppg

2)

a) 5.1 ppg

b) 5.5 ppg

c) 5.9 ppg

d) 5.3 ppg

3)

a) 0.65 ppg

b) 0.35 ppg

c) 0.6 ppg

d) 0.5 ppg

4)

a) 2.7ppg

b) 2.6 ppg

c) 3.0 ppg

d) 3.2 ppg

5)

a) 3.6 ppg

b) 3.3 ppg

c) 3.1 ppg

d) 3.8 ppg


WELL CONTROL C. Calcule el volumen interno de la sarta, el volumen anular desde la broca hasta el zapato del casing y el volumen anular total en los casos A1, A2, A3, A4 y A5 1)

a) 174.71 bbls 76.16 bbls 521.03 bbls

b) 188.25 bbls 85.65 bbls 583.25 bbls

c) 154.23 bbls 65.35 bbls 545.74 bbls

d) 196.00 bbls 95.63 bbls 596.52 bbls

2)

a)

b)

c) 101.38 bbls 179.80 bbls 300.12 bbls

d) 119.38 bbls 188.71 bbls 275.66 bbls

3)

a) 24.46 bbls 210.15 bbls 400.25 bbls

b) 59.24 bbls 256.35 bbls 423.72 bbls

c)

38.5 bbls 232.56 bbls 405.63 bbls

d) 30.47 bbls 226.22 bbls 462.41 bbls

4)

a)

82.68 bbls 345.53 bbls 728.52 bbls

b) 60.25 bbls 378.96 bbls 699.56 bbls

c)

94.21 bbls 304.45 bbls 669.62 bbls

d) 105.65 bbls 399.45 bbls 625.85 bbls

5)

a) 128.37 bbls 190.33 bbls 454.99 bbls

b) 108.25 bbls 140.25 bbls 434.55 bbls

c) 142.52 bbls 171.21 bbls 471.95 bbls

93.19 bbls 156.32 bbls 339.59 bbls

81.55 bbls 196.52 bbls 365.63 bbls

d)

92.66 bbls 150.25 bbls 492.63 bbls

D. Calcule las emboladas necesarias desde superficie hasta la broca, desde la broca hasta el zapato del casing y en el espacio anular total en los casos A1, A2, A3, A4 y A5 1)

a) 2,789 1,156 8,675

b) 2,878 1,255 9,276

c) 3,229 1,352 9,165

d) 3,656 1,057 8,991

2)

a) 1,152 2,611 4,213

b) 1,346 2,223 4,026

c) 1,824 2,011 4,613

d) 1,294 2,411 4,198

3)

a)

b)

c)

775 2,577 4,914

d)

675 2,670 5,214

4)

a) 1,165 3,979 8,277

b) 1,335 4,339 8,394

c) 1,098 4,271 8,102

d)

922 4,159 7,954

5)

a) 2,385 2,546 7,775

b) 2,115 2,996 7,934

c) 1,875 2,696 7,514

d) 1,665 2,821 7,304

527 2,370 4,826

837 2,470 4,614

E. Calcule el tiempo necesario para circular desde superficie hasta la broca, desde la broca hasta el zapato del casing y en el espacio anular total en los casos A1, A2, A3, A4 y A5 1)

a)

2)

a)

3)

a)

42 min. 29 min. 145 min.

b)

54 min. 25 min. 158 min.

c)

48 min. 21 min. 150 min.

d) 38 min. 15 min. 135 min.

26 min. 51 min. 100 min.

b)

29 min. 48 min. 110 min.

c)

21 min. 56 min. 109 min.

d)

33 min. 47 min. 105 min.

15 min. 59 min. 80 min.

b)

13 min. 26 min. 50 min.

c)

11 min. 50 min. 70 min.

d)

20 min. 43 min. 60 min.


Ejercicios 4)

a)

19 min. 85 min. 196 min.

b)

10 min. 75 min. 168 min.

c)

26 min. 80 min. 150 min.

d)

30 min. 95 min. 184 min.

5)

a)

55 min. 56 min. 130 min.

b)

48 min. 96 min. 116 min.

c)

35 min. 73 min. 156 min.

d)

42 min. 47 min. 148 min.

F. Calcule el volumen total en el pozo, las emboladas totales y el tiempo necesario para circular desde la superficie hasta el choke en los casos A1, A2, A3, A4 y A5 1)

a) 705.75 bbls 12,220 emb. 179 min.

b) 715.75 bbls 11,430 emb. 189 min.

c) 725.75 bbls 13,525 emb. 199 min.

d) 741.74 bbls 10,223 emb. 204 min.

2)

a) 432.78 bbls 4,825 emb. 134 min.

b) 376.05 bbls 4,525 emb. 154 min.

c) 477.65 bbls 5,350 emb. 149 min.

d) 357.56 bbls 5,825 emb. 119 min.

3)

a) 442.58 bbls 4,989 emb. 112 min.

b) 512.88 bbls 5,061 emb. 122 min.

c) 482.95 bbls 5,142 emb. 85 min.

d) 552.88 bbls 5,501 emb. 92 min.

4)

a)

727.27 bbls b) 747.25 bbls 9,442 emb. 8,997 emb. 207 min. 210 min.

c) 763.84 bbls 9,757 emb. 187 min.

d) 716.22 bbls 8,857 emb. 197 min.

5)

a)

559.09 bbls b) 649.09 bbls 10,209 emb. 9,209 emb. 184 min. 198 min.

c) 669.09 bbls 9,890 emb. 164 min.

d) 600.33 bbls 9,309 emb. 174 min.


FORMULARIO DE CONTROL DE POZO - Unidades de medidas: Sistema inglés

1. GRADIENTE DE PRESION [psi/ft]

= Densidad del lodo [ppg] x 0.052

2. DENSIDAD DEL LODO

=

[ppg]

Gradiente de presión [psi/ft] 0.052

3. PRESION HIDROSTATICA [psi] 4. PRESION DE FORMACION[psi] 5. DENSIDAD DEL FLUIDO DE PERFORACION [ppg]

= Densidad del lodo [ppg] x 0.052 x Profundidad vertical verdadera (TVD) [ft] = Presión hidrostática en tubos [psi] + Presión de cierre en tubos (SIDPP) [psi]

=

Presión [psi] Profundidad vertical (TVD)[ft] x 0.052

6. CAUDAL DE BOMBA DE LODO [bbl/min]

= Desplazamiento de la bomba [bbls /stk] x velocidad de bomba [spm]

7. VELOCIDAD EN EL ANULAR [ft/min]

=

Caudal de bomba [bbls /min] Capacidad en el anular [bbls /ft]

8. PRESION INICIAL DE CIRCULACION (ICP) [psi]

= Presión a caudal reducido (PL)[psi] + Presión de cierre en tubos (SIDPP)[psi]

9. PRESION FINAL DE CIRCULACION (FCP) [psi]

=

Presión a caudal reducido (PL)[psi] x Densidad del lodo pesado [ppg] Densidad original del lodo [ppg] Presión de cierre en tubos(SIDPP) [psi]

+ Densidad original del lodo [ppg]

10. DENSIDAD DEL LODO PESADO (KMW) [ppg]

=

11. PRESIÓN DE CIERRE EN EL CASING (SICP) [psi]

= (Densidad del lodo [ppg] - Densidad del influjo [ppg]) x Altura del influjo [ft] x 0.052 +SIDPP [psi]

12. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACION [ppg]

=

Profundidad vertical (TVD) [ft] x 0.052

Perdida de presión en el anular [psi]

+ Densidad original del lodo [ppg]

Profundidad vertical (TVD) [ft] x 0.052 13. ALTURA DEL INFLUJO EN EL HUECO ABIERTO [ft]

=

Volumen del influjo [bbls] Capacidad en el anular [bbls /ft]

14. GRADIENTE DEL INFLUJO [psi/ft] 15. MARGEN DE VIAJE / FACTOR DE SEGURIDAD [ppg]

= Densidad del lodo [ppg] x 0.052 =

(SICP [psi] - SIDPP [psi]) Altura del influjo [ft]

Margen de seguridad [psi] Profundidad vertical (TVD) [ft] x 0.052

+ Densidad del lodo [ppg]


16. PRESION NUEVA DE BOMBA CON NUEVAS EMBOLADAS [psi]

= Presión de circulación1 (antigua)[psi] x

(SPM2Nuevo)²

(¡Solo aproximado!)

(SPM1Antiguo)²

Presión Máxima Permisible en Superficie (MAASP)[psi]

17. MAXIMA DENSIDAD PERMISIBLE DE LODO [ppg]

=

18. NUEVA PRESION MAXIMA PERMISIBLE CON LODO PESADO EN EL ANULAR (SUPERFICIE)[psi]

= (Máxima densidad permitida [ppg] – Densidad del lodo pesado [ppg]) x (TVD)Zapato [ft] x 0.052

19. BARITINA NECESARIA PARA DENSIFICAR EL LODO [lbs/bbl]

=

Profundidad vertical verdadera del zapato (TVD)[ft] x 0.052

+ Densidad del lodo usada en leak-off[ppg]

Densidad del lodo pesado [ppg] - Densidad del lodo original [ppg] x 1500 35.8 - Densidad del lodo original [ppg] Aumento de presión en el drill pipe [psi/hr] Densidad original del lodo [ppg] x 0.052

20. VELOCIDAD DE MIGRACION [ft/hr]

=

21. LEY DE BOYLE GAY – LUSAC (LEY DE LOS GASES)

= P1 x V1 = P2 x V2

P2 =

P1 x V1 V2

V2 =

P1 x V1 P2

Desplazamiento de hierro [bbls /ft] x Densidad del lodo [ppg] x 0.052

22. CAIDA DE PRESION POR PIE EXTRAYENDO TUBERIA SECA [psi/ft]

=

23. CAIDA DE PRESION POR PIE EXTRAYENDO TUBERIA MOJADA [psi/ft]

=

24. CAIDA DE NIVEL EXTRAYENDO DRILL COLLAR [ft]

=

25. LONGITUD DE TUBERIA SECA A EXTRAER ANTES QUE EL POZO EMPIEZE A DESCARGAR [ft]

= Sobre balance [psi] x (Capacidad del casing [bbls /ft] – Desplazamiento de hierro [bbls /ft] ) Desplazamiento de hierro [bbls /ft] x Densidad del lodo [ppg] x 0.052

Capacidad del casing [bbls /ft] - Desplazamiento de hierro [bbls/ft]

(Desplazamiento de hierro [bbls/ft] + Capac. interna tubería [bbls/ft] ) x Dens. del lodo [ppg] x 0.052 Capacidad en el anular [bbls/ft] Longitud de drill collars [ft] x Desplazamiento de hierro [bbls /ft] Capacidad del casing [bbls /ft]


26. VOLUMEN A DESCARGAR PARA RESTAURAR LA PRESIÓN DE = FONDO CON LA PRESION DE FORMACION [bbl]

Aumento de presión en superficie [psi] x Volumen de influjo [bbl] Presión de formación (psi) – Aumento de la presión en superficie [psi] Longitud de tubería seca [ft] x Capacidad de tubería [bblft] x densidad del lodo [ppg]

27. VOLUMEN DE PÍLDORA PESADA [bbl] PARA UNA LONGITUD DETERMINADA DE TUBERÍA SECA

=

28. GANANCIA EN TANQUES DEBIDO A LA PÍLDORA PESADA[bbl]

= Volumen de la píldora [bbl] x

Densidad de la píldora [ppg] – Densidad del lodo [ppg] Densidad de la píldora (ppg)

- 1

Densidad del lodo (ppg) =

29. RELACION DE CIERRE DEL BOP

Presión del BOP en cabeza de pozo [psi] Presión hidráulica requerida para cerrar [psi]

30. PERDIDA DE PRESION HIDROSTATICA SI EL FLOTADOR DEL CASING FALLA [psi]

=

31. LONGITUD DE TUBERIA SECA

=

[pies]

Densidad del lodo [ppg] x 0.052 x Capacidad del casing (bbl/ft) x Altura del casing sin llenar (ft) Capacidad del casing [bbl/ft] + Capacidad anular (bbl/ft) Volumen pildora [bbl] x [ (Dens. Pildora (ppg) - Densidad del lodo (ppg) ] Capacidad de tuberia [bbl/ft] x Dens. Del lodo (ppg)

32. CAPACIDAD INTERNA DE TUBERIA

[bbl/pies]

=

(Díametro interno de la tubería (plg))² 1029.4

33. CAPACIDAD ANULAR ENTRE CASING Y TUBERIA

[bbl/pies]

=

(Díametro interno del casing la tubería (plg) )² - (Díametro externo de la tubería (plg) )² 1029.4

34. PRESION DE FONDO (POZO ABIERTO) 35. PRESION DE FONDO (CIRCULANDO)

[psi]

=

[psi]

36. PRESION DE FONDO (POZO CERRADO)

=

[psi]

37. PRESION DE FONDO (CIRCULANDO ARREMETIDA)

= [psi]

=

Presión Hidrostatica [psi] Presión Hidrostatica [psi] + Pérdida por fricción en el anular [psi] Presión Hidrostatica [psi] + Presión de cierre en tubos [psi] Presión Hidrostatica [psi] + Pérdida por fricción en el anular [psi] + Presión de cierre en tubos [psi]

MATERIAL TUBULAR, POZOS, BOMBAS DIMENSIONES – PESO – CAPACIDAD – VOLUMENES CASING Diámetro Nominal Peso Nominal Diámetro Interno Capacidad Interna Desplaz. del metal Vol. Total Desplaz.

Tabla PTX

DRILL PIPE 5

9 /8

7

13 /8

pulg.

4½

5½

lbs/pie

10.5

17.0

30.0

32.0

40.0

43.5

48.0

54.5

pulg.

4.052

4.892

6.154

6.094

8.835

8.775

12.715

12.515

bbl/pie

0.0156

0.0232

0.0368 0.0361 0.0758

0.0748

0.1570

0.1521

bbl/pie

0.0037

0.0061 0.0108 0.0115 0.0141 0.0151

0.0167

0.0216

bbl/pie

0.0193

0.0293

0.0476

Diámetro Nominal Peso Nominal Diámetro Interno Capacidad Interna Desplaz. Del metal Vol. Total Desplaz.

3

0.0899

0.1737

H.WATE

pulg.

7

2 /8

3½

4½

5

3½

4½

5

lbs/pie

6.65

13.3

16.6

19.5

25.3

41.0

49.3

3.826

4.276

2 /16

1

2¾

3.00

Pulg.

2.1562 2.7625

bbl/pie 0.0045 0.0074 0.0142 0.0177 0.0042 0.0074 0.0088 bbl/pie 0.0025 0.0050 0.0068 0.0078 0.0092 0.0149 0.0180 bbl/pie 0.0058 0.0124 0.0210 0.0255 0.0134 0.0223 0.0268

DRILL COLLARS Diámetro Nominal Peso Nominal Diámetro Interno Capacidad Interna Desplaz. del metal Vol. Total Desplaz.

pulg.

7

3 /8

4¾

lbs/pie

29.0

47.0

pulg.

6¼ 88.0

6½ 83.0

96.0

TUBING 6¾

91.0

105.0

8

100.0

151.0

9

150.0

2.1250 2.2500 2.5000 2.8125 2.5000 2.8125 2.5000 2.8125 2.7500 2.8125

149.0

195.8

194.8

192.8

2.8750 2.8125 2.8750

3.000

bbl/pie

0.0044 0.0049 0.0061 0.0077 0.0061 0.0077 0.0061 0.0077 0.0073 0.0077 0.0080 0.0077 0.0080 0.0087

bbl/pie

0.0102 0.0170 0.0318 0.0302 0.0350 0.0334 0.0382 0.0366 0.0548 0.0544 0.0541 0.0710 0.0707 0.0700

bbl/pie 0.0146 0.0219

0.0379

0.0411

0.0443

Diámetro Nominal Peso Nominal Diámetro Interno Capacidad Interna Desplaz. del metal Vol. Total Desplaz.

0.0621

0.0787

pulg.

2 /8

3

2 /8

7

3½

4½

lbs/pie

4.70

6.4

9.2

12.6

pulg.

1.995

2.441

2.992

3.958

bbl/pie 0.0039

0.0058 0.0087 0.0152

bbl/pie 0.0017

0.0023 0.0034 0.0046

bbl/pie 0.0056 0.0081 0.0121 0.0198

BOMBAS DE LODO NATIONAL 10-P-130 DESPLAZ. NATIONAL 9-P-100 DESPLAZ. NATIONAL 7-P-50 DESPLAZ.

Pulg.

6¼

6

5½

5

Bbl/stk 0.09496 0.08743 0.07346 0.06071 Pulg.

6 1/4

6

5½

5

Bbl/stk 0.08775 0.08087 0.06795 0.05616 Pulg.

6¼

6

5½

G.DENVER PAJ Z 9

Pulg.

6½

DESPLAZ.

Bbl/stk

0.0923

G.DENVER PZ 7

Pulg.

6½

DESPLAZ.

Bbl/stk 0.07352 0.06776 0.05693 0.04705

5½

5

0.07869 0.06612 0.05464 6

5½

5

Bbl/stk 0.07183 0.06120 0.06035 0.04988

OPI AWS 500

5

6

Pulg.

DESPLAZ.

5

4½

4

G.DENVER FXFG

Pulg.

DESPLAZ.

Bbl/stk

G.DENVER PE 5

Pulg.

DESPLAZ.

Bbl/stk

HALLIB. HT - 400

3½

Bbl/stk 0.03643 0.02951 0.02331 0.01785

Pulg.

DESPLAZ.

Bbl/stk

4½

4

3½

3

0.03833 0.03010 0.02281 0.01651 3

2¾

2½

---

0.01095 0.00917 0.00758 6

5½

5

-----

0.06994 0.05877 0.04857

---

VOLUMENES DE POZO ABIERTO DIAMETRO

Pulg.

1

4 /8

3

5 /4

7

5 /8

1

7 /2

5

7 /8

7

7 /8

CAPACIDAD bbl/pie 0.0175 0.0321 0.0335 0.0546 0.0583 0.0602

8

1

8 /4

1

8 /2

5

8 /8

3

8 /4

9

1

9 /2

12

1

12 /4

3

12 /8

1

12 /2

5

12 /8

3

12 /4

17

0.0622 0.0661 0.0702 0.0723 0.0744 0.0787 0.0877 0.1399 0.1458 0.1488 0.1518 0.1548 0.1579 0.2807

1

17 /2 0.2975

MANUAL DE HERRAMIENTAS


2. BOP RAM

INDICE

GENERALIDADES 2.1 COMPONENTES Y OPERACIONES

1. ANULAR BOP GENERALIDADES 1.1 COMPONENTES Cuerpo Cabeza Pistón Cámara de cierre y apertura Unidad de empaque Sellos

1.2 PRINCIPIOS OPERACIONALES Cierre Apertura

1.3 INSPECCION, TESTEO Y MANTENIMIENTO Inspección visual Testeo presurizado del circuito hidráulico Mantenimiento Almacenaje de las unidades de empaque

1.4 HYDRIL BOP Tipos y models Desgaste de la unidad de empaque Reemplazo de la Unidad de Empaque Modelo GL Modelo GK Modelo MSP 2000 psi Modelo MSP 29 1/2" 500 psi

1.5 BOP NL SHAFFER Características operacionales Unidad de empaque Reemplazo de la unidad de empaque Presión de cierre Mantenimiento

1.6 CAMARA TIPO “D” Características operacionales Partes Operaciones Presión de cierre Reemplazo de la unidad de empaque

1.7 STRIPPING Generalidades Consejos operacionales

5 7 7 8 8 9 9 9 11

12 12 12

13 13 13 15 15

16 16 17 17 18 20 21 22

23 23 24 24 25 25

26 26 26 27 28 28

29 29 29

Componentes Operaciones Presión de trabajo de cierre/apertura Unidad de empaque Sellado secundario Estímulo del sellado secundario

2.2 TIPOLOGIA DE RAMS

31 33 34 34 35 35 36 36 37

38

Componentes Pipe rams Pipe rams fijos Rams de cuerpo variable Blind rams Shear rams Corte de tubería Drill string hang-off en rams Reemplazo de rams

38 39 39 39 40 40 41 41 42

2.3 INSPECCION, TESTEO Y MANTENIMIENTO

43

Inspección visual Test de operación Cambio de partes

43 43 44

2.4 TIPOLOGIA DE RAMS BOP

44

2.5 TIPO CAMERON “U”

45

Características principales Presión de trabajo Rams Pipe rams Variable bore-rams Shear rams Sistemas de seguro de cierre de rams Mantenimiento Reemplazo de shear rams Reemplazo de pipe rams

2.6 SHAFFER Modelo Shaffer LWS: rams sistemas aseguradores de ram Modelo Shaffer SL características presión de trabajo rams sistemas aseguradores de ram mantenimiento

2.7 HYDRIL Generalidades Rams Sistema asegurador de ram Mantenimiento

45 46 47 47 47 47 48 49 49 49

51 51 52 53 54 54 54 54 55 55

56 56 57 57 57

3. EQUIPO AUXILIAR

59

GENERALIDADES

61

3.1 UPPER KELLY COCK

61

4. CIRCUITO DE ALTA PRESION GENERALIDADES

Partes Operaciones Mantenimiento

3.2 LOWER KELLY COCK Hydril kelly cock Hydril kellyguard Mantenimiento

3.3 VALVULAS DE SEGURIDAD PARA DRILL PIPES Mantenimiento

3.4 INSIDE BOP Válvula flotadora GRAY Válvula de caída Operaciones

3.5 DESGASIFICADOR

83

62 62 63

4.1 KILL LINES

64

4.2 CHOKE LINES

85

65 65 66

Instalación

85

Generalidades Instalación y uso (API RP 53)

4.3 CHOKE MANIFOLD Generalidades Instalación y uso (API RP 53)

84 84 84

86 86 88

66 66

4.4 FLARE LINES

89

67

4.5 VALVULAS DE ALTA PRSION

89

69 69 70

70

Generalidades Partes Operaciones Arranque Mantenimiento

70 73 74 75 75

3.6 INSTRUMENTOS

76

Generalidades Trip tank/Possum belly Indicadores de nivel Flow meter Detector de densidad de lodo Detector de gas Contador de strokes de la bomba

81

76 76 76 78 78 79 79

Generalidades Valvulas de alta presión tipo CAMERON “F”: generalidades componentes mantenimiento reemplazo del empaque del vástago reemplazo de la compuerta y de los platos selladores Valvulas CAMERON de alta presión tipo "F" con control hidráulico

89 90 90 91 92 93 94 95

4.6 ADJUSTABLE CHOKES

96

Choke CAMERON (Choke de perforación): partes sello positivo mantenimiento Cameron control panel

97 97 99 100 101

4.7 EMPAQUES DE BRIDA Y ANILLO Brida Empaques de anillo Mantenimiento

105 105 107 109

5. BOP STACK 5.1 CONFIGURACIONES DEL BOP STACK Consideraciones

5.2 BOP TEST Test de funcionabilidad

5.3 TEST DE LA PRESION HIDRAULICA Presión mínima Presurización Antes de empezar el test Durante el test Procedimiento del test Test 200-300 psi Test de presión Al final del test Equipo de testeo de la presión hidráulica plug tester cup tester Máxima presión de prueba

111

6. ACUMULADOR

139

GENERALIDADES

141

113 124

6.1 DIMENSIONES

142

Factor de capacidad

145

6.2 CARACTERISTICAS Y REQUISITOS

146

125 125

126 127 128 129 130 132 133 133 134 135 135 135 137

Tiempo de respuesta Reglamento API RP 16 E Botellas del acumulador Válvulas y manómetros de presión Bombas del acumulador Conexiones de válvulas y otras partes Válvulas de cierre Tanque de control de fluido Líneas de trabajo Paneles de control remoto

6.3 TEST Test de presión de precarga Test del tiempo de cierre Test de capacidad de la bomba

6.4 ACUMULADOR KOOMEY Tanque de fluido Botellas acumuladoras Unidad bomba de aire Unidad bomba eléctrica Manifold Válvula de chequeo de "4 vías" Transmisores de presión Sistema de alarma Lista de componentes Configuración Operacional de SAIPEM Modificaciones SAIPEM Panel de control remoto: Esquema de conexión Panel del piso del equipo Paneles de control auxiliar

146 146 146 146 147 148 148 149 149 149

150 150 151 151

152 152 153 154 154 155 156 157 157 158 161 162 163 163 164 164

6.5 FALLAS Y MAL FUNCIONAMIENTO

166

6.6 MANTENIMIENTO

169

Botellas del acumulador Filtros y coladores Bombas Válvulas hidráulicas de 4 vías Actuadores neumáticos Equipo para el tratamiento de aire Tanque de fluido Cajas de conexiones eléctricas Partes marcadas

169 170 170 170 171 171 171 171 172

1. ANULAR BOP

5


Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

GENERALIDADES Se usa un la parte superior del stack y puede cerrarse alrededor de cualquier diámetro de tubo. En caso de emergencia puede llevar a cabo un cierre total del pozo. Generalmente el el primer BOP que hay que cerrar cuando ocurre un kick. Se usa en operación de stripping porque el el único tipo de BOP que puede mantener el sellado durante el paso de las tool joints. Tiempo de cierre (regulaciones API RP 53): - para 20" de diámetro o más grande: - para diámetros menores de 20":

menos de 45 segundos menos de 30 segundos

1.1 COMPONENTES Los BOP anulares cuentan con un pistón de cierre del aparato que es operado hidráulicamente mediante la aplicación de presión en las cámaras para el cierre y la apertura. Los principales componentes del BOP son:

 cuerpo  cabeza  pistón  cámara de cierre y apertura  unidad de empaque  sellos

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7

EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE _____________________________________________________________________________________________________ ___

Cuerpo El cuerpo ha sido diseñado para soportar altas presiones y está hecho de acero forjado. Es sometido a tests acústicos para chequear la homogeneidad del acero y luego a test hidráulicos. Dentro del cuerpo están las cámaras de apertura y cierre y los orificios roscados tipo API para la conexión de las línea de apertura (top) y las línea de cierre (bottom). Cabeza La cabeza da acceso a la unidad de empaque del BOP durante la inspección y operación de mantenimiento. Los BOP anulares pueden contar con tres diferentes tipos de cabeza, dependiendo del procedimiento de remoción:

1. SCREWED HEAD Se conecta al cuerpo a través de una sección de hilos cuadrados y se sella con un empaque. Una desventaja posible es que la operación de desenroscado puede resultar difícil.

2. LATCHED HEAD Se conecta al cuerpo a través de un conjunto de cerrojos que son controlados por apropiados tornillos de cierre. Se usa generalmente en caso de grandes diámetros y valores de alta presión.

3. BOLTED HEAD Se conecta al cuerpo a través de un conjunto de tornillos de cierre. Se usa generalmente con valores de presión inferiores a 5.000 psi.

Nota:

Algunos modelos cuentan con un plato de desgaste en la parte superior interna de la cabeza, entre la unidad de empaque y la cabeza misma, para evitar el desgaste posterior. Los platos se desgastan por la fricción de las partes de hierro de la unidad de empaque y así protegen el cuerpo del BOP. Además, los platos instalados permiten evitar el tratamiento duro en la superficie de la cabeza, lo cual volvería inapropiado su uso ante H2S (máxima dureza < Rockwell C26).

8 __________________________________________________________________________________________ __ Eni Corporate University

Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

Pistón Gracias a su inclinación el pistón vuelve el movimiento vertical en movimiento radial. Durante las operaciones de cierre su movimiento ascendente determina el ciere del packer alrededor del tubo. El sellado hidráhulico entre el pistón y el cuerpo es asegurado por apropiados sellos.

Cámara de apertura y cierre Los BOP anulares tienen dos cámaras donde circula el fluido que trabaja, éste controla el movimiento del pistón y por lo tanto la apertura y el cierre del BOP. Algunos modelos tienen una tercera cámara para reducir el efecto de la presión del pozo en el pistón del BOP.

Unidad de empaque La unidad de empaque constituye el componente que actúa el sellado y es una estructura de caucho con reforzamiento de acero (segmentos). La parte de caucho es deformable para llevar a cabo el sellado, mientras los segmentos de acero aseguran solidez previniendo así la extrusión de los cauchos y reduciendo la fricción con la cabeza del BOP. Este es el componente más crítico del BOP y tiene que ser chequeado periódicamente. Deben adoptarse procedimientos adecuados para limitar el desgaste.


9


Las unidades de empaque son diferentes dependiendo de:    

tipo de caucho (derecho) tipo de BOP donde deben instalarse diámetro nominal del BOP presión de trabajo del BOP

Los componentes de caucho están marcados e identificados con zonas coloradas y códigos impresos durante su fabricación. Los códigos de identificación de acuerdo con el reglamento API RP 53 constan de dos partes: 1. Dureza 2. Código componente del fabricante

Nota:

El caucho de neoprene mantiene mejor elasticidad que el de nitrile a bajas temperaturas, pero sometido a altas temperaturas tiene una peor deterioración. Todas las unidades de empaque son diseñadas para trabajar con H2S. La exposición a hidrosulfite puede afectar seriamente la elasticidad del caucho. También la temperatura afecta substancialmente las propiedades del caucho: a mayor exposición a altas temperaturas, menor durabilidad del caucho.


Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

Sellos

Generalmente hay 6 sellos ubicados entre:  la cámara de apertura y la cabeza

 la cámara de apertura y la cámara de cierre

 la cámara de cierre y el pozo

Son energizados directamente por la presión de cierre y pueden ser de dos tipos:

 sellos "U" que se usan para BOPs de mediana y baja presión

 sellos Doble "U" que se usan para BOPs de alta presión


11


1.2 PRINCIPIOS OPERACIONALES Cierre Cuando el BOP empieza a cerrar, el fluido de trabajo entra en la cámara de cierre y empuja el pistón hacia arriba. En consecuencia la unidad de empaque aprieta más y más alrededor del centro del BOP, sellándolo. Apertura Durante la apertura, el fluido de trabajo entra en la cámara de apertura y empuja el pistón hacia abajo (la cámara de cierre debe estar descargada). La unidad de empaque regresa a su posición original abriendo el BOP. Presión de cierre Los BOP anulares se caracterizan por:  presión de apertura/cierre  máxima Presión de Trabajo (WP) Un adecuado valor de presión de apertura y cierre dentro de las cámaras le permite al pistón moverse y variar de acuerdo a la tipología del BOP. En la mayoría de los casos oscila entre 700 y 1500 psi (50 - 105 kg/cm2). La máxima presión de trabajo es la presión máxima del pozo que el BOP puede soportar y controlar en condiciones de trabajo. Respecto a la presión de cierre, las siguientes afirmaciones son generalmente válidas: - a mayor diámetro de la tubería, menor presión inicial de cierre; - en caso de cierre de un pozo vacío, el BOP se cerrará con la presión máxima permitida (1500 psi para todos los tipos excepto el Cameron D que, en caso de emergencia, puede ser cerrado a 3000 psi.) El cierre de los BOP anulares puede ser: - presión del pozo asistida Gracias a la estructura y la forma del pistón, la presión del pozo ejercida en las paredes del pistón produce una fuerza que se suma a la presión de cierre. Por lo tanto la presión de cierre debe ser reducida cuando el BOP se mantiene cerrado, para limitar el desgate del caucho (siguiendo las instrucciones del fabricante). Por esta razón la presión de cierre puede ser mantenida al mínimo valor generalmente estimado para esta situación particular del pozo. - presión en el pozo no asistida La presión del pozo no altera la presión de cierre del BOP que mantiene, por lo tanto, su valor de referencia durante las operaciones de cierre preventivas. Nota: 2-

1 - Algunas veces la estructura del pistón determina una fuerza que se opone al cierre requiriendo un aumento de la presión de cierre del BOP En caso de operaciones de stripping se prefieren cierres no asistidos de los BOP.


Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

1.3 INSPECCION, TESTEO Y MANTENIMIENTO Una inspección visual periódica y el testeo presurizado del circuito hidráhulico son necesarios para asegurar el buen funcionamiento del BOP. Inspección visual 1. Chequear las conexiones superiores e inferiores para detectar desgastes, corrosión o daños, especialmente en el anillo de las junturas del asiento y en los orificios roscados para los pernos. 2. Chequear el cuerpo para detectar daños y/o desgaste. 3. Inspeccionar el cuarpo vertical del preventor para detectar cualquier daño debido al paso de tool joint o drilling tools. 4. Chequear cualquier daño en el interior del canasto y limpiar las ventanas del canasto de cualquier depósito que pueda estorbar el movimiento del pistón. 5. Inspeccionar la unidad de empaque para chequear sus condiciones (desgaste, fracturas, dureza,...) 6. Chequear daños y desgaste del pistón, especialmente cualquier corte vertical o corrosiones en las superficies interna y externa y en la superficie donde va metida la bowl-shaped. 7. Chequear el desgaste en el interior de la cabeza. Testeo presurizado del circuito hidráulico El test ayuda a comprobar que los empaques del BOP sellen. Después de haber conectado la línea de cierre del BOP e instalado la herramienta para el test preventivo en el asiento, proceda a los siguientes pasos. Testeo de empaque 2 y 3 - Cerrar el BOP (con presión cerrada) y chequear la presión de cierre: . la presión se mantiene sellada: los empaques sellan . la presión no se mantiene sellada y ningún líquido está saliendo del orificio de la cámara de apertura: el empaque 2 no sella . la presión no mantiene el sellado y un poco de líquido sale del orificio de la cámara de apertura: el empaque 3 no sella, el empaque 2 puede que selle como puede que no. Si el empaque 3 está liqueando, cerrar la línea de apertura y chequear el sellado del empaque 2: - descargar la presión de cierre; - instalar un tapón en la línea de apertura (o cerrar la válvula en la línea); - cerrar el BOP y chequear la presión de cierre: . la presión es constante: el empaque 2 está sellando . la presión disminuye: el empaque 2 no está sellando


13


Testeo empaque 1 - descargar la presión de cierre - abrir la línea de apertura - aplicar una presión de cierre de 1500 psi - presurizar el pozo a 1500 psi - reducir la presión de cierre a 1000 psi - cerrar la válvula en la línea de cierre y desconectar la línea - instalar un indicador de presión en la línea de cierre y abrir la válvula: . si el indicador señala un valor de presión de 1000 psi, el empaque 1 está sellando . si el indicador señala un valor de presión mayor de 1000 psi, el empaque 1 no está sellando

Testeo empaques 4 y 5 - descargar la presión del pozo - descargar la presión de cierre - aplicar presión de apertura y chequearla: . la presión se mantiene sellada: los empaques sellan . la presión no se mantiene sellada y ningún líquido está saliendo del orificio de la cámara de cierre: el empaque 5 no sella . la presión no mantiene el sellado y un poco de líquido sale del orificio de la cámara de apertura: el empaque 4 no sella, el empaque 5 puede que selle como puede que no y tiene que ser chequeado. Para testear el empaque 5: - descargar la presión de apertura - bloquear la línea de cierre con un tapón (o cerrar la válvula en la línea, si hay alguna) - aplicar una presión de apertura de 1500 psi: . la presión mantiene el sellado: el empaque 5 no está liqueando . la presión disminuye: el empaque 5 está liqueando Atención: El test no chequea el sellado del empaque 6 entre el pistón y la cabeza. Después de haber llevado a cabo los tests: - descargar la presión de apertura - abrir la línea de cierre - reemplazar los empaques que estaban liqueando Si se ha instalado una válvula en la línea de cierre, asegurarse que esté abierta al final del testeo. 14 __________________________________________________________________________________________ __ Eni Corporate University

Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

Mantenimiento Para mantener el BOP en buenas condiciones de trabajo, tienen que llevarse a cabo adecuados procedimientos de mantenimiento y reemplazar las unidades de empaque siempre que se detecte cualquier daño o desgaste, ya sea en las inspecciones que en los tests. El desgaste de la unidad de empaque es principalmente causado por: exposición al sol, alta temperatura. ozono y aceite. Por lo tanto, es necesario un adecuado almacenaje para asegurar la duración de tales elementos, para reducir su deterioro. En caso de larga permanencia en el almacén debe usarse un contenedor hermético apropiado. La duración de la unidad de empaque y del BOP puede mejorar sustancialmente si se adoptan las precauciones operacionales y el reglamento de almacenamiento indicados en las siguientes páginas. Precauciones operacionales 1. Limitar el número de cierres. 2. Evitar cierres con el pozo vacío.1 3. Aplicar la presión de cierre indicada. 4. Reducir la presión de cierre en los modelos de presión del pozo asistida.2 5. Usar el tipo de caucho recomendado según el lodo que se está usando y en base a las condiciones ambientales. 6. Usar la regulación de la válvula de presión correctamente durante el stripping. 7. Almacenar partes de caucho apropiadamente (véase almacenaje en la siguiente página). 8. Lavar y lubricar el BOP si debe ser removido por largos periodos. 9. Usar tapas para proteger las bridas. 10. Evitar mover el drill string con el BOP cerrado. 11. Cuando el BOP esté abierto, asegurarse de que el travelling block y el BOP estén centrados para evitar desgastar la unidad de empaque. Almacenaje de las unidades de empaque 1. 2. 3. 4. 5.

Usar siempre primero las partes más viejas. Mantener las partes de caucho en el lugar más oscuro posible.3 Mantener las partes de caucho frías y lo más lejos posible de fuentes de calor. Almacenar lejos de equipos eléctricos de alta tensión (motores eléctricos, paneles, ...). Almacenar las partes de caucho de tal manera que no estén sometidas a ningún tipo de tensión (presiones, dobleces, ...). 6. Mantener la zona de almacenaje seca y limpia de aceite, grasa, líquido, ... 7. Usar contenedores herméticos en caso de almacenamiento prolongado. 8. Antes de utilizar las partes almacenadas comprobar que no haya fracturas o roces y que no haya endurecimientos en la superficie.

Nota 1: Nota 2: Nota 3:

Cierres con el pozo vacío (sin ningún tubo en el pozo) tienen que ser llevados a cabo sólo en caso de emergencia, ya que implican gran tensión en la unidad de empaque. Cuando se requiere una reducción de la presión de cierre, observar las indicaciones del fabricante. No almacene partes de caucho afuera o expuestas al sol; almacene lejos de ventanar o fuentes de luz para evitar exposiciones; - reduzca al mínimo el uso de luz artificial.


15


1.4 HYDRIL BOP

Tipos y modelos Disponibles diferentes modelos con diferentes características operacionales y aplicaciones. Los modelos que SAIPEM usa con mayor frecuencia son: GK,GL, MSP Los diferentes modelos están disponibles con cabeza enroscada y cabeza de encastre: - cabeza enroscada: modelos GK y MSP - cabeza de encastre: modelo GL; modelos de 11" x 5.000 psi WP; disponible también para modelos GK y MSP.

Nota:

1 - El anillo de las junturas de los asientos son acabados con acero inoxidable para asegurrar el sellado y la resistencia al H2S 2 - Para sus BOP anulares Hydril aconseja la revisión y el desmontaje cada 3 años


Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

Desgaste de la unidad de empaque Debido a la forma de la unidad de empaque, el desgaste frontal de un caucho se compensa con la sección posterior que es empujada hacia adelante por el pistón (véase la animación). El nivel de desgaste del caucho está estrictamente relacionado con el golpe del pistón que permite el sellado del BOP. En los preventores Hydril el grado de desgaste de la unidad de empaque puede ser chequeado a través de un orificio especial que permite medir el golpe del pistón (y por lo tanto el grado de tensión del caucho). El testeo se lleva a cabo con el BOP en posición cerrada, insertando una varilla en el orificio, leyendo la duración del golpe y comparándola con el golpe máximo permitido, es decir el "golpe completo del pistón" indicado en las especificaciones técnicas de cada modelo: - golpe menor del golpe completo del pistón: el empaque está en buenas condiciones - golpe igual al golpe completo del pistón: el empaque está un poco desgastado - golpe mayor del golpe completo del pistón: el empaque ha sobrepasado la medida permisible El caucho tiene que ser reemplazado cuando el sellado no es completo y cuando el golpe del pistón es mayor que el golpe completo del pistón. Reemplazo de la Unidad de Empaque Latched head

Screwed head

1. Retractar las mandíbulas desenroscando cuatro vueltas. Esto libera las mandíbulas de la cabeza 2. Quitar los pernos del montaje insertados en el tope de la cabeza 3. Levantar y retirar la cabeza del BOP 4. Levantar y retirar la unidad de empaque 5. Lubricar el bowl del pistón 6. Instalar la nueva unidad de empaque 7. Volver a instalar la cabeza 8. Instalar los pernos del montaje en el tope de la cabeza 9. Apretar las quijadas dándoles cuatro vueltas a los tornillos para bloquear las mandíbulas en la cabeza

1. Quitar el seguro desenroscante 2. Desenroscar y sacar la cabeza del BOP, manteniendo una suave tensión para no hacerla pesar sobre el hilo 3. Sacar la unidad de empaque 4. Lubricar el bowl del pistón 5. Instalar una nueva unidad de empaque 6. Limpiar y lubricar la cabeza y los hilos del cuerpo 7. Volver a instalar y apretar la cabeza para alinear el orificio con el seguro roscante 8. Apretar el seguro roscante

Nota:

Si durante las operaciones de montaje de la cabeza hubiera una incongruencia entre la cabeza del BOP y el cuerpo, usar los pernos insertados para centrar completamente la cabeza en su lugar.

Nota:

Si el desenroscado de la cabeza es dificultoso aplicar un alto nivel de torque aplicando y liberando presión a la cámara de apertura, alternativamente. Presurizar mientras se abre causa una vibración de la cabeza, descargando así fricción entre el jilo del cuerpo y el hilo de la cabeza. No intente aflojar la cabeza aplicando calor.

Reemplazo de emergencia _________________________________________________________________________________________ Eni Corporate University

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En condiciones de emergencia el caucho puede ser reemplazado con la tubería en el pozo. En tal caso obsérvese el siguiente procedimiento: 1. quitar la unidad de empaque usada 2. usar un cuchillo afilado para cortar la nueva unidad de empaque entre los dos segmentos de acero 3. insertar la nueva unidad de empaque alrededor de la tubería Modelo GL Características operacionales  Ha sido diseñado sea para operaciones submarinas que terrestres; sus características lo hacen particularmente adecuado para operaciones submarinas y perforaciones de pozos profundos que requieren drill strings de diferentes diámetros.  Está disponible sólo con latched head, equipado con platos desgastadores.  Hay tres cámaras diferentes: cámara de apertura, cámara de cierre y cámara secundaria.  La cámara de apertura tiene un plato protector (cabeza de la cámara de apertura) que previene la contaminación del sistema hidráulico mientras se reemplaza la unidad de empaque.  El sellado entre el anillo y el cuerpo es asegurado por una sección cuadrada del gasket.  El sellado entre el anillo y el pistón es asegurado por un sello "U" para el WP de 13" 5/8x5000 psi, por un sello doble "U" para diámetros más grandes.  El cierre no tiene una presión asistida del pozo gracias a la tercera cámara que reduce la superficie del pistón que está sometido a la presión del pozo. 18 __________________________________________________________________________________________ __ Eni Corporate University

Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

Presión de cierre La presión máxima de cierre es de 1500 psi (105 kg/cm2) que corresponde a la presión recomendada para cierre con tubería fuera del pozo (C.S.O. Complete Shut Off). La presión de cierre puede ser incrementada como función de la presión del pozo, como se indica en la tabla de la derecha.

Nota: El valor de la presión dado en la tabla se refiere a cámaras hookup estándard (véase página siguiente).

Diagramas de conexión (e instalaciones) 1 - Superficie estándard hook-up: cámara secundaria-cámara de apertura Cuando el BOP está cerrado algo de fluido de control entra en la cámara secundaria causando una menor pérdida de presión y por lo tanto un esfuerzo de cierre menor. Este tipo de hook-up requiere el mínimo fluido de control para cerrar y así se obtiene el tiempo de cierre más rápido.

2 - Superficie opcional hook-up: cámara secundaria-cámara de cierre Este tipo de hook-up reduce la presión de cierre (véase página siguiente) respecto a los valores del hook-up estándard, porque el empuje de superficie es mayor. Requiere más fluido para cerrar.


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En esta tabla,  representa el factor que, multiplicado por la presión de cierre, da el valor de la nueva presión que hay que adoptar para cerrar con este tipo de hook-up.  es el radio del área de la cámara de cierre, para la suma del área de la cámara de ciere más el área de la cámara secundaria. Nota:

No hay que excluir nunca la cámara secundaria poniendo un tapón porque, según el tipo de hook-up, se determina una compresión de la cámara secundaria, impidiendo las operaciones de apertura del BOP, o una depresión, impidiendo las operaciones de cierre.

Modelo GK Características operacionales

 Entre los Bops anulares Hydril, el modelo GK es el más común.  Se usa principalmente en equipos terrestres pero se puede utilizar también con stacks submarinos.  Dos modelos son disponibles: con screwed head y con latched head para modelo y tamaño 11" x 500 psi WP.  El cierre es con presión de pozo asistida.  Los modelos más recientes cuentan con platos desgastadores.


Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

Presión de cierre

Para llevar a cabo el cierre, proceder aplicando la presión inicial definida y después reducirla a medida que la presión del pozo aumente para mantener la presión a un valor mínimo, limitando la tensión del caucho.

Las presiones de cierre iniciales pueden determinarse con el manual del operador (véase tabla a la derecha).

Modelo MSP 2000 psi Características operacionales

 Adecuado para equipos de tierra y submarinos.  Se usa con valores de presión de trabajo inferiores a 2000 psi y con diámetros mayores, en profundidades intermedias de perforación.  Dos modelos están disponibles: con screwed head y con latched head.  Presión de cierre de pozo asistida.


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Presión de cierre

La presión de cierre inicial se puede determinar a través de las tablas del fabricante según las medidas del BOP y de la tubería dentro del pozo. La tabla de la derecha muestra el valor de presión de cierre inicial adecuada para el modelo MSP 2000 en instalaciones de superficie.

Modelo MSP 29 1/2" 500 psi Características operacionales  El modelo MSP 29 1/2" 500 psi se usa también como diverter en equipos terrestres.  Sólo tiene una cámara de cierre. Se abre porque el peso del pistón abre la línea de cierre.  Cuando aumenta la presión dentro del pozo, la presión de la cámara de cierre tiene que incrementarse porque la presión del pozo fuerza el caucho a abrir.  La cabeza no tiene plato desgastador pero hay un plato protector en la cámara de apertura (cabeza de la cámara de apertura).


Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

1.5 BOP NL SHAFFER Características operacionales  Este modelo es particularmente adecuado en caso de cierres frecuentes y de operaciones de stripping.  Dos versiones son disponibles: 1. con cabeza empernada en modelos pequeños y con bajos valores de presión de trabajo 2. con latched head en modelos más grandes y con altos valores de presión de trabajo  Tiene un empaque de desgaste de nylon (banda de desgaste) para centrar el movimiento del pistón.  El cierre es parcialmente asistido por la presión del pozo.


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Unidad de empaque  La cavidad esférica de la cabeza especial requiere un golpe más corto para cerrar y reduce la superficie en contacto con la tubería, mientras reduce substancialmente también el desgaste de la unidad de empaque. Permite también tener más cauchos de repuesto a disposición.  Los segmentos regresan siempre a la posición inicial de apertura aun en caso de mal desgaste del caucho.

Unidad de empaque

 No se cuenta con un sistema de detección que logre medir el desgaste del caucho.  En este tipo de BOP, el movimiento radial del caucho no se debe al pistón. El pistón sólo empuja la unidad de empaque hacia arriba. Gracias a la cavidad interna de la cabeza y a la forma particular del caucho, cuando el pistón empuja el cauho hacia arriba, éste se aleja hacia el centro del sellado.

Segmentos

Reemplazo de la unidad de empaque 1. Desatornillar los pernos y sacar la cabeza 2. Extraer la unidad de empaque 3. Engrasar el fondo y las paredes de la nueva unidad de empaque 4. Instalar una nueva unidad de empaque 5. Engrasar el bowl de la cabeza 6. Volver a instalar y fijar la cabeza

Nota:

En caso de emergencia la unidad de empaque puede ser reemplazada con la tubería en el pozo, cortando y abriendo la nueva unidad.


Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

Presión de cierre Con diámetros menores de 7" el cierre es perfecto: - a 1500 psi si el drill string no necesita ser movido, - a una presión menor si operaciones de stripping son necesarias. Para diámetros mayores de 7" obsérvese el esquema de abajo.

Mantenimiento Operaciones de mantenimiento aconsejadas por el fabricante: 1. Inspeccionar la unidad de empaque una vez al año; no teniendo a disposición el control del desgaste del pozo, será necesario desmontar la cabeza e inspeccionar la unidad de empaque. 2. Llevar a cabo un desmontaje completo una vez cada tres años reemplazando las partes gastadas y todas las unidades de empaque de caucho. 3. Después de reemplazar lo antes mencionado, llevar a cabo - el test de los sellos con la presión del pozo - el test de los sellos hidráulicos con las cámaras (de apertura y cierre) El test hidráulico debería ser llevado a cabo aplicando una presión dos veces tan alta como la presión de trabajo.


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1.6 CAMERON TIPO "D" Características operacionales  Está disponible en diferentes versiones con diámetros de 7" 1/16 a 21" 1/4 y presiones del pozo por encima de 20.000 psi.  Cuenta con un tipo especial de unidad de empaque: al cerrar o abrir, los segmentos rotan como una cámara obturadora, reduciendo la fricción entre los segmentos y el caucho.  Las medidas de la cámara vertical son pequeñas.  El cierre no es asistido con presión del pozo.

Partes Cuerpo La parte baja final del cuerpo puede ser embridada o empalmada al eje (abrazadera). Cuatro ojos para levantar el BOP están soldados en el cuerpo. Cabeza La cabeza está fijada al cuerpo mediante un anillo seguro con un anillo endentado que coincide perfectamente con la entalladura del cuerpo. El anillo asegurador es expandido por un anillo removedor bloqueado por cuatro tornillos ubicados en los asientos de la cabeza y bloqueados por otros cuatro tornillos. La parte superior de la unidad de seguro está protegida con un empaque de caucho. Unidad de empaque La unidad de empaque está hecha de caucho "CAMULAR" (Cameron patent) con refuerzos de acero e insertos. Estos rotan y están en contacto creando así una barrera alrededor del cuerpo. El caucho puede soportar más de 120°C, es servicio H2S y puede utilizarse también con lodo a base de aceite. En el modelo CameronD no hay ningún orificio para chequear el desgaste de la unidad de empaque. Por esta razón, el desgasde debe ser chequeado siempre visualmente.


Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

Donut El Donut es un componente de caucho que gira por el trabajo vertical del pistón empujando hacia adentro, aplicando una fuerza radial para el cierrre de la unidad de empaque. Cilindro Interior/Exterior Los cilindros permiten que los sellos trabajen estáticamente en la superficie interna del BOP evitando la fricción con partes en movimiento (tales como el pistón de trabajo). Las cámaras permanecen cerradas y protegidas durante el cambio de la unidad de empaque. Pistón El sellado entre el pistón y el cuerpo está asegurado por los bordes del sello. La parte superior del pistón está conectada a través de un juego de tornillos a un plato de desgaste que transporta movimiento al donut.

Operaciones Cierre Durante el cierre el fluido de control empuja el pistón hacia arriba y el pistón, a travées del plato de desgaste, deforma el donut. La expansión de éste causa el cierre de la unidad de empaque. Apertura El fluido de control empuja el pistón hacia abajo permitiento que el donut tome su posición inicial; la unidad de empaque regresa a la posición de apertura.


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Presión de cierre La presión de cierre es completamente independiente de la presión del pozo. Es de 1500 psi y puede alcanzar 3000 psi en particulares condiciones de trabajo. Sin tubería en el pozo el valor de la presión de cierre corresponde al valor máximo de presión (3000 psi). La presión de cierre nunca deba alcanzar un valor inferior de 1500 psi, excepto durante las operaciones de stripping. La tabla de al lado muestra volúmenes, en galones, de algunos modelos Cameron-D abriendo y cerrando cámaras.

Reemplazo unidad de empaque 1. Quitar la protección superior del tornillo de seguro. 2. Lubricar los tornillos. 3. Desatornillar los tornillos de seguro.1 4. Insertar ojos levantadores y sacar la cabeza.2 5. Quitar la unidad de empaque. Chequear el desgaste del donut asegurándose de que no hay cortes profundos, cavidades, partes deterioradas. Cambie el donut si es necesario. 6. Inserte la nueva unidad de empaque y el nuevo donut, si es necesario. 7. Vuelva a instalar la cabeza siguiendo el procedimiento al revés.

Nota 1:

Se necesitan dos llaves para desatornillar dos tornillos opuestos al tiempo: - desatornillar unas pocas vueltas los tornillos aseguradores hasta que el tornillo mismo apriete - empiece a desatornillar los otros dos tornillos - hágalo alternadamente hasta aflojar por completo los cuatro tornillos (stroke end)

Nota 2:

El donut podría ser atrapado en la cabeza y tiene que ser aflojado.


Anular BOP _____________________________________________________________________________________________________ ___

1.7 STRIPPING Generalidades El stripping es un procedimiento de emergencia para mantener el control del pozo bajando o sacando cualquier tipo de tubería, ya sean tubos o casings, con presión en el pozo. Sólo el BOP anular puede mantener sellado el pozo durante el stripping de los tool joints. Es por esto que se usan en las operaciones de stripping. El stripping constituye la operación más crítica del BOP, porque el paso de los tool-joints implica una serio desgaste del caucho. Para bajas presiones el stripping se lleva a cabo sólo con el BOP anular, mientras que para presiones elevados se utiliza el BOP anular junto con el BOP tipo "ram".

Consejos operacionales  Para permitir el paso de los tool-joints y para obtener la máxima duración del caucho, ajustar el valor de la presión de cierre del BOP lo suficientemente baja, como para mantener el sellado con un pequeño liqueo de fluido de perforación al pasar el tool joint a través de la unidad de empaque. Este liqueo indica la menor presión de trabajo permitida y lubrica el caucho durante el stripping de la tubería a través de la unidad de empaque.  Para los valores de presión de cierre, véanse las indicaciones del fabricante. CAMERON y HYDRIL

NL SHAFFER

Reducir la presión de cierre hasta que una pequeña cantidad de fluido empiece a liquear.

Reducir la presión de cierre hasta el valor dado en las tablas proporcionadas por el fabricante detectando cualquier liqueo de fluido.

 Los drill pipes pueden ser rotados durante el stripping.  La válvula para regular la presión puede ser instalada para mantener la adecuada presión de cierre de la cámara. Si la válvula para regular la presión no puede responder lo suficientemente rápido para compensar las variaciones de los diámetros de la tubería, pasando a través de la unidad de empaque, una botella acumuladora de 10 galones puede ser instalada en la línea de cierre cerca del BOP.  El acumulador tiene que ser precargado con nitrógeno a 50% de la presión inicial de cierre.


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2. BOP RAM

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

GENERALIDADES  Los ram de los BOPs pueden ser de tipo sencillo, doble o triple y tiene que contar sea con un mecanismo manual que con un ram hidráulico para bloquear el sistema (reglamento API).  Cuentan con conexiones principales y laterales con bridas o empalmadas con abrazaderas y son todos, salvo pocas excepciones, para servicio H2S.  Son particularmente apropiados para las operacones de stripping, pero no pueden utilizarse solos.  Durante el stripping o a altas presiones, pueden combinarse sea con BOPs anulares u otro ram BOP. SENCILLO

DOBLE

TRIPLE

 Los rams son apropiados para cualquier diámetro de tubo. Algunos modelos más recientes con variables cuerpos de ram permiten el sellado de diferentes diámetros de tubería.  Los rams tienen que ser reemplazados siempre que el diámetro de la tubería cambie y antes de bajar el casing. Antes de bajar el casing un juego de rams tendrá que ser reemplazado con uno del mismo diámetro.  Los rams de los BOPs tienen que ser cerrados siempre alrededor de la tubería con una medida fija. Excepto los blind rams, que permiten sellar sin tubería dentro del pozo.  El cierre de los rams asegura hacia arriba sólo sellando hidráulicamente. Durante el montaje, asegurarse de que están siendo instalados en la dirección correcta para obtener el sellado correcto.  El cierre del ram del BOP asegura ambos lados hacia arriba y hacia abajo sellando mecánicamente. El sellado mecánico hacia arriba previene la expulsión del drill string en caso de valores de presión del pozo altos, o peso insuficiente de la tubería.


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EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________

Principales ventajas del BOP ram comparado con el BOP anular:     

Mejor resistencia para valores de alta presión Requiere menor volumen de fluido de control, lo que implica menor tiempo de cierre Pueden soportar el peso del drill string (durante el hang-off) Permiten el stripping en caso de valores de presión muy altos (de ram a ram) Una vez cerrados previenen la expulsión del drill string

2.1 COMPONENTES Y OPERACIONES Componentes El BOP tiene un sistema de cierre/apertura compuesto por dos pistones horizontales hidráulicamente operados a través de sus respectivas cámaras de presurización. Activan los rams para abrir y cerrar el pozo. Principales componentes del BOP: Cuerpo Diseñado con técnicas de Elementos Acabados para soportar altas presiones. Todos los modelos tienen un cuerpo reforzado. Sistema de cierre/apertura Compuesto por: - circuito hidráulico de cierre/apertura - mecanismo ram de cierre/apertura (cilindro, pistón, vástago, rams). Para evitar errores durante la instalación, las conexiones de apertura y cierre están marcadas claramente. Sistema asegurador de rams Se usa después de cerrar el BOP para evitar un imprevisto cierre de ram. El sistema asegurador puede ser: - manual - automático (poslock SHAFFER o MPL HYDRIL) - hidráulico (wedgelock CAMERON) Unidades de empaque (rams) Sellado secundario Todos los rams de los BOPs cuentan en el presente con sellado secundario, que hay que usar sólo en caso de que el sellado primario no fuera completo. 34

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Operaciones Cierre/apertura hidráulico: El sistema de cierre/apertura está compuesto por dos pistones horizontales y se opera hidráulicamente a través de dos cámaras para activar los rams para abrir y cerrar el pozo. Asegurando los rams:

en caso de control de un blow-out, si los BOP rams han sido cerrados, el cierre de ram siempre tiene que ser bloqueado.1

Asegurando manualmente:

el sistema de seguro manual también puede ser usado para cerrar el BOP en caso de emergencia (falla del circuito hidráulico).2

Nota 1: Nota 2:

Ruedas timón para asegurar manualmente deben ser instaladas durante el montaje del BOP, asegurándose de que estén a la mano y fácilmente manejables. Para conseguir el sellado manual el circuito hidráulico tiene que ser colocado en posición de cierre, así la línea de descarga puede abrirse para permitir que salga el aceite de la cámara abierta.

Presión de trabajo de cierre/apertura  La presión de trabajo de cierre y apertura es de 1500 psi, pero puede llegar a ser de 3000 psi en caso de emergencia.  El tiempo de cierre para cada tipo de BOP, sin importar el valor de la presión de trabajo, tiene que ser menor de 30 segundos (reglamento API RP 53).  Una de las características más importantes del ram del BOP es la "relación de cierre" que es la relación de la presión máxima del BOP permitida para el valor de la presión mínima de cierre. De la misma manera la "relación de apertura" puede ser definida como la relación del área del pistón en la cámara de apertura para el área de la sección del vástago. Ejemplo: Una relación de cierre 7:1 indica que la presión mínima requerida para cerrar los rams es 7 veces menor que la máxima presión de trabajo. En este caso, una presión de 1500 psi es suficiente para cerrar a la máxima presión de trabajo para la cual el BOP ha sido diseñado (1500 x 7 = 10.500 psi) Nota: La presión de cierre tiene que ser siempre lo suficientemente alta para sellar el pozo asumiendo en el pozo la más alta presión de trabajo del BOP.


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Unidad de empaque El BOP ram puede ser:  pipe rams (fijo o cuerpo variable) Los pipe rams permiten cerrar alrededor del diámetro del tubo (pipe rams"fijos") o alrededor de secciones con pipes de diferentes tamaños (rams de cuerpo variable).  blind rams Los blind rams pueden ser cerrados sin tubería en el pozo.  shear rams Los blind-shear rams permiten cortar los tubos y aseguran un sellado hidráulico. Se usan principalmente en instalaciones de offshore para permitir el abandono de emergencia.

Sellado secundario El sellado secundario se realiza con un sello insertado alrededor del vástago de los rams. Se previene el liqueo estimulando los sellos con la grasa suministrada a través del orificio en el cuerpo del BOP. El sellado secundario ha sido diseñado para trabajar en condiciones estáticas; una vez actuado los rams no podrán ser abiertos ni cerrados, para evitar daños en el eje de rams. Por lo tanto, el sellado secundario no puede ser estimulado durante el test de presión del BOP, sólo en caso de emergencia, cuando el sellado primario esté liqueando.

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Estímulo del sellado secundario Si se detecta un liqueo del sellado primario, se pueden adoptar dos procedimientos en el momento de la detección:  durante los test de presión del BOP: reemplazar la unidad de empaque defectuosa;  durante el control del blow-out: estimular el sellado secundario. El liqueo puede observarse a través de la rendija suministrada: - si el lodo está liqueando por el orificio: está liqueando el sellado primario - si el aceite (durante la apertura) está liqueando por el orificio: el sellado entre la cámara de apertura y el vástago (O ring) es defectuoso. La rendija ha sido diseñada también para evitar la presurización de la cámara de apertura debida a la presión del pozo en caso de que liquee el sellado primario, que podría incluir el riesgo de apertura del BOP. Por esta razón se recomienda mucho chequear periódicamente las obstrucciones de la rendija (reglamento API RP 53). Para estimular el sellado secundario obsérvense las siguientes instrucciones: 1. quitar el tapón roscante (superior o lateral)1 2. apretar el tornillo exagonal para inyectar la grasa sellante alrededor del sellado secundario hasta que el liqueo pare.2

Después de estimular el sellado y una vez superada la emergencia, volver a colocar los sellados primarios y la grasa sellante.

Nota 1: Nota 2:

asegúrese de que la grasa sellante especial esté dentro de los hilos del orificio y que sea suficientemente plástico para ser inyectado. la grasa tiene que pasar a través de una válvula de chequeo que opondrá cierta resistencia.


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2.2 TIPOLOGIA DE RAMS Componentes Los componentes principales del ram son:  cuerpo hecho de acero , está conectado al vástago a través de asientos verticales y horizontales; en algunos modelos cuenta con un soporte para acomodar el ram mismo. Tiene una guía frontal para centrar tubos de diámetro pequeño en el pozo durante el cierre.  packer superior caucho frontal del packer para el sellado total alrededor de la tubería  packer frontal caucho de sellado superior para el sellado total entre el ram y el cuerpo del BOP. En algunos modelos los dos packers (frontal y superior) entán en un solo bloque. Packers frontales de ram se estimulan a sí mismos para asegurar una mayor duración del sellado bajo presión y durante operaciones de stripping. El estímulo se obtiene con dos platinas de acero conectadas al packer frontal. Durante el cierre, éstas son empujadas hacia atrás empujando así hacia adelante el caucho de reserva (almacenado en la parte superior). La extrusión del caucho que deriva de ésto compensa el desgaste del caucho y permite mantener el sellado.

ADVERTENCIA !

Para evitar una excesiva extrusión de caucho y por consiguiente un daño del sello, no cerrar nunca los pipe rams cuando no haya tubería en el interior del pozo.

Durante el cierre, los rams son asistidos por la presión del pozo, que estimula el sello superior:

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Pipe rams Los pipe rams pueden cerrarse sólo cuando la tubería está en el pozo. Hay dos tipos de pipe rams:  pipe rams (fijos):

permiten el cierre alrededor de tubería de un solo diámetro.

 rams de cuerpo variable: pueden sellar alrededor de tubos cuyo diámetro entra en una serie dada de medidas, incluyendo el kelly, ya que su diámetro está incluido en la misma serie. Los pipe rams pueden soportar el peso del drill string durante las operaciones de hang-off. Según los tipos de pipe ram, los fabricantes determinan la máxima carga permitida para cada tipo. Como regla, los rams de cuerpo variable pueden soportar menos peso que los rams fijos. Pipe rams fijos Siendo de diámetro específico, no tienen que ser cerrados si la tubería dentro del pozo no coincide con el diámetro de los rams ya que esto podría determinar extrusión de caucho, comprometiendo el sellado del BOP. Por esto, hay que llevar a cabo siempre un test del ram del BOP con tubería en el pozo. Rams de cuerpo variable Pueden ser instalados en cualquier tipo de BOP y son particularmente adecuados para aplicaciones submarinas cuando se usan tubos de diferente diámetro o de aluminio (diámetro externo variable). En BOPs submarinos estos rams permiten que el diámetro de la tubería cambie sin que sea necesario recuperar el BOP stack. Los rams de cuerpo variable permiten reducir el número de BOPs en el stack, pero no son del todo apropiados para el hang-off u operaciones de stripping. La variación de la serie depende del tipo de BOP instalado y del fabricante. Las más comunes son: - da - da - da

2 3/8" a 3 1/2" 3 1/2" a 5" 5" a 7"


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Blind rams Pueden usarse sólo sin tubería en el pozo. Durante el cambio de broca pueden cerrarse para prevenir la caída de objetos dentro del pozo. Los controles (de apertura y cierre) para operar blind y shear rams son generalmente protegidos para evitar el no-asegurado para operaciones.

Shear rams Pueden sólo cortar los drill pipe y son principlamente adoptados en operaciones de offshore para permitir el abandono de emergencia. Pueden utilizarse en tierra sobretodo en situaciones de seria emergencia, que no pueden superarse adoptando procedimientos estándard. Como los blind rams también los shear rams pueden ser usados durante operaciones normales. Hay dos tipos de shear rams: - de hoja sencilla - de hoja doble

Tabla pruebas de corte

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Corte de tubería Se corta la tubería y la parte inferior se dobla debajo de los rams sellando totalmente el BOP. El corte mantiene los dos bordes separados para permitir restaurar la circulación a través de la tubería. Los shear rams pueden tener diferentes grados de dureza según la presencia o ausencia de H2S:  alto grado de dureza de las hojas: alta capacidad de corte y baja resistencia al H2S  bajo grado de dureza de las hojas: baja capacidad de corte y alta resistencia al H2S La operación de corte requiere un incremento de la presión de cierre, de 1500 psi a 3000 psi.

Drill string hang-off en rams Drill string hang-off en rams se adopta en caso de emergencia o en situaciones particulares. En las instalaciones de offshore, se lleva a cabo cuando se necesita al abandonar el pozo en condiciones de seguridad. Para efectuar la operación de hang-off adecuadamente, se requieren rams duros (fijos o de cuerpo variable) (menos de 26 Rc) y deberían usarse tool joints a 90°, puesto que tienen una mejor capacidad de hang-off.

Disminución de la capacidad de hang-off: - en caso de que se use un tool-joint de 18° - si el diámetro de la tubería disminuye causando un incremento del momento del doblamiento entre el ram y el tool-joint.


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Secuencia operacional 1. 2. 3. 4. 5.

Posicione el tool-joint encima de los hang-off pipe rams Cierre el ram BOP Coloque el drill string cargando todo el peso sobre el BOP Bloquee los rams en posición de cierre Libere la presión de cierre

Reemplazo de rams Permitiendo sólo el cierre alrededor de un diámetro fijo, los rams tienen que ser cambiados a menudo para adaptar el BOP a cualquier tipo de trabajo en el pozo. El procedimiento de reemplazo depende del tipo de BOP que se esté usando:  tipo cubierta  tipo cubierta de apertura/cierre hidráulico (CAMERON) Procedimiento del modelo cubierta 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12.

Abrir los rams hidráulicamente Liberar la presión hidráulica Quitar los pernos de la cubierta Abrir la cubierta1 Conectar en el ram el ojo levantador suministrado Quitar el ram Llevar a cabo un chequeo visual Lubricar el ram, su asiento y los pernos de la cubierta. Limpiar y lubricar los pernos de la superficie de cierre2 Instalar el nuevo ram Cerrar la cubierta Apretar los pernos de la cubierta3 Seguir el mismo procedimiento para el otro ram4

Nota 1: Nota 2:

Nota 3: Nota 4:

no use el sistema hidráulico para abrir la cubierta, de otro modo podría causar daños al eje portarams y a la conexión del vástago. Lubricar toda la superficie del ram y la conexión del vástago (ram - punto de unión del vástago). Lubricar la cavidad interna del cuerpo (asiento del ram). Lubricar con la grasa apropiada los hilos de los pernos de la cubierta. Limpiar y lubricar con una capa fina de aceite la superficie de cierre de la cubierta (parte móvil) y la superficie de cierre correspondiente en el cuerpo del BOP donde sella el empaque. Atención: no poner ninguna grasa en estas superficies. apretar los pernos usando el torque suministrado. si no se ha instalado el BOP, no abrir las cubiertas al mismo tiempo ya que podría causar que el BOP perdiera el equilibrio y cayera.

Test de la presión del pozo Como establece el reglamento API RP 53, el test de la presión del pozo debe ser llevado a cabo todas las veces que se reemplace cualquiera de los componentes principales del pozo. Si los rams reemplazados son los del casing, el test de presión del pozo debería implicar sólo el sello de la cubierta, a un valor de presión de 300500 psi. Para realizar el test de la presión del pozo, bajar la herramienta determinada para el testeo.

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

2.3 INSPECCION, TESTEO Y MANTENIMIENTO Inspección visual La inspección visual tiene que ser llevada a cabo periódicamente y siempre que se reemplacen los rams (Reglamento API RP 53).

1. Chequear el desgaste y los posibles daños donde el sello está más sujeto a la fricción y chequear el sello mismo. Chequear las conexiones ram-vástago.

2. Chequear las condiciones de los rams de los packers frontal y superior (desgaste, cortes, daños).

3. Chequear los asientos de los rams con especial cuidado la parte central superior donde trabaja el sello superior. Medir la distancia entre la parte superior del ram y su asiento para definir el juego vertical y lateral de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. Test de Operación De acuerdo con el reglamento API RP 53 los tests de operación del ram BOP deberían ser llevados a cabo en cada viaje, con una frecuencia máxima de un test al día. Tiene que llevarse a cabo el test durante el viaje con la broca en el zapato, como se establece en los pasos siguientes.    

Instalar una válvula de seguridad en el drill string Activar la válvula en las choke lines Activar el power choke Bombeando a través de cada línea, verificar que las líneas del choke manifold no están obstruidas y colocarlas en la correcta posición de trabajo.  Cerrar todos los pipe rams BOP instalados en el stack*  Reinstalar todas las válvulas y el BOP a sus posiciones iniciales. Registrar los resultados del test. Nota e:

No deben realizarse operaciones de cierre cuando no hay tubería en el pozo.

Nota:

Los BOPs anulares no deben ser operados cada vez que se complete un viaje. Sin embargo, tienen que ser operados por lo menos una vez cada siete días.


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Cambio de partes Todas las partes sujetas a desgaste (rams, sellos del ram y de la cubierta) pueden reemplazarse en el sitio, permitiendo así que el BOP sea siempre eficiente. El reglamento API RP 53 recomienda mantener a disposición las siguientes partes para cada instalación:  un juego completo de rams drill pipe y cauchos de ram para cada diámetro exterior de drill pipe que se esté usando;  un juego completo de cubiertas o sellos de puerta para cada tipo y tamaño de ram preventer que se esté usando;  empaque plástico (stick) para estimular los sellos secundarios del blowout preventer;  ring-joints para acoplar las conexiones bridadas. 2.4 TIPOLOGIA DE RAMS BOP Tipos y modelos A continuación se describen los siguientes modelos de ram BOP:  Tipo CAMERON "U"  Tipos SHAFFER LWS, SL  HYDRIL Todos los modelos son adecuados para una amplia variedad de diámetros y presiones de trabajo. Los diámetros generalmente oscilan entre 7" 1/16 y 21" 1/4, mientras que las presiones de trabjo pueden alcanzar 15.000 psi. En todos estos modelos la posición del ram puede detectarse observando el BOP desde afuera.

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

2.5 TIPO CAMERON "U"

Características principales  Las cubiertas están atornilladas al cuerpo del BOP y las operaciones de reemplazo del ram se facilitan con el circuito hidráulico que se usa para la apertura y el cierre de las cubiertas.  Puede contar con sistemas de cuñas hidráulicas aseguradoras para aplicaciones submarinas. Los modelos más recientes (Large bore shear bonnets) tienen un asiento más grande que permite el corte de la tubería.  Se suministran cauchos resistentes al aceite y servicios de H2S, disponibles también cauchos resistentes a 175°C (350°F). Funcionamiento Todo el circuito hidráulico está dentro del preventer y controla ya sea las operaciones de apertura que de cierre, así como la apertura y el cierre de la cubierta (desatornillando los pernos de seguro) para llevar a cabo el reemplazo de rams.


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Presión de trabajo La presión de trabajo es de 1500 psi, las presiones de test y emergencia son de 3000 psi y pueden alcanzar 5000 psi en casos extremos. Pueden requerirse valores de presión de cierre superiores a 1500 psi para los BOPs con una presión de trabajo que oscile entre 10.000 y 15.000 psi. En la mayoría de los modelos CAMERON "U" la relación de cierre es de más o menos 7:1, lo que significa que durante el cierre la superficie de empuje del pistón es 7 veces más grande que la superficie de la sección de la varilla del pistón del ram.

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Rams CAMERON es el fabricante directo de los cauchos usados en sus BOPs y ha patentado los siguientes tipos de caucho:  CAMRAM  CAMRAM 350

para temperaturas alrededor de 120°C con picos de 150°C para temperaturas por encima de 176°C y superiores al 20% de concentración de H2S

La estructura del caucho frontal ha sido diseñado para forzar la compresión del caucho y obtener la extrusión, dando así mejores resultados ya que las características de este tipo de caucho mejoran con la compresión. Pipe rams Pueden o no pueden ser de servicio H2S según el grado de dureza, sólo pocos modelos de CAMERON pipe rams pueden ser usados en operaciones de hang-off.

Variable bore-rams (VBR) Los variables bore rams están hechos de segmentos de acero, cubiertos en caucho, cuyo sistema de cierre rota de manera semejante al BOP anular tipo D CAMERON. Permiten sellar alrededor de diferentes diámetros y alrededor del kelly. Shear rams Para obtener la fuerza de corte necesaria, se han diseñado grandes cubiertas de corte fresadas que incrementan dicha fuerza en un 35%. Para instalar los shear rams se tiene que instalar una gruesa brida intermedia para obtener un golpe del pistón más largo para el corte de tubería. La presión de corte es de 3000 psi y generalmente el corte en realidad se lleva a cabo con un valor de presión por debajo de 2800 psi. Se insertan cuchillas en el interior y en parte del cuerpo del ram para obtener una mejor resistencia y para eliminar el sellado entre la cuchilla y el cuerpo. Nota:

En algunos modelos más viejos tiene que instalarse una cubierta con un diámetro interno mayor (14") y un pistón para obtner suficiente fuerza para cortar la tubería.


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CAMERON fabrica tres tipos de shear rams: 1. SBR (Shearing Blind Ram): es el tipo más común y es disponible para todos los diámetros de tubería. 2. H2S:

cuenta con una cuchilla intercambiable con el correcto grado de dureza para llevar a cabo cortes y servicio H2S. Los hay para modelos 13 5/8" y para 5.000/10.000 psi.

3. DS:

que es el modelo más reciente: tiene una zona de sellado más amplia, lo que asegura un mejor sellado después del corte. Los hay para modelos 11" y 13 5/8" y para 5.000/10.000 psi.

Sistemas de seguro de cierre de rams Hay dos sistemas disponibles:  Seguro hidráulico (wedgelock) utilizado en aplicaciones submarinas  Seguro manual

Se guardan los rams en la posición de cierre con una varilla roscada, atornillada manualmente desde afuera, que trabaja en la parte posterior del pistón.1

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El sistema de seguro manual puede ser usado como un sistema de cierre en caso de que falle el circuito hidráulico, mientras que la apertura de ram puede llevarse a cabo sólo hidráulicamente.2

Nota 1:

1. Hay que lubricar constantemente las varillas roscadas para protegerlas de la intemperie y el lodo del piso del equipo. 2. Antes de efectuar el control de apertura hidráulica, desatornillar la varilla hasta la vuelta final.

Nota 2:

Durante el transporte de los rams hay que mantenerlos cerrados y asegurados para evitar daños accidentales de los tornillos aseguradores manuales que sobresalen del cuerpo del BOP.


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Mantenimiento Los procedimientos descritos y aconsejados por el reglamento API RP 53 incluyen:    

inspección visual entre los pozos inspección periódica cada 2 años desmontaje y revisión completa cada 5 años reemplazo de las partes externas gastadas después de 546 operaciones o después de 18 meses.

Reemplazo de shear rams 1. Desatornillar los pernos aseguradores de la cubierta hasta la última vuelta.1 2. Reducir la presión de trabajo a 500 psi. Aplicar presión de trabajo a la cámara de cierre para abrir las cubiertas. 3. Aplicar una presión suave a la cámara de apertura para sacar los rams. 4. Reemplazar los rams levantándolos con el ojo levantador. Inspeccionar y lubricar sus asientos en el cuerpo del BOP.2 5. Chequear el desgaste de la cubierta y del sellado del ram.3 6. Limpiar y lubricar las pernos roscados. 7. Instalar el nuevo juego de rams y aplicar presión de trabajo a la cámara de apertura para cerrar las cubiertas. 8. Ajustar los pernos de la cubierta con el torque suministrado. Restaurar la presión a 1500 psi. Reemplazo de pipe rams 1. Desatornillar los pernos aseguradores de la cubierta y halarlos hasta el tiro final.1 2. Reducir la presión de trabajo a 500 psi. Aplicar presión de trabajo a la cámara de cierre para abrir las cubiertas. 3. Reemplazar los rams levantándolos con el ojo levantador. Inspeccionar y lubricar sus asientos en el cuerpo del BOP.2 4. Chequear el desgaste de la cubierta y del sellado del ram.3 5. Limpiar y lubricar las pernos roscados con la grasa suministrada. 6. Instalar el nuevo juego de rams. 7. Aplicar presión a la cámara de apertura para cerrar las cubiertas. 8. Ajustar los pernos de la cubierta con el torque adecuado. Restaurar la presión a 1500 psi.

Nota 1: Nota 2:

Nota 3:

Los modelos CAMERON T y U cuentan con un sistema hidráulico para ajustar los pernos que facilita apretarlos y aflojarlos, garantizando un mejor control del torque. Para la inspección visual, los despejes máximos permitidos entre el asiento del ram y el ram son:  despeje vertical, entre el asiento y la parte superior del ram, menos de 0.15 mm (0.060 pulgadas)  despeje horizontal (suma del despeje del lado derecho y del izquierdo), menos de 0.2 mm (0.080 pulgadas) el packer frontal tiene que ser montado y orientado correctamente.


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Partes principales

Cuerpo

Cubierta de ram

Cilindro de trabajo

Pistón de trabajo

Cilindro de apertura de cubierta

Pistón de apertura de cubierta

Brida intermedia

Ram

Cubierta

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

2.6 MODELOS SHAFFER LWS Y SL Los model SHAFFER más comunes son:  modelo LWS (Light Weight Stell) usado sobretodo en instalaciones terrestres

 model SL (Slim Line) generalmente usado en pozos de alta presión y en aplicaciones submarinas

Modelo SHAFFER LWS El modelo LWS es relativamete liviano y pequeño y se usa principalmente con valores bajos de presión y con anchos diámetros. La parte inferior del asiento del ram está inclinada para prevenir que la caída de lodo y arena dentro del pozo pueda cerrar el BOP, mientras que los rams se deslizan en carriles horizontales. Las cubiertas están montadas con bisagras y líneas de control de fluido cruzan el cuerpo y alcanzan el sistema de apertura/cierre pasando a través de las bisagras. Los pins de las bisagras conducen el control del fluido a sus funciones de destino.


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Rams El modelo LWS tiene un sistema de flotación de rams donde el empaque superior está en contacto con la parte superior de la cavidad del cuerpo, sólo cuando el ram está cerca del tubo. Tal sistema permite que el movimiento del ram se ajuste, recubriendo cualquier despeje que pueda haber sido causado por el desgaste y mejorando el sellado. En la mayoría de los casos el soporte del ram cuenta con dos tornillos para asegurar el cuerpo y con otros dos tornillos para fijar el sellado en el cuerpo. El modelo SHAFFER tiene dos tipos diferentes de caucho para enfrentar diferentes condiciones de trabajo (tales como altas temperaturas y H2S). - Pipe rams (tipo 73)

Pueden soportar más de 270 toneladas de drill string (600.000 libras).

- Variable bore rams (Multi-rams)

- Shear rams (tipo 72) permiten que se corten tubos a valores de presión menores de: 1500 psi con cilindros de 14" de diámetro 3000 psi con cilindros de 11" de diámetro

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Sistemas aseguradores de ram Hay dos sistemas aseguradores de ram: seguro manual seguro automático (Poslock)

Sistema manual Es un sistema mecánico de seguro operado manualmente con una rueda. Después de cerrar el BOP, se pueden asegurar manualmente los rams rotando la varilla en sentido de las agujas del reloj, hasta que la extensión anular en el tornillo alcance la superficie posterior del cilindro. La varilla se instala dentro del cilindro de trabajo y se sumerge en el fluido hidráulico. Así la rosca está protegida y lubricada gracias al fluido operante, y protegida del clima, la corrosión y cualquier daño que pueda ocurrir durante el levantamiento del BOP. Nota:

Antes de volver a abrir el BOP, hay que quitarle el seguro al sistema rotando la varilla contadora en sentido de las agujas del reloj hasta atornillar completamente.

Sistema automático (Poslock) Se efectúa siempre que se estén cerrando los rams, garantizando el seguro del BOP aun cuando la presión es liberada. El poslock de apertura/cierre se lleva a cabo a través del mismo mecanismo que el de apertura/cierre de rams (No hay sistemas hidráulicos adicionales) y es causado por el viaje del pistón. Cierre Durante el cierre el pistón empieza a moverse y a empujar hacia adelante los rams. Después del cierre, el pistón interno (anillo asegurador) es conducido por la presión de cierre a empujar los segmentos de sello/segmentos de bloqueo: éstos se expanden más allá del diámetro del pistón sellándose en el asiento con el diámetro más grande. El pistón interno los mantiene en la correcta posición de sellado. Un resorte previene que se desaseguren sin querer ya sea por vibraciones o caídas de la presión de cierre. Apertura Durante la apertura la presión hidráulica supera la fuerza del resorte y empuja el pistón hacia atrás. Los segmentos de sellado se retrasan liberando la operación del pistón que se mueve hacia atrás para abrir los rams. Nota:

El sistema asegurador se regula durante la fabricación y tiene que serlo nuevamente siempre que se cambien los rams, de pipe rams a shear rams y viceversa, o se ajuste el despeje del desgaste del caucho.


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Modelo SHAFFER SL Características  El modelo SL es de fabricación más reciente que el LWS y cuenta con algunas mejoras tales como: - la cubierta plana facilita las operaciones de reemplazo; - se ha modificado la guarnición del la cubierta para aumentar la capacidad de sellado - un anillo de desgaste entre el pistón y el cilindro reduce el desgaste del pistón y mejora la capacidad del sellado.  Fue diseñado para altas presiones de trabajo y se usa principalmente en pozos profundos, ya sea en instalaciones terrestres que submarinas.  La cubierta con bisagras puede acomodar los dos sistemas aseguradores (poslock), el manual y el automático, que son intercambiables. Presión de trabajo El valor de la presión de trabajo es de 1500 psi para todos los modelos, excepto los modelos de 15.000 psi, de 11" y 13 5/8" que requieren una presión de trabajo de 2100 psi. El valor de la presión de trabajo puede alcanzar 3000 psi en caso de emergencia (p.e. corte de tubo) y 5000 psi durante el testeo. Rams Son montados horizontalmente en todos los modelos (excepto el model de 15000 psi que cuenta con rams verticales). Hay dos tipos de rams: SL no puede ser usado en operaciones de hang-off y en presencia de H2S; SL-D adecuado para operaciones de hag-off con un tool-joint de 18° y servicio H2S. Todo los modelos disponen de hang-off rams que pueden soportar más de 272 toneladas (600.000 libras). Variable bore rams Shear rams En todos los modelos los hay para Sólo el tipo 72 está a disposición en todos diámetros que oscilen entre 3 1/2" y 5". los modelos, excepto los modelos de 7 1/16" 10.000 psi y 18 3/4" 15.000 psi.

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BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Sistemas aseguradores de ram Así como el modelo LWS, el modelo LS presenta dos sistemas aseguradores de ram:  sistema asegurador manual  sistema asegurador automático El funcionamiento de estos dos sitemas es el mismo descrito para el modelo anterior, al que puede referirse si necesita información.

Operaciones de mantenimiento recomendadas por Shaffer Shaffer sugiere un programa de mantenimiento con tablas diarias, trrimestrales/anuales. Se aconsejan ciertos procedimientos cada debido tiempo.

Diariamente

Mensualmente

Llevar a cabo lo siguiente sin Cerrar los rams para testear sus condiciones operacionales: abrir las cubiertas: - con tubería dentro del pozo: abrir y cerrar todos los pipe rams - con tubería fuera del pozo: abrir y cerrar todos los blind rams e inspeccionar visualmente para detectar cualquier liqueo

mensuales

y

Trimestralmente/anualmente

- a través de una inspección visual, abrir las cubiertas y quitar los rams

- Tests de la presión del BOP - test de la presión del circuito - Test de la presión del circuito hidráulico durante la apertura hidráulico - test de la presión del circuito hidráulico durante el cierre - Chequear el sistema asegurador manual o efectuar un test del sistema asegurador automático - Lubricar los pins de las bisagras de la cubierta usando Nota: llevar a cabo anulmente medidas del desgaste de la el dispensador suministrado cavidad.


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2.7 HYDRIL Generalidades La cubierta es de bisagras y la cavidad interna está inclinada respecto al pozo para permitir el drenaje de sedimentos. Se ha fijado un plato desgastador en la parte superior del BOP mediante un juego de tornillos y un anillo de bloqueo. El circuito hidráulico completo está acomodado dentro del cuerpo del BOP y las bisagras han sido insertadas entre los pins de las bisagras de la cubierta para distribuir el fluido de control. Las bisagras de distribución del fluido no hacen parte de la bisagra y pueden ser removidas sin abrir el BOP. Las bisagras de la cubierta son completamente independientes del circuito hidráulico y cuentan con rodamientos auto-lubricantes para una apertura y un cierre de la cubierta más fáciles. Nota:

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en algunos casos hay dos modelos: "X" para diámetro de 13 5/8" "V" para todas las demás medidas


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Rams La cubierta cuenta con dos ejes guía para evitar la rotación de ram y para facilitar las operaciones de reemplazo. Pipe rams

Variable bore rams

En algunos modelos (16 3/4" 10.000 psi y 18 3/4" x 10.000 psi) la zona de soporte del tool-joint está hecha con materiales extremadamente duros que permiten sostener más de 272 toneladas (600.000 libras). (Hydril Variable Rmas HVR)Tienen inserciones de acero que alcanzan el cuerpo del tubo cuando se cierran alrededor de diámetros pequeños. Para diámetros más anchos las inserciones son comprimidas con el empaque.

Sistema asegurador de ram Sistema manual

Consiste en una varilla roscada en el cilindro de trabajo. Se opera mediante rotación en sentido de las agujas del reloj de la cola de la varilla, mediante una rueda, hasta que la extensión anular en el tornillo alcance la parte posterior del cilindro, asegurando el pistón. La rosca está protegida de la intemperie, la corrosión y cualquier daño que pueda ocurrir durante el levantamiento del BOP. Está constantemente lubricada con el fluido de control. Sistema automático MPL (Multiple Position Locking) El sistema MPL asegura automáticamente los rams incluso cuando la parte delantera está desgastada y recupera automáticamente cualquier despeje. El MPL bloquea el pistón de trabajo en la posición de cierre mediante un embrague mecánico. El embrague del MPL se desasegura con la presión de apertura. Operaciones MPL Durante el cierre, el pistón imparte rotación a un disco conectado a la tuerca del anillo asegurador a través de un largo tornillo roscado helicoidal. Cuando el pistón alcanza el tiro final, la rotación para y la mella del plato trasero, empujada por el resorte, coincide con la mella en el plato frontal bloqueando el pistón. Durante la apertura, la presión de trabajo desasegura el plato trasero y desengancha la mella. La tuerca puede rotar permitiendo el golpe de apertura del pistón y asegurando èste último.


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Mantenimiento Se aconseja un mantenimiento normal de acuerdo con el reglamento API RP 53.

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3. EQUIPO AUXILIAR

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Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

GENERALIDADES Las funciones del equipo auxiliar son:  proteger el equipo de superficie de la presión del pozo  prevenir blowouts desde drill pipes  mantener las situaciones de kick bajo control El equipo auxiliar incluye:  Válvulas de seguridad y cocks  Desgasificador  Instrumentos Incluye también aparatos de control de las condiciones de trabajo e instrumentos para controlar y detectar kicks. Las válvulas de seguridad y cocks más comúnmente usados son: - Upper kelly cock - Lower kelly cock - Válvulas de seguridad para drill pipes - Inside BOP Todas las partes selladas (cocks, válvulas, inside BOP) se caracterizan por el valor máximo de presión de trabajo. Tests de presión Los tests de presión tienen que ser llevados a cabo con una presión no menor del 70% de la presión interna de los drill pipes (yield pressure) y del grado y el diámetro de la sección más alta del drill string, asumiendo que los tubos sean nuevos. Prueba de presión La prueba de presión no debe ser superior a la presión de trabajo del BOP y en todo caso no puede ser mayor de 10.000 psi (reglamento API RP 53). Para estas partes, el test de presión debería ser llevado a cabo todas las veces que los BOPs son testeados con presión ascendente.


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3.1 UPPER KELLY COCK

El upper kelly cock tiene que instalarse entre el swivel y el kelly y tiene una doble función:  aisla el circuito de superficie (stand pipe y hose) de la presión del pozo;  para el fluido y reduce el volumen del kick en caso de ocurrir un blowout de los pipes. En caso de un kick, también el cock superior puede ser usado para aislar el circuito de superficie cuando el drill string está pegado y el kelly no puede ser levantado. Consiste en una válvula en una sola dirección (ascendente), con seguro sea manual que automático y una rosca izquierda. El cierre automático se efectúa cuando un flujo substancial de los tubos alcanza la válvula. El cierre manual de la llave desde el piso de trabajo puede resultar dificíl cuando el tubo motriz está completamente por fuera de la mesa rotary. El diámetro interno debería ser siempre por lo menos el mismo que el del diámetro del kelly para evitar estorbar el flujo y para permitir el paso de las herramientos cuando sea necesario.

Nota:

En caso de que no sea posible llevar a cabo el cierre de la llave superior del tubo motriz, se podría obtener la apertura de la valvula de seguridad de la bomba, con una consiguiente erupción a través de los tubos. Este tipo de situación es particularmente peligrosa y difícil de controlar. Se instalan dos cocks en el top drive: uno de ellos se opera hidráulicamente y el otro manualmente.

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Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

El cock upper kelly OMSCO tiene forma de aleta con sellado en una sola dirección (ascendente) y funcionamiento ya sea manual que automático. Hay versiones de 10.000 y 15.000 psi. No requiere ningún mantenimiento particular y puede ser manejado manualmente (apertura y cierre) usando la llave correspondiente que tiene que estar al alcance de la mano en el piso del equipo.

Partes El cock se compone de: Cuerpo:

tiene forma de tazón y aloja la unidad de empaque de la aleta. Tiene extremidades enroscadas hacia la izquierda.

Aleta:

está fijada a un pin mediante una pequeña llave. Un sello de caucho se instala en la aleta y se mantiene allí mediante un disco de metal.

Pin:

tiene un juego de sellos de labios.

Su característica cavidad interna a forma de tazón permite que el regreso del fluido sea orientado para facilitar el cierre automático de la aleta.

Nota:

No se garantiza el cierre automático y el cierre manual debe hacerse en caso de que falle uno de los componentes detrás de la válvula misma o en caso de excesiva presión del pozo.

Operaciones Para llevar a cabo un cierre manual rotar el pin a 90° (1/4 de vuelta) con una llave hexagonal. El sellado mejora por el empuje en la superficie de la aleta desde el interior de los tubos. Después del cierre, la válvula puede ser parcialmente abierta por la bomba cuando empieza la circulación, pero la apertura manual completa debe ser efectuada manualmente. Durante las operaciones normales, hay que mantener la válvula completamente abierta para evitar erosión y daños en la aleta y su asiento, debido al paso del lodo.


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Mantenimiento No se indica un punto de lubricación ya que el pin rota en un medio ambiente libre de lodo. Cuando se lleva a cabo el mantenimiento, hay que chequear las siguientes partes:    

el sello de caucho de la aleta el asiento del sellado dentro del cuerpo los sellos de los pins y las superficies de trabajo en el cuerpo de la válvula chequear el desgaste del pin, con especial cuidado las zonas de sellado

3.2 LOWER KELLY COCK Se instala en la parte baja del kelly como una válvula de seguridad adicional y se usa para prevenir el regreso del fluido de los tubos, en caso de que el cock superior quede o fuera de servicio o inaccesible. Puede cerrarse para permitir desatornillar el kelly e instalar un inside BOP en la cabeza del cock para llevar nuestro stripping. Debe cerrarse manualmente, usando la llave correspondiente, que tiene que estar al alcance de la mano en el piso del equipo. La presión de trabajo debería ser proporcional a la presión del BOP instalado. El diámetro interno debería ser por lo menos el mismo del diámetro interno del tool-joint. El diámetro externo tiene que ser lo suficientemente pequeño como para permitir el paso a través del BOP. Nota:

Durante el cambio de tubería, se mantiene cerrado para prevenir que el lodo fluya del kelly.

SAIPEM generalmente adopta los lower cocks de HYDRIL y los modelos siguientes, particularmente: Kelly cock Kellyguard Los dos son esféricos, con paso total y sellado en dos direcciones,(ascendente y descendente). Se menejan manualmente girando la correspondiente llave hexagonal 1/4 de vuelta hacia la derecha (para cerrar) o ¼ de vuelta hacia la izquierda (para abrir). Un corte en el asiento de la llave indica la posición de la esfera (posición de cierre cuando está perpendicular al eje de la llave). Nota:

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los dos cocks pueden ser usados como válvulas de seguridad y tienen que mantenerse al alcance de la mano en el piso del equipo, para las emergencias.


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

HYDRIL kelly cock

El cock kelly HYDRIL tiene conexiones hembra y macho con la misma rosca hacia la izquierda del kelly. Puede utilizarse como cabeza de seguridad en caso de blowouts durante el viaje. El sellado es realizado por un tapón esférico de acero muy duro montado en rodamientos para una mejor función bajo presión. Los correspondientes "O rings" de caucho que están insertados entre las partes baja y alta del cuerpo de la válvula y sus asientos, aseguran el sellado entre el medio ambiente interno y el externo.

HYDRIL kellyguard

El modelo kellyguard HYDRIL es más pequeño y liviano (aproximadamente la mitad del modelo kellycock) permitiendo así operaciones de instalación más fáciles. Tiene un cuerpo de una sola pieza que garantiza mayor seguridad. Las partes internas son de acero inoxidable para prevenir la corrosión. El kellyguard se caracteriza por el asiento superior fijo y la bola flotante para una válvula más fácil que abre a máximos ratings de presión de trabajo. La apertura se facilita también por la bola flotante bajo baja presurización que permite que los valores de presión encuentren equilibrio.


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Mantenimiento Kelly cock

Kellyguard

El modelo kelly cock requiere lubricación constante para suavizar movimientos y prevenir la corrosión. Un orificio roscado debajo del asiento de la llave de apertura/cierre en el cuerpo, permite lubricar el interior de la válvula reemplazando el tapón con una grasera.

El model kellyguard no necesita ser lubricado regularmente, pero los sellos deberían ser reemplazados regularmente. Por regla general debería llevarse a cabo una revisión cada 6-9 meses, pero en caso de lodos a base de aceite debe hacerse con mayor frecuencia.

Nota:

Antes de proceder a la revisión desatornillar los dos componentes del kelly cock.

Nota:

Para proceder al chequeo de la válvula interna usar un extractor estándard para quitar todas las partes de la conexión hembra.

3.3 VALVULAS DE SEGURIDAD PARA DRILL PIPES Las válvulas de seguridad deben estar siempre al alcance de la mano en el piso del equipo para ser instaladas en los drill pipes o, usando la correspondiente reducción, en los heavy wate. Los modelos de kelly lower cock (kelly cock y kellyguard) pueden ser usados también como válvulas de seguridad. La válvula de seguridad tiene que estar al alcance de la mano en el piso del equipo, (junto con el inside BOP) en posición abierta, con la correspondiente llave y con las conexiones necesarias para conectarla al drill collar que se esté usando. La válvula de seguridad tiene que ser instalada antes del inside BOP, si hay alguno.

Nota:

Durante un control de blowout la cabeza de circulación que conecta con la línea cliksan de alta presión, no puede ser instalada nunca directamente en la tubería, sino que tiene que ser instalada encima de la válvula de seguridad o encima de un inside BOP.

Estas válvulas pueden ser instaladas aun en caso de fuerte regreso de fluido, ya que su diámetro interno, cuando está completamente abierto, no se estrecha, lo que implica que no hay obstrucciones que estorben el fluido durante las operaciones de instalación (Se conocen también como "válvulas de apertura total"). Cuentan con un collar externo especial que ayuda a facilitar su instalación. En caso de que el regreso de fluido fuese particularmente violento, REGAN ha diseñado una válvula especial llamada "válvula de cierre rápido" (fast shut-off valve) que, gracias a su particular parte inferior con forma de bola y su notable peso, permite instalaciones en todas las condiciones. Debería instalarse siempre una válvula de seguridad encima y mantenerla abierta para cerrarla una vez que se haya completado la instalación. Una vez instalada la "válvula de cierre rápido", ya no es posible el stripping, a menos que el asiento del drop-in haya sido instalado en el drill string. Mantenimiento: véase el mantenimiento del lower kelly cock. 66


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

3.4 INSIDE BOP Los inside BOPs son válvulas de chequeo usadas para prevenir blowouts de la tubería y para llevar a cabo operaciones de stripping. Por su función, deben ser mantenidas al alcance de la mano en el piso del equipo junto con todos los demás equipos de emergencia. Son válvulas de una sola dirección para sellado ascendente, permiten la circulación y pueden ser:  instaladas en la superficie para prevenir blowouts de la tubería durante perforación y viajes  instaladas en la superficie después de haber detectado un kick  dejadas caer en el drill string en situaciones de emergencia Las válvulas , junto con cualquier otro equipo de emergencia, tiene que ser eficiente y estar siempre disponible en el piso del equipo. SAIPEM generalmente adopta tres tipos de válvulas de chequeo: 1. Válvulas BAKER (modelos G y F)

2. Válvulas GRAY

3. Válvulas de caída HYDRIL

Las válvulas BAKER son válvulas de chequeo que generalmente se instalan justo encima de la broca, y en caso de blowout permiten llevar a cabo sea el stripping ascendente que el descendente. Cuando la circulación se para, un resorte cierra automáticamente la válvula, previniendo de este modo que el fluido fluya de la broca a los tubos. Tan pronto como se levanta la broca, cuando la bomba no está trabajando, la columna de lodo penetra en los tubos y se requieren algunas pausas para las operaciones de llenado. En fase de bajada los modelos "F" y "G" no permiten la entrada del lodo en el interior de los tubos y obligan a paradas para llenarlos. Nota:

Modelos más recientes (llamados "GC" y "FC") permiten el desenso dentro del pozo con válvulas en posición abierta y consecuente llenado del tubo. Tendrán entonces que ajustarse en su posición final tan pronto como empieza la circulación.


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Hay dos modelos: model "G" (flapper)

modelo "F" (dart)

Están compuestos por un cuerpo externo con extremos roscados y por un elemeto de cierre interno. La parte externa es la misma para los dos modelos, mientras que la parte interna es difernte. Los dos cuentan con sellos para asegurar el sellado interno:  tipo hoja (para el modelo G)  tipo dardo (para el modelo F) El asiento de la válvula es sellado sobre el cuerpo por dos sellos de borde que están colocados para resistir sea la presión descendente que la ascendente. Modelo BAKER G Las válvulas de chequeo tipo hoja, con apertura total reducen las obstrucciones para que el fluido de lodo fluya y puedan pasar las herramientas. La hoja cerrada permite que la válvula se abra inmediatamente en cuanto la circulación comienza. Puede ser de tipo sellado ciego o puede tener una apertura (modelo "GA") para permitirle al string estar parcialmente lleno durante la bajada, facilitando y acelerando las operaciones de viaje. El orificio puede ser usado para leer el valor de SIDPP, pero en caso de kick permite también el ingreso de grandes cantidades de fluido.

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Modelo BAKER F Comparado con el modelo "G", el diseño del modelo "F" es más viejo; tiene características parecidas y puede realizar funciones parecidas. Las principales diferencias pueden encontrarse en el mecanismo de cierre del tipo dardo, que crea una obstrucción parcial del flujo del lodo estorbando al mismo tiempo el paso de herramienta. Se asegura el sellado hidráulico mediante un sello insertado en el dardo y comprimido hacia arriba con un resorte.


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Válvula flotadora GRAY Es una válvula de chequeo instalada en la superficie en la parte de arriba del string (después de la válvula de seguridad de la tubería) para llevar a cabo lo siguiente:  bajar en stripping  volver a bajar hasta el fondo después de que el viaje de salida ha sido interrumpido por razones de seguridad. El packer tiene forma de cono para reducir el efecto abrasivo del lodo, pero no permite el paso de herramientas. Durante la instalación la válvula se mantiene en posición abierta con una varilla montada en el pin roscado. Una vez completada la instalación se desatornilla el pin y el packer, empujado por un resorte y por el fluido mismo, sella hacia arriba. Nota:

Hay que mantener la válvula en el piso del equipo en posición abierta.

Válvula de caída La válvula de caída se compone de un asiento de válvula, previamente instalado en el drill string, y de una válvula insertada que, cuando es necesario, es dejada caer y bombeada dentro de los drill pipes. El asiento de la válvula de caída se instala en la última sección del drill string, antes de los drill pipes o heavy wate. Asiento Inserto


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Operaciones Una vez que se ha dejado caer y se ha bombeado la válvula hasta su asiento, se asegura a la parte dentellada del asiento con las mandíbulas. Cuando se interrumpe la circulación, la presión del pozo y la acción del resorte empujan la bola interna hacia arriba. Un regreso limitado del fluido, consecuentemente descargado para mantenerlo bajo control, permite que el inserto se asegure en el asiento. Esto servirá también para comprobar si se ha efectuado el cierre. A partir de ese momento están permitidas las operaciones de stripping ya sean ascendentes que descendentes.

3.5 DESGASIFICADOR Generalidades El desgasificador ha sido diseñado para remover gas del lodo y llevarlo lejos de las instalaciones de perforación. Se usa para mantener la densidad del lodo y, por consiguiente, para mantener la presión hidrostática constante. La emulsión del gas del lodo se compone de burbujas de gas de diferentes tamaños atrapados en el lodo. Las burbujas pueden ser removidas naturalmente gracias a las diferentes capacidades de flotabilidad debido a las diferentes densidades. El tiempo requerido para efectuar todo el proceso depende de las características del lodo (densidad, viscosidad, thixothropía) y generalmente resulta demasiado largo para las exigencias prácticas operacionales. El desgasificador, cuando se siguen los procedimientos correctos, permite un proceso de remoción del gas más rápido.

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Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

El procedimiento de remoción del gas del desgasificador se basa en los siguientes principios: reducción del espesor de fluido contaminado

depresión

sacudida mecánica

la cantidad de gas que se estè removiendo es directamente proporcional a la superficie de fluido expuesta

la depresión aumenta el empuje de las burbujas flotadoras y la velocidad hacia arriba

un crecimiento de la turbulencia del fluido del lodo ayuda a liberar las burbujas de gas

acción centrífuga el movimiento centrífugo impartido al lodo emulsionado empuja las partículas pesadas (lodo) hacia afuera: ellas tienden a esparcirse en la pared, mientras que las burbujas de gas, debido a su liviandad, tienden a separarse del lodo y a moverse hacia el centro. Adoptando los principios operacionales descritos arriba, se pueden distinguir las siguientes dos tipologías:  desgasificador atmosférico: permite separar el gas del lodo con presión atmosférica (sin necesidad de crear un vacío); tiene capacidades limitadas y se instala generalmente en el possum belly para ser usado cuando hay una pequeña cantidad de gas contaminando el lodo.  vacuum degasser:

se basa en el mismo principio que el desgasificador atmosférico, pero crea también un vacío que facilita la remoción del gas.


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Desgasificador atmosférico (separador vertical o poor boy degasser) El gas es removido por:  reducción del espesor del fluido  sacudida mecánica  acción centrífuga La capacidad del proceso del desgasificador depende de la geometría del tubo de descarga, donde puede crearse una presión para prevenir que el gas salga flotando, con el consiguiente peligro de explosión. No siempre garantiza una separación completa entre el gas y el lodo, pero es extremadamente funcional y sencillo y no requiere ningún equipo particular o mantenimiento.

Vacuum degasser

Para aumentar la capacidad del desgasificador, se crea un vacío en el desgasificador mismo, sumando así su efecto a la típica acción atmosférica del desgasificador (mecánica, centrífuga y reductora de espesor). El desgasificador vacío se instala en el circuito del lodo y resulta particularmente útil en caso de altos porcentajes de gas y/o siempre que las separaciones sean particularmente molestas (alta viscosidad del lodo).

El chorro de agua modelo SB002 puede trabajar sea como un desgasificador atmosférico que como un desgasificador vacío. El vacío se crea con un chorro de agua dentro de un "tubo Venturi".

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Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

Partes El desgasificador se compone básicamente de: Cuerpo del desgasificador Compuesto por dos partes semi-esféricas aseguradas horizontalmente. Se suministra un juego de planos inclinados con aperturas para permitir el paso de la caída del lodo y la flotación del gas liberado, hacia arriba. La parte superior bridada se conecta con la cámara centrífuga; la parte inferior, también bridada, conduce el lodo tratado a los tanques a través de la línea suministrada que tiene que estar siempre sumergida en el lodo. El nivel de lodo dentro del tubo se mantiene bajo control mediante un flotador conectado a la línea de salida, previniendo así que el lodo entre en el tanque depósito.

Parte superior Compuesta por dos cámaras centrífugas internamente acabadas con platos delanteros (sólo en la zona del jet):  cámara centrífuga externa con entrada de lodo desde la bomba centrífuga  cámara centrífuga interna con un diámetro más pequeño y concéntrico a la otra cámara con entrada de lodo desde el choke maniflod.


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Circuito de vacío

Incluye una bomba centrífuga que, bombeando agua desde el tanque, conduce un chorro dentro del "tubo Venturi". La velocidad del chorro al final del tubo produce un vacío dentro del desgasificador que facilita la remoción del gas. La parte superior cuenta con una válvula paleta operada pneumáticamente para activar el circuito de vacío: se puede crear el vacío sólo cuando la válvula paleta está cerrada.

Operaciones El lodo que hay que tratar puede entrar a través de dos líneas diferentes:  choke manifold (control de blowout)  tanques de lodo (perforación) El chorro de lodo penetra con una dirección tangencial en las cámaras centrífugas. Aquí, debido a las diferentes densidades (gas-lodo) se realiza una primera separación. Consecuentemente, el lodo cae sobre los platos inclinados dentro del cuerpo, donde la sacudida mecánica y la reducción del espesor del lodo dan paso a otra etapa de separación del gas. El vacío creado por el tubo Venturi aumenta la remoción de gas, que es entonces atrapado por el chorro de agua y conducido, por acción centrífuga, dentro de la línea de descarga. El modo operacional puede escogerse a través de una válvula paleta operada pneumáticamente colocada en la parte superior del desgasificador, encima de la parte superior: la selección se basa en el grado de contaminación del lodo: modo atmosférico: la válvula paleta está abierta: el interior del desgasificador está directamente conectado con la atmósfera a través de la línea de descarga y no se involucra ningún efecto de vacío. modo de vacío:

Nota:

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la válvula paleta está cerrada: la bomba centrífuga, por circulación a través del "tubo Venturi", crea un vacío dentro del desgasificador.

Para prevenir que el vacío se neutralice con la entrada externa, la salida del desgasificador tiene que permanecer sumergida en el lodo.


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

Arranque 1. abrir el circuito hidráulico para llenar el tanque de alimentación del agua 2. si se va a elegir el modo vacío, cerrar la válvula paleta de operación pneumática 3. asegurarse de que la válvula indicadora de vacío esté abierta 4. abrir el cicuito de válvulas de vacío 5. abrir una de las dos entradas de lodo contaminado que viene del choke manifold o de la bomba centrífuga 6. encender la bomba centrífuga alimentadora del "tubo Venturi".

Nota:

En caso de fallar una bomba, usar la instalación del circuito hidráulico de alimentación del tubo Venturi cerrando las válvulas (1) y (4) y abriendo la válvula (7) a la línea de descarga o al tanque de agua.

Mantenimiento a. Después de cada operación lavar el interior del tanque depósito con agua. b. Inspeccionar las condiciones de desgaste del plato dentro de la parte superior y chequear el funcionamiento y la posición de la válvula de paleta pneumática. c. Chequear periódicamente la eficiencia y el funcionamiento del desgasificador, llenando el tanque con agua y verificando a través del indicador de vacío el valor del vacío interno.

Nota:

El valor aproximado recomendado es 0.5 kg/cm2 (valor absoluto), en caso de un valor más alto inspeccionar todos los componentes del circuito de vacío.


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3.6 INSTRUMENTOS Generalidades La instalación cuenta con un conjunto de instrumentos para controlar las condiciones de operación, para detectar rápidamente y controlar cualquier kick. El funcionamiento y la posición correctos, junto con una interpretación precisa de toda la información suministrada por los instrumentos son, por lo tanto, de suma importancia para asegurar operaciones correctas e instalación en condiciones seguras. Los instrumentos instalados más importantes incluyen:      

tanque de viaje (trip tank/possum belly) indicadores de nivel (pit level indicators y PVT) medidor de flujo detector de la densidad del lodo detector de gas contador strokes de la bomba

Trip tank/Possum belly El trip tank es un contenedor de lodo alto y estrecho con poca capacidad lineal, que permite medir exactamente el lodo que fluye dentro y fuera del pozo. Se usa durante el viaje para detectar swabbing (suabeo). El nivel puede leerse mediante una varilla graduada. En algunos modelos se instala un registrador para permitir un control continuo de las variaciones de nivel. El reglamento API 53 RP afirman lo siguiente:  capacidad total: 10-40 barriles (1.5 - 6 m3)  capacidad lineal: menos de 42 galones/pulgada (63 litros/cm) Las instalaciones de SAIPEM generalmente revelan los siguientes valores: - capacidad total 3 - 4 m3 - capacidad lineal 10 litros/cm Indicadores de nivel El indicador de nivel se usa para detectar las variaciones del nivel de lodo en los tanques (indicador de ganancia-pérdida) y para registrar las variaciones de volumen en el interior del tanque (registrador), lo que lo hace particularmente apropiado para detectar kicks. El valor de volumen es dado por la medida del nivel del tanque y el registro se lleva a cabo a lo largo de las 24 horas. Cuenta con alarmas acústicas y luminosas y le permite al operador escoger una escala correcta más allá de la que pone a funcionar la alarma. El instrumento puede ser de aire o de alimentación eléctrica.

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Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

Partes

Está compuesto por:  flotador (sensor)  indicador  registrador

Operaciones

Se posicionan sensores en las instalaciones de los tanques y se recogen las señales en un solo punto (relay intermedio), donde se calculan sus promedios para determinar un valor final a registrar.


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Flow meter El medidor de flujo se instala en el pipe tube y se usa para controlar el fluido que fluye del pozo. Es el instrumento más importante para detectar un kick. El tipo más común es el tipo aleta que se compone de: sensor de aleta: insertado dentro del pipe tube para detectar la cantidad de fluido que sale; indicador:

instalado en la consola del drille, que indica el porcentaje de fluido respecto al fluido máximo estimado en el tubo. Cuenta con alrmas acústicas y luminosas que se activan siempre que el valor detectado excede los límites previamente definidos por el operador;

registrador:

puede ser instalado para obtener un registro ininterrumpido de las variaciones del fluido.

Hay que mantener el sensor de aleta siempre limpio de sedimentos y decantación de baritina, para prevenir que afecten los valores de fluido.

Detector de densidad de lodo Permite medir la densidad y la contaminación del lodo en la entrada y salida del pozo. Las medidas pueden ser llevadas a cabo a través del peso del fluido y ésto puede hacerse manual o automáticamente. Manualmente:

usar las escalas suministradas para pesar las muestras de fluido.

Automáticamente: da directamente el valor de la densidad; se instala en los tanques de succión de lodo para leer los valores de densidad del lodo que entra y en la línea de flujo para leer los valores de densidad del lodo que fluye fuera del pozo.

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Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

Detector de gas Gracias al detector de gas, la presencia del gas atrapado en el lodo que sale del pozo puede ser detectado. Se compone de dos partes: sensor:

generalmente instalado en el tanque sacudidor de destilación

registrador:

instalado en la geología, los dos para detectar la presencia de "unidades" de gas

Contador de strokes de la bomba El más común contador de strokes de bomba se compone de un sensor que actúa mecánicamente gracias el movimiento de la bomba, que lleva la señal al indicador. Proporciona el progreso de los golpes de la bomba y el número de frecuencia (storkes/minuto). El contador de golpes de la bomba se instala en cada bomba que se esté usando en la instalación y permite establecer el número progresivo de golpes. Cuando se alcanza tal número, se enciende automáticamente la alarma acústica.


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4. CIRCUITO DE ALTA PRESIÓN

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Circuito de alta presión ________________________________________________________________________________________________________

GENERALIDADES El circuito de lodo de alta presión es el circuito de superficie conecatado a la cabeza del pozo: se usa para circular con el pozo cerrado y cuando se registran ratings de alta presión. Sus principales componentes son líneas de alta presión y válvulas a través de las cuales el lodo fluye dentro y fuera del pozo durante el control de blowout. El circuito de lodo de alta presión tiene una función extremadamente importante y por lo tanto todas las partes tienen que ser chequeadas periódicamente y bien mantenidas, de tal manera que aseguren eficiencia y funcionalidad. El circuito de alta presión incluye:      

kill lines choke lines choke manifold líneas de quemado válvulas de alta presión chokes ajustables

Nota:

Todos los componentes del circuito de alta presión tienen que ser protegidos de las bajas temperaturas vaciándolos o reemplazando el lodo con un fluido adecuado, para evitar daños u obstrucciones debido al congelamiento.


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4.1 KILL LINES Generalidades Las kill lines conectan las bombas de lodo a la salida lateral del BOP-stack y se usan para bombear dentro del pozo cuando la circulación a través de los tubos no es posible. Puede haber una o dos y pueden instalarse ya sea en el BOP stack a través de drilling spools, sea conectadas a la brida lateral del BOP. En la sección conectada al BOP stack se instalan dos válvulas:  válvula manual  válvula hidráulica operada con control remoto (HCR) Las válvulas manuales generalmente se colocan al lado del pozo y se mantienen abiertas, mientras que las válvulas hidráulicas se colocan al lado externo y se mantienen cerradas. En instalaciones de gran profundidad se instala una kill line adicional (kill line de control remoto) para permitir intervenciones con bombas de emergencia, si no se pueden usar las bombas de la instalación (presión máxima de trabajo 5000 psi). Esta línea debe ser instalada directamente en las kill lines e instalada cerca de la instalación para acceder fácilmente con bombas de emergencia. Instalación y uso (API RP 53) a. Todas las partes instaladas en las kill lines tienen que ser ensayadas después del montaje a presiones iguales o mayores que la del BOP stack instalado. b. Deberían llevarse a cabo tests de presión e inspecciones con la misma frecuencia que el BOP stack. c. Su diámetro tiene que ser lo suficientemente ancho como para asegurar un adecuado flowrate y evitar pérdidas excesivas de presión. d. Como otra medida de seguridad, puede instalarse una válvula de chequeo en la kill line detrás de las dos válvulas. e. No se deben usar las kill lines como líneas para llenar el pozo, porque esto podría causar erosión y afectar la eficiencia en caso de emergencia.

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4.2 CHOKE LINES Las choke lines son líneas de alta presión que conectan el BOP stack al choke manifold y permiten que el fluido descargado sea conducido a la salida durante el control de blowout. Puede haber una o dos y están insertadas en el BOP stack a través de drilling spools o conectadas a la brida lateral del BOP. Si hay dos líneas, se usa generalmente la de arriba, mientras que la de abajo se deja para situaciones de emergencia. En la sección conectada al BOP stack se instalan dos válvulas:  válvula manual  válvula hidráulica operada con control remoto Las válvulas manuales generalmente se colocan al lado del pozo y se mantienen abiertas, mientras que las válvulas hidráulicas se colocan al lado externo y se mantienen cerradas.

Instalación y uso (API RP 53)

a. Tienen que ser tan derechas como sea posible. Los codos deben ser protegidos con tapones de plomo para absorber golpes y evitar la erosión. b. Tienen que asegurarse para evitar excesivas vibraciones. c. Su diámetro tiene que ser lo suficientemente ancho para evitar excesiva erosión y pérdidas de presión. El diámetro nominal mínimo recomendado es de 3" (normalmente 4 pulgadas).


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4.3 CHOKE MANIFOLD (5000 psi) Generalidades El choke manifold se compone de un grupo de válvulas y líneas conectadas a la cabeza del pozo a través de las choke lines. Se usa, durante el blowout control, para mantener la correcta presión de atrás ajustando la salida del fluido del pozo a través de un choke ajustable. El choke manifold puede contar con una cámara compensadora para conducir los fluidos de alta presión que salen, a una sola línea y a la línea de descarga conectada (línea de quemado de gas,...) La cámara compensadora tiene un valor de presión de trabajo menor que todas las demás áreas del choke manifold. Debe tenerse en cuenta esta diferencia durante los tests de presión. Líneas que hay que usar durante un blowout control:

Choke automático 86

Choke manual 1

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Choke manual 2

Línea directa

Línea de quemado de gas


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Instalación y uso (API RP 53) a. El choke manifold tiene que tener una presión de trabajo igual a la del BOP stack. Después de la instalación tiene que ser testeada con la misma frecuencia y el mismo procedimiento que el BOP stack. b. Tiene que ser instalada en un lugar fácilmente accesible y preferiblemente lejos de las estructuras de la instalación para garantizar seguridad en toda condición de trabajo. c. Hay que proveer líneas alternativas que permitan reemplazar partes erosionadas, obstruidas o que no funcionen bien, sin interrumpir las operaciones de blowout control. d. El diámetro de la línea central (línea de sangrado) del choke manifold debería ser por lo menos tan ancho como el diámetro de la choke line, para mantener el mínimo de la presión de atrás y para poder descargar grandes volúmenes de fluido cuando se cierre el BOP. e. Hay que testear las líneas colocadas después de los chokes durante la instalación, aun cuando no se requiera un control de presión. f. Hay que instalar un apropiado manómetro de presión para controlar los valores de presión del casing y la tubería. Los sensores del choke manifold comunican los valores de presión al panel de control.* g. Todas las válvulas del choke manifold, sujetas a erosión debido al flujo del pozo, deberían ser del tipo apertura-total y diseñadas para trabajar con alta presión de gas para resistir la formación de fluidos. h. Si se usa una cámara compensadora, debe ser diseñada de tal manera que permita aislar cualquier parte rota o que no funcione, sin interrumpir los procedimientos de blowout control.

Nota: (*)

La presión del tubo es transmitida al manómetro de presión (cerca del manómetro del casing) para poder comparar los dos valores (SICP, SIDPP) durante las operaciones de control del pozo. En instalaciones con valores de presión de trabajo por encima de 5.000 psi, por lo menos uno de los manifold chokes tiene que ser operado con control remoto.

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4.4 FLARE LINES Las líneas del quemador se usan para conducir cualquier gas proveniente del choke tanlejos del pozo como sea posible. En caso de pequeñas cantidades, sencillamente se descarga el gas, mientras que en grandes cantidades se quema. Tales líneas deben ser lo más derechas posible, evitando codos y vueltas para alcanzar el área más apartada (hacia la dirección del viento); hay que anclarlas también al suelo para prevenir que se muevan a causa de las vibraciones debidas a violentos flujos de gas. Después de instalarlas, hay que probarlas en el campo a un valor de presión razonablemente bajo, pero lo suficientemente alto como para garantizar la seguridad del sello.

4.5 VALVULAS DE ALTA PRESION Generalidades Las válvulas de alta presión son generalmente válvulas de compuerta y se instalan en el circuito de lodo de alta presión para controlar blowouts (kill lines, choke lines y choke manifold). Por su estructura particular, hay que tener estas válvulas ya sea completamente abiertas que completamente cerradas para evitar la erosión causada por el flujo de lodo. Pueden ser tanto manuales como operadas con control remoto por un actuador hidráulico.


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Valvulas de alta presion Tipo CAMERON "F" Generalidades La CAMERON tipo "F" es una válvula de compuerta de paso total que sella en las dos direcciones. Puede abrirse o cerrarse la válvula rotando el vástago que, teniendo un eje fijo y una parte inferior roscada, fuerza la compuerta a moverse verticalmente. El cierre completo se obtiene girando la rueda en sentido de las manecillas del reloj, tantas vueltas cuantas se indican en la etiqueta de la rueda. Una vez completado el cierre rotar 1/4 de vuelta en sentido contrario el contador, para desasegurar la compuerta, dejando una brecha entre el vástago y la compuerta para permitir que la compuerta se acomode en el asiento y facilitar así el sellado. El cuerpo es para servicio H2S mientras que los componentes inernos pueden ser:  regular trim:  super-trim:

no resistente al H2S en acero especial, resistente a la corrosión y al servicio H2S.

Los componentes estándard pueden trabajar con temperaturas que oscilen entre -30°C y 120°C, pero hay componentes especiales para temperaturas menores y mayores.

Nota:

1 - La apertura y el cierre de la válvula no puede deducirse de la posición de el vástago. 2 - El sellado se efectúa por el contacto del metal con el metal entre la compuerta y el anillo sellador instalado en el plato retenedor.

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Componentes: Hay dos tipos de válvulas CAMERON de alta presión:  tipo "C" con cavidad rectangular (más común)  tipo "F" con cavidad cilíndrica (más reciente, llamada también modelo "FC"). Todos los componentes tienen las mismas características, excepto una camisa de conección (con un empaque) entre las terminaciones de salida lateral y la unidad a sellar. Los componentes más importantes son:    

cuerpo cabeza unidad a sellar (compuerta y asiento) vástago

Cuerpo de acero forjado con cavidad cilíndrica o rectangular.

La cavidad cilíndrica facilita una mayor distribución del stress debido a la presión que la cavidad rectangular; tiene una mejor capacidad de almacenamiento de grasa y menores costos de fabricación. Pernos con cabeza en el cuerpo El sellado externo entre las bridas se obtiene con el empaque de anillo suministrado. Se instala una grasera en la brida para la lubricación de la unidad sellada. El sellado interno del vástago se asegura con un empaque acomodado en la cabeza y mantenido allí con una tuerca prensadora.


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Unidad de sellado Compuesta por una compuerta que corre verticalmente entre dos guías donde están los anillos selladores stellite. El sellado entre la compuerta y los anillos stellite es de metal a metal, mientras que entre los anillos y la válvula del cuerpo el sellado se efectúa mediante dos anillos teflon (de material auto lubricante y resistente los hidrocarburos). En el modelo de cavidad cilíndrica la unidad de sellado es la misma que en el modelo de cavidad rectangular, excepto el sellado entre el anillo stellite y el cuerpo, que en el modelo "FC" no se realiza directamente en el cuerpo sino mediante una camisa selladora. En este caso no es la válvula del cuerpo la más sujeta a sellado sino la de camisa más fácilmente reemplazable. Vástago (stem) La parte superior del vástago es cilíndrica, con una conexión para la rueda, mientras que la sección de abajo es roscada para ser atornillada en la compuerta. Entre las dos secciones hay una extensión anular cónica que sella dentro de un asiento suministrado dentro de la cabeza (sellado secundario o posterior) cuando la válvula, en la posición de cierre, es por consiguiente desatornillada. Esto permite reemplazar la unidad de empaque en situaciones de emergencia, cuando la válvula está bajo presión. Mantenimiento Hay que lubricar debidamente la válvula durante el montaje y se recomienda una lubricación periódica para asegurar el buen funcionamiento y la protección de los componentes internos sujetos a desgaste. La cabeza cuenta con una grasera para la lubricación del vástago y de la cavidad interna, inyectando grasa CAMERON a través de las dos graseras instaladas en la copa del vástago hasta que salga del orificio de asomo.

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Reemplazo del empaque del vástago (válvula bajo presión) Llevar a cabo el sellado del asiento posterior (sellado secundario) 1. 2. 3. 4.

Cerrar la válvula completamente. Desatornillar la copa 4 vueltas completas. Girar la rueda en sentido de las agujas del reloj hasta el último tiro y apretar.* Probar el sello del asiento posterior:* . quitar la grasera superior de la cabeza . insertar un pin cilíndrico . apretar la grasera superior y liberar la presión si la presión disminuye rápidamente significa que el sellado secundario está trabajando si no cambia el valor de la presión (flujo continuo) significa que el sellado secundario no está trabajando. Repetir el procedimiento desde el primer paso.

Remoción de la unidad de sellado 5. Quitar la rueda, desatornillar y quitar la copa.* 6. Sacar el pin que sujeta el vástago a su adaptador, quitar el adapador del vástago y los rodamientos. 7. Desatornillar y quitar la tuerca prensadora. 8. Sacar el empaque sellador del vástago bombeando un poco de grasa a través de la grasera. Insertar la nueva unidad de sellado 9. Limpiar cuidadosamente las partes internas de la válvula y aplicar una capa delgada de grasa en el vástago, dentro de la cabeza y sobre el nuevo empaque. 10. Volver a instalar el empaque usando la tuerca prensadora para fijar en el lugar.* 11. Desatornillar la tuerca prensadora para lubricar el vástago y volver a poner en su lugar la tuerca prensadora. 12. Volver a instalar los rodamientos, el adaptador del vástago y su pin. 13. Volver a poner la copa en su lugar y atornillar. 14. Insertar la rueda: tres vueltas completas hacia la izquierda para crear una distancia a partir de la superficie de sellado. 15. Lubricar la cavidad usando la grasera de la cabeza. Nota 3:

el sellado se realiza por el encaje de la extensión anular en el vástago, en el asiento cónico de la cabeza.

Nota 4:

en válvulas con presión de trabajo de 10000 psi o más, además de la válvula chequeadora de grasa se instala una segunda válvula chequeadora, atornillada dentro del conducto de lubricación. También esta válvula requiere un test.

Nota 5:

si la copa no sale fácilmente no insista porque puede sacar la tuerca prensadora anulando el sellado en la superficie cónica entre el vástago y la cabeza.

Nota 10: asegurarse de que el sello esté colocado con el lado de teflón hacia abajo.


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Reemplazo de la compuerta y de los platos selladores 1. 2. 3. 4. 5.

Girar la rueda hacia la izquierda para abrir las válvulas.* Descargar la presión. Quitar las tuercas de la cabeza. Girar la rueda hacia la derecha (cerrando) para levantar la cabeza del cuerpo. Si el paso anterior se lleva a cabo sin contratiempos, sacar la cabeza; en caso de dificultades: . Insertar dos o más tuercas entre la brida de la cabeza y el cuerpo de la válvula, luego girar la rueda hacia la derecha para levantar la cabeza del cuerpo. . Mantener levantada la cubierta y girar la rueda hacia la derecha hasta que el vástago haya salido de la compuerta. . Levantar la cabeza.

6. Sacar la compuerta. 7. Inspeccionar la unidad de empaque y reemplazar cualquier componente averiado. 8. Montar la compuerta y los platos selladores y lubricar todas las superficies con una capa delgada de grasa. 9. Insertar el grupo de estanqueidad en la cavidad del cuerpo y empujarlo hacia adajo hasta que el conjunto de compuerta no alcance el fondo de la válvula.* 10. Rellenar el espacio entre los dos platos sobre la compuerta con grasa. 11. Quitar el anillo e inspeccionar su asiento. 12. Esparcir una capa delgada de grasa sobre el anillo y su asiento. 13. Insertar el anillo sellador entre la brida de la cabeza y el cuerpo. 14. Colocar la cabeza sobre el cuerpo de la válvula.* 15. Girar la rueda hacia la izquierda (abriendo) hasta que la cabeza alcance la base y la compuerta esté levantada del fondo. 16. Insertar las tuercas de la cabeza y ajustar.

Nota 1:

Si la válvula está trabajando, aislarla de las líneas de presión.

Nota 9:

Los platos selladores no deben asomar fuera de la parte superior del cuerpo de la válvula.

Nota 14: Para válvulas con presión de trabajo por encima de 5.000 psi, los dos pins centralizadores instalados en el cuerpo deben alinearse con sus respectivos asientos en la parte inferior de la cabeza. Para válvulas con presión de trabajo entre 10/15/20.000 psi, asegurarse de que la grasera esté correctamente posicionada.

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Valvulas CAMERON de alta presion Tipo "F" con control hidráulico Las válvulas CAMERON tipo "F" con control hidráulico están instaladas en el kill y en las choke lines y generalmente se mantienen cerradas. Operan mediante una actuador hidráulico y su presión de trabajo es 1500 psi (en condiciones de emergencia pueden subir a 3000 psi). Las conexiones de apertura y cierre dentro del cilindro se colocan a una distancia tal del final del cilindro, que el pistón puede alcanzar la salida del orificio antes de llegar al final de la carrera. Esto reduce el impacto previniendo así que se golpee la válvula. La válvula cuenta con una rueda para poder cerrarla manualmente en caso de emergencia o para asegurarla en la posición de cierre. La válvula cuenta con dos sellos secundarios: uno superior análogo a la válvula manual, y uno inferior en el vástago balanceador. Un vástago balanceador pasa a través de la unidad de empaque que está en la parte inferior de la válvula. La función del vástago es:  balancear el volumen de desplazamiento durante la carrera de trabajo del vástago para evitar que la presión aumente (o disminuya) dentro de la válvula;  indicar la posición abierta/cerrada de la válvula (la válvula está cerrada cuando el vástago se asoma afuera). Por esta razón el vástago balanceador tiene una extensión anular cónica para sellados metalcontra-metal, que permite reemplazar la unidad de sellado bajo presión.

Nota:

La rueda no permite una apertura manual de la válvula: ésta tiene que ser abierta hidráulicamente.


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4.6 ADJUSTABLE CHOKES Los chokes son válvulas con un orificio regulable para controlar el flujo del fluido que viene del pozo. Pueden ser operados ya sea manualmente (llave de postigo) que con control remoto operado hidráulicamente (control automático). La función principal es suministrar un apoyo de presión para balancear la presión del pozo y así poder controlar los blowouts. Los manual chokes generalmente se mantienen como reserva, mientras que durante las operaciones de control de blowout se usan preferiblemente los automatic chokes, ya que proveen ciertamente una gran seguridad y funcionabilidad (pueden ser operados a control remoto). Están hechos de materiales altamente resistentes (carburo, tugsteno, acero, cerámica...) para resistir la abrasión creada por el paso de fluidos a alta velocidad y alta presión. La apertura puede ser regulada a través de un elemento de forma cónica (obturador o aguja) que encaja en el orificio (asiento) permitiendo regular el fluido. Una tuerca anillo graduada en 64avos de pulgada, colocada sobre la aguja, permite leer la medida de la apertura manual del choke. El punto cero de la tuerca anillo tiene que coincidir de antemano con la posición de cierre. Para prevenir daños, los chokes regulables no deberí an ser testeados como válvulas normales durante los tests.

Nota:

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La contrapresión es causada por pérdida de presión dentro del choke; estas pérdidas de presión, durante la circulación, crean el mismo efecto que el de la presión estática sin circulación.

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Choke CAMERON (Choke de perforación) Hay dos modelos de choke CAMERON: Choke automático: El choke puede ser operado manualmente a través de una rueda que controla directamente el ajuste de apertura. Choke manual: El choke cuenta con un panel de control que permite las operaciones de ajuste del choke a control remoto. Se opera hidráulicamente y su posición puede ser leí da en el indicador neumático suministrado. Nota:

SAIPEM adopta generalmente chokes automáticos CAMERON excepto algunos modelos SWACO.

Partes Cuerpo

Compuesto por dos conexiones bridadas con una junta a 90° para el paso del fluido.

Pistón hidráulico

Compuesto por un cilindro (cámara de apertura/cierre) y un pistón interno. Las conexiones hidráulicas están en las terminaciones del cilindro.


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Obturador

Activado por el pistón y asegurado en el vástago, cerca del asiento, permite ajustar el choke.

Asiento

Acomodado dentro del cuerpo, en la salida. Se instala el manguito gastado siguiendo la corriente.

Indicador de posición

Aparato neumático que actúa sobre el vástago; permite leer y visualizar la posición del obturador, en el panel de control.

Nota:

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Todos los componentes son para servicio de H2S y pueden soportar temperaturas que oscilen entre 30°C y 120°C; se pueden solicitar repuestos a alta temperatura. El asiento y el obturador son de carburo de tugsteno resistente a la erosión y tienen terminaciones con perfil simétrico intercambiables, lo que garantiza una mayor duración.

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Sello positivo Inicialmente, el choke CAMERON no permitía un sellado en condiciones estáticas ("sellado no positivo"), pero ha sido modificado para proveer un sellado total incluso en condiciones estáticas ("sello positivo"):

 se ha diseñado una extensión anular dentro del asiento; la parte delantera de esta extensión sostiene el obturador;

 las terminaciones del obturador han sido biseladas (45 grados) para obtener la misma inclinación de la extensión dentro del asiento.

El sellado total se garantiza, por lo tanto, mediante el sellado metalcontra-metal entre la extensión y la terminación del obturador.

Nota:

Si se instala una "sello no positivo" en el choke manifold, durante las operaciones de control de blowout hay que cerrar la válvula que está detrás de él para leer los valores de presión estabilizada. Después de las modificaciones descritas, el diámetro interno del asiento es 1/4" más pequeño: el extractor que hay que usar para sacarlo tiene que ser más pequeño que el usado para el modelo anterior.


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La válvula se opera hidráulicamente mediante una bomba hidráulica de 125 psi operada neumáticamente. El control hidráulico crea una fuerza de 47.400 Kg que puede controlar todos los valores de presión de trabajo para los que la válvula ha sido diseñada.La presión de trabajo oscila entre 5.000 y 20.000 psi y las medidas de la válvula son: - diámetro nominal 3 1/16" y 4 1/16" - diámetro interno del asiento (diámetro del orificio) = 1 3/4" para modelos "sello positivo" = 2" para modelos "sello no positivo" sobre pedido pueden suministrarse otras medidas.

Mantenimiento Reemplazo del obturador 1. Poner el choke en posición abierta. 2. Desatornillar y quitar el actuador hidráulico usando la llave prevista. 3. Desatornillar la tuerca aseguradora del obturador sobre el vástago en la terminación del obturador. 4. Extraer el obturador de su asiento, enganchándolo desde afuera con el extractor previsto. 5. Inspeccionar el obturador. Si la terminación está en malas condiciones, voltearlo (si la otra terminación está en buenas condiciones) o si no reemplazarlo.* 6. Volver a instalar el obturador. 7. Apretar la tuerca aseguradora. 8. Volver a instalar el actuador y apretar con la llave prevista.

No hay que quitar el choke del choke manifold para reemplazar los componentes: para llevar a cabo operaciones de reemplazo aislarlo cerrando las válvulas antes y después del choke mismo.

Nota (*):

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Las terminaciones biseladas del asiento y el obturador permiten que estos componentes sean utilizados por más tiempo, ya que pueden usarse las dos terminaciones.

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Reemplazo del asiento y del anillo gastado 1. Desatornillar y quitar el actuador hidráulico usando la llave prevista. 2. Insertar el extractor previsto en el asiento apoyándo el plato del extractor contra el cuerpo de la válvula.1 3. Conectar la bomba de 20.000 psi a la conexión hidráulica del extractor. 4. Presurizar hasta que el asiento salga. 5. Descargar presión y quitar el extractor. 6. Chequear las condiciones del manguito gastado, después del asiento y reemplazarlo si es necesario. 7. Inspeccionar el asiento. Si está en malas condiciones voltearlo (si la otra terminación está en buenas condiciones) o reemplazarlo. 8. Insertar el asiento en su puesto.2 9. Volver a instalar el actuador y apretarl usando la llave prevista.

Nota 1:

hay dos extractores: uno para el modelo de "sello positivo" y uno para el de "sello no positivo".

Nota 2:

poner el asiento en su lugar usando un martillo, insertando un material dúctil para evitar daños.

Cameron control panel El panel permite ajustar los chokes automáticos y regular la presión de control de blowout. Se instala en el piso del equipo y se conecta al choke a través de:  un circuito hidráulico que efectúa la apertura y el cierre del choke automático  un circuito neumático para ver la posición del choke El panel es completamente neumático (excepto el contador de strokes eléctrico) y su funcionamiento depende de la instalación del circuito de aire. Una bomba neumática abastece la presión hidráulica (300 psi) requerida para las operaciones de apertura y cierre del choke. Nota:

Si no hay aire disponible, la bomba puede ser operada manualmente a través de una palanca ubicada en el panel.


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Transmisor J2 Convierte la presión real del lodo en una señal neumática que oscila entre 0 y 30 psi, y que puede puede ser transmitida por líneas de baja presión a manómetros de lectura de presiones. Se excluyen así las líneas de alta presión y los valores de presión son transmitidos directamente al panel de indicadores de presión. Hay diferentes tipos de transmisor: se diferencian principalmente en los rangos de presión que tienen que transmitir. Para ser correctamente instalado el transmisor tiene que ser colocado verticalmente. El panel cuenta con los siguientes instrumentos: 1. Indicador de presión de los tubos 2. Indicador de presión del casing 3. Selector de chokes 4. Indicador de la posición del choke 5. Palanca de ajuste del choke 6. Indicador de la MAASP 7. Interrruptor de la unidad de seguridad 8. Contador de strokes de la bomba Nota:

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Los valores de la presión son tranmitidos al panel por los transmisores J2 que convierten los valores de alta presión en señales neumáticas de baja presión. Los indicadores de presión tienen una precisión de + o - 0.25%.

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1. Indicador de presión de los tubos

Indica el valor de la presión en el stand pipe a través de un transmisor ubicado en el manifold de la mesa del equipo.

2. Indicador de presión del casing

Indica los valores de la presión en el cùhoke através de un transmisor ubicado en el choke manifold.

3. Selector de chokes El panel está diseñado para el control remoto de dos chokes previamente seleccionados a través del selector mismo.

4. Indicador de la posición del choke

Indica la posición del pistón respecto al asiento.

5. Choke adjuster Es una palanca que activa el choke seleccionado. Se pueden seleccionar tres posiciones diferentes: apertura, cierre y sujeción. La selección de las posiciones de apertura y cierre causa un movimiento que abre o cierra el choke automático. Cuando se selecciona la posición de sujeción, el choke permanece en la posición actual.


103


6. Indicador de la MAASP

Este valor de presión, establecido por medio de un botón previsto, no afecta la apertura o cierre del choke hasta que la presión del choke no la alcanza. En ese momento, la unidad de seguridad abrirá lentamente el choke hasta que su presión se estabilice alrededor del valor definido (MAASP).

7. Interruptor de la unidad de seguridad Activa el dispositivo automático para mantener la presión del casing en el valor definido. La unidad resulta particularmente útil durante las operaciones iniciales de control de blowout, cuando hay que prevenir la fractura del zapato. Hay que desactivarlo una vez que el influjo haya penetrado en el zapato porque el valor de presión del casing puede llegar a ser más alta que el de la MAASP sin alterar el bajo valor de presión del zapato. 8. Contador de los strokes de la bomba Se compone de un indicador de strokes de la bomba y de un selector que define el número de golpe al que la alarma acústica debe activarse (zumbido). Incluye también:  push-button (alarma apagada) para desactivar la alarma acústica  interruptor (apagado P1-P3) para activar el contador de golpes y para seleccionar la bomba que hay que monitorear  push-button (reset) para poner en ceros el contador de golpes. El interruptor (prendido-apagado) tiene que estar en la posición "on" cuando el contador se está poniendo en ceros mediante el botón reset.

Nota:

104

Hay que establecer la velocidad de ajuste del choke durante la instalación para evitar el fenómeno de martilleo del agua en caso de cierres repentinos.

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4.7 EMPAQUES DE BRIDA Y ANILLO Brida Las conexiones entre los componentes del circuito de lodo de alta presión se llevan a cabo mediante bridas con empaques de anillo (o juntas de anillo). Generalmente se usan dos tipos de brida:

 B  BX

En los dos tipos se obtiene el sellado con empaques de anillo y se acoplan las bridas apretando un juego de tuercas. Para cada tipo hay un empaque de anillo apropiado de acuerdo con la siguiente tabla:

Nota:

Las bridas con terminaciones roscadas pueden llegar a 5.000 psi; por encima de este valor hay que ponerle bridas a las conexiones o sujetarlas con grampas.

Brida 6B El sellado se lleva acabo sólo a través del empaque de anillo (no entre las terminaciones de la brida). El apretar la tuerca causa una reacción en el empaque de anillo sin poner las superficies de la brida acoplada en contacto.


105


Brida 6BX El apretar la tuerca afecta la superficie de extensión de la brida. Por esta razón las bridas de conexión 6BX tienen que tener una superficie de extensión que permita el contacto y el sellado. El contacto entre las terminaciones de la brida previene que las vibraciones actúen en el empaque de anillo afectando el sellado, pero es más difícil perder las tuercas.

Los asientos de los empaques de anillo están diseñados sobre las terminaciones de la brida con un grado de acabado RMS (Raffined Measuring Surface) (Superficie de Medida Refinada) de: 32 RMS para el modelo 6B

63 RMS para el modelo 6BX

La inclinación del asiento es de 23 grados para los dos modelos. Pueden revestirse los asientos del ring gasket con materiales a prueba de corrosión. El diámetro interno de la brida es sumamente importante puesto que las herramientas podrían ser enviadas a travès de la brida. En la brida 6BX el diámetro interno coincide con el diámetro nominal de la brida.

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Tabla API RP 53

Nota:

El reglamento API aconseja que el diámetro interno mínimo coincida con el diámetro nominal de la válvula menos 1/32".

Empaques de anillo Los empaques de anillo están insertados en sus asientos sobre las superficies de las bridas que coinciden, para asegurar el sellado. Se comprimen con el ajuste de la tuerca de la brida hasta que se deforman creando un sellado de metal contra metal. Los empaques de anillo que generalmente se eligen son:  tipo R  tipo RX  tipo BX


107


Tipo R Los empaques de anillo tipo R tienen una sección oval u octagonal y se usan para bridas 6B con una presión de trabajo máxima de 5000psi. El sellado entre el anillo y el asiento se obtiene mediante compresión y empuje, con la consecuente deformación del anillo. Después de apretar, las terminaciones de la brida no están en contacto sino separadas por un espacio que depende de sus medidas. El tipo R no puede ser estimulado y padece una deformación permanente. Esto significa que si la presión interna de acoplamiento aumenta substancialmente, causa una disminución de la fuerza de las tuercas y por consiguiente una pérdida en el sellado. Shocks, vibraciones y cambios de temperatura pueden alterar la fuerza de compresión del anillo con consecuentes pérdidas.

Tipo RX Los empaques de anillo tipo RX tienen una sección octagonal asimétrica y se usan para bridas 6B con una presión máxima de trabajo de 5000 psi. Como el asiento RX es como el R, son intercambiables. Gracias a las medidas del anillo RX la presión interna contribuye al sellado del anillo. Está hecho de un material particular que permite una cierta deformación elástica de tal manera que su estimulación puede compensar:  ligeras variaciones de la posición de la brida  irregular ajuste de tuercas  cambios de temperatura Después de apretar, las terminaciones de la brida no están en contacto y el espacio entre ellas varia de acuerdo con el tipo de brida.

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Tipo BX Los empaques de anillo tipo BX tienen una sección octagonal simétrica y se usan para bridas 6BX con presión de trabajo de 5000 psi y mayores. Los empaques de anillo BX son anillos de sellado estimulados: la presión interna contribuye al sellado. Los tipos RX y BX tienen un pequeño orificio balanceador entre la tarte superior y la inferior, para balancear los dos valores de presión de sellado de las terminaciones de la brida. El reglamento API RP 53 aconseja que los empaques de anillo R, RX y BX no sean nunca reutilizados, pero en la práctica los de tipo R se usan más de una vez. Mantenimiento Las bridas representan una especie de interrupción en la estructura de la instalación y son en realidad puntos débiles donde pueden ocurrir las pérdidas; es por lo tanto sumamente importante atenerse a las recomendaciones dadas para las siguientes operaciones:  transporte y manipulación durante las operaciones de transporte y manipulación, hay que proteger las bridas con cubiertas apropiadas Nota:

El punto más delicado de la brida es el asiento del empaque de anillo; en caso de bridas 6BX, como el sellado es entre las terminaciones de la brida, también la superficie de contacto debería ser protegida adecuadamente.

 montaje - inspeccionar los asientos para detectar cualquier daño o muesca - limpiar los asientos y los empaques de anillo; no usar cepillos de acero para evitar muescas - lubricar con una capa delgada de aceite, no aplicar grasa en las superficies que hay que acoplar - juntar las superficies con el torque previsto.  Uso - chequear de vez en cuando el ajuste de las tuercas, especialmente si se están usando anillos de tipo R, ya que se pueden perder por vibraciones o cambios de temperatura - habría que tener siempre en stock apropiados repuestos de empaques de anillo para la brida instalada. Nota:

generalmente se recomienda que para mejorar el sellado de los empaques de anillo no se debería cubrirlos con teflón, caucho o cualquier otro material.


109

5. BOP STACK

111


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

5.1 CONFIGURACIONES DEL BOP STACK La selección de la configuración del BOP stack precisa lo siguiente:  definición del rating de la presión de trabajo  ubicación de los varios tipos de BOP  selección del tipo de conexión Depende también de la etapa operacional y de consideraciones acerca de los procedimientos operacionales, factores de seguridad y lo crítico del blowout. El rating de la presión de trabajo tiene que ser adecuada para controlar la presión máxima esperada durante la perforación, asumiendo que la formación del fluido sea gas. La ubicación de las partes depende de:  selección del BOP que hay que instalar  definición de la ubicación de los diferentes tipo de ram  ubicación de las drilling spools (si hay alguna). Pueden instalarse las conexiones de las kill y choke lines: 1. directamente en las salidas laterales del ram-BOP 2. por medio de un drilling spool. La solución 1 permite reducir el número de conexiones y la altura del stack, pero causa gran erosión dentro del BOP durante el control de blowout. La solución 2 concentra la erosión dentro del drilling spool, pero requiere más conexiones y un stack más grande. Además, el uso de drilling spools aumenta la distancia entre las rams del BOP facilitando las operaciones de stripping. Nota: Las conexiones laterales del casing spool no pueden usarse como choke o kill lines excepto en caso de emergencia.


113


En resumen, la configuración del BOP stack depende de:  el rating de presión de trabajo del BOP  el diámetro interno del BOP  tipo de BOP instalado y existencia de de drilling spools Puede representarse con un código definido de componentes. El reglamento API RP 53 hace una lista de los componentes leídos antes y los identifica con los siguientes códigos:

A=

R

BOP anular

=

single-ram BOP

Rd =

double-ram BOP

Rt =

triple-ram BOP

S

Drilling spool

=

M =

rating de presión de trabajo en miles psi

Ejemplo: Una configuración de BOP stack con: - un rating de presión de trabajo de 5.000 psi - un diámetro = 13 5/8" compuesto de: - un drilling spool - dos single-ram BOP - un BOP anular se representa así: 5M 13 5/8" - SRRA

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BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

Con referencia a los ratings de presión de trabajo, el reglamento API RP 53 clasifica los BOP stacks en: 2M 3M 5M 10M 15M Con base en esta clasificación, se indican el número de BOP que hay que usar y la configuración típica, sin especificar las posiciones del ram.  2M máximo 2 BOP incluidos: SA

SRR

 3M - 5M 3 BOP incluidos, un ram BOP y un BOP anular: SRRA

SRA

RSR

RSRA


115


 10M - 15M 4 BOP incluidos, 3 ram BOP y un BOP anular: RSRRA

Nota:

SRRRA

En las configuraciones 10M-15M el BOP anular puede tener una presión de trabajo menor que la del BOP anular estándard. El drilling spool (S) es opcional en todas las configuraciones.

La configuración completa del BOP stack incluye también la ubicación del ram, que se selecciona dependiendo de una variedad de evaluaciones y consideraciones. Las más importantes son: - riesgo de kick con o sin tubería dentro del pozo esto define el tipo de rams (blind o shear rams) que es más probable que vayan a ser usados e indica si los blind rams o los shear rams deberían ponerse arriba.

116


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

- circulación a través de las choke y kill lines

posibilidad de circular con el pozo cerrado para llevar a cabo el control de erupción. Para hacer esto posible, las lines deberían ser conectadas debajo del BOP cerrado.

- posibilidad de maniobra en stripping

en caso de stripping ram a ram hay que dejar un espacio adecuado entre los rams que se estén usando junto a líneas de presurización y de descarga de presión. Por lo tanto, no se puede llevar a cabo el stripping si se usa un BOP doble.


117


- posibilidad de llevar a cabo un hang-off

el procedimiento requiere que el drill string se apoye a los pipe rams y que los blind-shear rams estén cerrados. Por lo tanto, esto se puede realizar sólo si los blind-shear rams están arriba de los pipe rams a una distancia adecuada (no se puede realizar con un BOP doble).

- cierre del pozo durante el reemplazo de rams

posibilidad de cerrar el pozo durante el reemplazo de rams (p.e. antes de bajar un casing).

118


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

- reemplazo de emergencia de rams después de un cierre

posibilidad de reemplazar los BOP rams arriba del BOP que se está usando para cerrar el pozo. La intervención puede ser necesaria cuando los rams instalados necesitan ser reemplazados porque no cumplen con las condiciones operacionales o en caso de excesivo desgaste.

- reparación de drilling-spool

posibilidad de cerrar el pozo debajo de las salidas laterales para permitir reparar las líneas. Mientras más baja la posición del BOP mayor será la posibilidad de intervenir en los componentes del stack en caso de una pérdida. En las kill y choke lines hay generalmente una mayor posibilidad de intervenir.


119


- reducción de las conexiones del stack

posibilidad de dos o tres BOPs sencillos conectados directamente con un BOP doble o triple para reducir el número de conexiones y la altura del BOP stack

- uso de un drill string misto

el uso de un drill string misto requiere un par de pipe rams para cada diámetro que se esté usando (dejando aparte el uso de bore rams variables)

En los siguientes dos BOP stack se describen:  3M - 5M  10M - 15M teniendo en cuenta los puntos descritos antes. En el siguiente, no se está examinando el BOP anular, y se tratan los rams ciegos como blindshear rams y asumimos que los drilling spools han sido instalados pero no hay salidas laterales del BOP (Drilling spool). 120


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

stack BOP 3M - 5M (Anular-Blind-Drill. Spool-Pipe rams) Reducción de conexiones

Con tubería dentro del pozo:

Sin tubería dentro del pozo:

-Circulación a través de choke/kill lines

-Reparación del drilling spool

-Reemplazo de rams

-Stripping ram a ram

-Cierre del pozo durante el reemplazo de rams (reemplazo de pipe rams)

-Procedimiento hang-off (colgando y cortando)


121


Anular Blind Drill. Spool Pipe rams

Anular Blind Pipe rams Drill. Spool

Anular Pipe rams Blind Drill. Spool

Anular Pipe rams Drill. Spool Blind

NO

SI

SI

NO

- Circulación a través de choke/kill lines

NO

SI

SI

SI

- Reparación del drilling spool

SI

NO

NO

NO

- Reemplazo de rams

SI

SI

NO

NO

- Stripping ram a ram

SI1

NO

NO

NO

- Procedimiento hang-off (colgando y cortando)

SI

SI/NO2

NO

NO


SI

SI

SI

NO


NO

NO

NO

SI

- Cierre del pozo durante el reemplazo de rams (reemplazo de pipe rams)

NO

NO

SI

SI

- Reemplazo de rams

NO

NO

SI

SI

RESUMEN 3M - 5M

Reducción de conexiones



Nota 1:

El stripping es posible si se reemplazan los rams ciegos con pipe rams.

Nota 2:

Si se ha instalado un BOP doble el procedimiento de hang-off no es posible por falta de espacio.

122


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

Anular Blind Drill. Spool Pipe rams

Anular Blind Pipe rams Drill. Spool

Anular Pipe rams Blind Drill. Spool

Anular Pipe rams Drill. Spool Blind

SI

SI

SI

SI


SI

SI

SI

SI


SI

SI

NO

NO

- Reemplazo de rams

SI

SI

SI

SI

- Stripping ram a ram

SI

SI

NO/SI1

SI1

- Procedimiento hang-off (colgando y cortando)

SI

SI

SI

SI


SI

SI

SI

SI


NO

NO

NO

NO

- Cierre del pozo durante el reemplazo de rams (reemplazo de pipe rams)

SI

NO

NO

SI

- Reemplazo de rams

SI

NO

NO

SI

RESUMEN 10M - 15M

Reducción de conexiones



Nota 1: El stripping es posible si el BOP cuenta con conexiones laterales.


123


Consideraciones Configuración 2: Anular-Blind-Pipe rams-D:Spool

Esta configuración es particularmente apropiada en caso de un blowout con los tubos dentro del pozo

Configuración 3: Anular-Pipe rams-Blind-D:Spool

Esta configuración es particularmente apropiada en caso de un blowout sin los tubos dentro del pozo

Configuración 5: Anular-Pipe rams-Blind-D:Spool-Pipe rams

Esta permite cualquier operación de control de blowout que haya que llevar a cabo (en caso de BOP sencillo no se puede usar)

124


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

5.2 BOP TEST Todos los componentes del BOP stack deben ser periódicamente chequeados e inspeccionados para detectar cualquier pèrdida o mal funcionamiento. Hay que llevar a cabo, por lo tanto, tests periódicos incluyendo los siguientes:

a. test de funcionabilidad del BOP los procedimientos incluyen apertura y cierre del BOP para verificar la actual funcionabilidad del mecanismo.

b. test hidráulico esta prueba permite chequear el sellado hidráulico de todos los componentes del BOP stack que están sujetos a presión

Test de funcionabilidad del BOP El reglamento API RP 53 recomienda lo siguiente: - BOP anular; no hay que activarlos en todos los viajes sino en intervalos no mayores de siete días.

- con tubería dentro del pozo abrir y cerrar el BOP

- sin tubería dentro del pozo abrir y cerrar el BOP sin esperar el cierre completo del BOP.


125


- ram BOP; se recomienda un test de operación en todos los viajes, no más de una vez al día.

- con tubería dentro del pozo llevar a cabo el test durante el tripping con la broca en el zapato

Nota:

- sin tubería dentro del pozo no se deben testear los rams

ya que no se requiere el sellado durante los tests de operaciones, siendo la ayuda del test el chequear las operaciones, la disminución o estimación de la presión de trabajo debería ser aplicada para evitar daños en las unidades de empaque.

5.3 TEST DE LA PRESIÓN HIDRÁULICA Procedimiento del test El test requiere presurización de todo el circuito de alta presión para probar el sellado de todos los componentes del circuito.* Un test inicial de presión tiene que ser realizado en los BOPs que han sido instalados después del primer montaje (para ser hecho antes de perforar el tapón de concreto del casing). El test se llevará a cabo entonces en las siguientes situaciones:    

después del consecuente casing tubing antes de perforar una zona que se sabe tiene presiones anormales después de reemplazar uno de los componentes del BOP stack o del choke manifold en todo caso, no menos de una vez cada 21 días

Prácticamente, el choke manifold a veces es testeado separadamente para agilizar las operaciones.

Nota:

126

cuando se reemplaza un componente del choke manifold, hay que realizar el test sólo sobre ese componente.


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

Presión mínima El equipo debería ser testeado a por lo menos 70% de la presión de trabajo del BOP, pero limitada - al componente con la menor presión de trabajo estimada - al 70% de la mínima presión de rendimiento de la parte superior del casing string Las presiones testeadas no deben ser nunca inferiores a la presión de superficie esperada en caso de que ocurra un kick. Una excepción es el BOP anular que puede ser testeado a 50% de su presión de trabajo estimada para minimizar el uso del elemento pack-off.


127


Presurización El test debe ser realizado con agua y una bomba neumática auxiliar provee la presión necesaria que permite registrar las presiones requeridas. Un registrador previsto registra el test de presión. La bomba neumática de alta presión se caracteriza por un flowrate bajo. Por lo tanto, la presurización inicial comienza por medio de bombas de lodo, que permiten obtener la máxima presión de bomba permitida y luego sigue a través de la bomba auxiliar. La presurización, que es necesaria para realizar un test de presión, puede obtenerse también por medio de una unidad de cementación (si hay alguna). En caso de primera instalación empezar por aplicar un valor de presión menor que el valor máximo estimado; test a 200-300 psi para comprobar:  elasticidad del caucho  baja presión de sellado  algún liqueo principal Si no se detectan liqueos proceder a realizar el test de alta presión. En caso de liqueos, después de eliminarlos, presurizar de nuevo para resetear el valor del test de presión.

Nota:

no se recomienda saldar campos para eliminar pérdidas.

Los tests deben ser conducidos mínimo por 3 minutos, y generalmente se mantiene por 5 o 10 minutos. La prueba de presión es sobre la conducta de cada componente, mientras se mantienen las válvulas abiertas de arriba hacia abajo y de abajo hacia arriba.

128


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

La prueba de presión se debe hacer aplicando presión desde abajo hacia:

- kelly cocks inferiores y superiores

- interior del BOP

- válvulas de seguridad de reserva para los tubos que se estén usando

Antes de empezar el test

1. En caso de primera instalación, asegúrese de que las líneas operativas del acumulador estén correctamente instaladas


129


2. Circular con agua desde la kill line inferior para remover el lodo del circuito y de la cabeza del pozo.* - Circular una línea a la vez para asegurarse de que han sido realmente abiertas y de que se les ha limpiado del lodo - Durante la circulación abrir la válvula del casing spool para expulsar los residuos de lodo. 3. Usar un chorro de agua para lavar la cabeza del pozo y cualquier parte que haya que testear, para detectar mejor cualquier liqueo. 4. Vaciar y limpiar el sótano del BOP stack.

Nota (*):

llevar a cabo suficiente circulación para prevenir atrapar cualquier burbuja de aire en el circuito, que afecte el test.

Durante el test

1. Chequear el sellado de todas las parejas de bridas

130


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

2. Chequear el sellado secundario del ram BOP mirando por el orificio de asomo (o mirador) para detectar cualquier liqueo

3. Chequear la operatividad de las líneas para detectar goteos de aceite en el tanque acumulador (empaque inferior de goteo en el interior de la cámara de cierre del BOP anular)

4. Chequear todos los componentes del choke manifold (circuito de alta presión)

5. Chequear si hay goteo ya sea de agua que de lodo en la cabeza de los tubos (liqueo en el cup-tester)

6. Chequear cualquier flujo de agua o de lodo desde las salidas laterales del casing spool (liqueo en el plug-tester)

Atención: Durante los tests deberá permanecer el menor número posible de operadores cerca del equipo de presurización.


131


Procedimiento del test El test se realiza usando herramientas apropiadas que permitan la presurización del BOP stack: - cup tester - plug tester

Cup tester Se baja juntos con los tubos dentro del casing unos 6-10 metros por debajo de la base de la brida. Permite testear todo el BOP stack excepto los blind rams que tienen que ser testeados durante el test de presión del casing.

Para testear el sellado superior de la brida del casing procédase como sigue: - cerrar la válvula del casing spool para presurizar el BOP stack; - quitar el tapón y la válvula de chequeo de la brida del casing spool para detectar cualquier goteo; - eventualmente acordarse de volver a insertar sea el tapón que la válvula de chequeo.

Nota:

- Para empezar el test, cerrar antes las salidas laterales del casing spool - Para facilitar el descenso del tester, se pueden atornillar 2/3 de tubería en el fondo

Plug tester

Generalmente se introduce mientras los tubos están dentro del casing hasta que se apoya en el asiento dentro del casing spool.

132


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

El tubo que se usa para bajar el tester será recuperado cuando se testeen los blind rams. El plug tester permite probar los rams ciegos pero no las conexiones del casing.

Durante los tests del BOP se deben respetar adecuadas medidas para prevenir que se presurice accidentalmente el casing: - abrir la válvula del casing spool para prevenir que éste se presurice en caso de liqueos.

Test 200-300 psi 1. 2. 3. 4. 5.

Cerrar el BOP anular Presurizar el circuito hasta las válvulas hidráulicas Efectuar el test de presión del BOP anular Efectuar el test de presión del ram BOP Descargar la presión de la válvula hidráulica

Test de presión Presurizar el circuito y efectuar un test de presión en los siguientes componentes 1. Válvula de la flare line (34) 2. Válvulas del manifold corriente hacia abajo del choke: - válvulas 31, 32, 33 - válvulas 26, 28, 29, 30 3. Válvulas del manifold corriente hacia arriba del choke: - válvulas 20, 23, 25, 26 - válvula 24 4. Válvulas de la choke line (derecha) - válvulas 17, 18, 19 - válvulas 8, 12 - válvulas 7, 11


133


5. Ram BOP - pipe rams superiores - pipe rams inferiores 6. BOP anular Presurizar la línea de circulación de reversa (19) y realizar el test de presión en los siguientes componentes:

Válvulas de la kill line (izquierda) - válvulas 5,9 - válvulas 6,10

Al final del test a. descargar la presión de la válvula de la bomba auxiliar

b. reintegrar las válvulas manteniendo la correcta configuración del circuito

134


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

Equipo de testeo de la presión hidráulica Plug tester Está compuesto de un tapón con extremos roscados incomunicados cuyas medidas le permiten acomodarse dentro del casing spool, cuenta con sellos de presión con empaquetadura de anillo para asegurar el sellado. En el extremo inferior se instalan uno o más tubos para asegurar un adecuado tirón hacia abajo para facilitar el descenso. El tester se acomoda en su lugar por medio de uno o dos tubos que serán desatornillados después, cuando se testeen los rams ciegos, y será retirado después del test atornillándolo en los tubos y sacándolo. Antes de bajarlo asegurarse de que su forma y medida encaja en el asiento del casing spool Cuando se aplica la presión hay que abrir las salidas laterales del casing spool para evitar, en caso de liqueos, la presurización del pozo. Cup tester Se compone de: - dos elementos atornillados con un orificio y conexiones roscadas en sus extremidades para conectarlas a los tubos; - una unidad de empaque con forma de cono (cup), asegurada entre los dos elementos. La copa se compone de una parte de caucho con terminaciones de acero, disponible en diferentes tamaños para garantizar un sellado adecuado con un diámetro conveniente al interior del casing.


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El mandril se atornilla en al conexión con el elemento copa en medio, mientras que los drill pipes se atornillan en los extremos inferiores y superiores. Durante el test el tubo está sometido al jalón del cup-tester que se añade al empuje (debido a la presión). Este doble efecto involucra una disminución de la resistencia de los tubos a estirarse e impone una reducción de la presión del test. Si se inserta el cup-tester en la cabeza del drill string para definir la presión de empuje de los tubos, hay que considerar también la fuerza de tiro creada por el peso debajo de la sarta.

Nota 1:

por regla general se mantiene un juego de tubos, en buenas condiciones y maracados para la identificación, para usarlos sólo en los tests de presión con cup-tester.

Nota 2:

durante el test el elevador que sostiene el tubo testeado deberá permanecer en la mesa de rotación para reducir la fuerza de suspensión en todo el sistema y para facilitar el paso del tubo a través de las unidades de empaque del BOP.

Cálculo de la presión máxima. Para calcular el valor de la presión residual de aplastamiento (PRC) se puede aplicar la siguiente fórmula:

donde: PRC Pmáx.C PP ACT Ap dC

136

= = = = = =

presión residual de aplastamiento (con fuerza de tiro) presión máxima de aplastamiento (sin fuerza de tiro) resión de prueba área cup tester área del cuerpo del tubo clase premium unidad promedio de stress (esfuerzo)


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

Máxima presión de prueba

Nota:

Los valores de presión máxima y los correspondientes valores de fuerza de tiro se calculan sin ningún coeficiente de seguridad.


137


PLUG TESTER

CUP TESTER Ventajas

- Permite testear el sellado de los rams ciegos a la presión dada porque permite mantener el pozo libre de tubería - No involucra fuerza compuesta (tirón y presión externa) en el tubo.

- No implica riesgos de presurización del pozo porque en caso de que el elemento no selle, los tubos aseguran la salida del agua previniendo que se presurice la sección inferior del casing. Puede ser bajada más allá del casing spool permitiendo así: - testear la última sección del casing - el test de presión del casing spool hacia afuera

Desventajas - No puede ser bajado más allá del casing spool

- No permite testear los rams ciegos sin presurizar el pozo - Disminuye la resistencia de los tubos a limitar la fuerza de tiro

Prueba del sub del casing ram

Es una sección del casing del diámetro deseado, con los extremos superior e inferior roscados que hay que conectar a los tubos (superior) y al cup tester (inferior).

Se usa en el plug tester cuando se requiere la presurización del protector superior del ram.

Esta prueba se realiza generalmente a 500 - 1000 psi.

138


6. ACUMULADOR

139


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

GENERALIDADES Los acumuladores producen y almacenan energía hidráulica para usarla cuando hay que cerrar rápidamente el BOP por condiciones de emergencia. Cuenta con los controles necesarios para activar los BOPs y las válvulas hidráulicas durante la perforación y en caso de blowout. Se compone de:  un tanque que contiene fluido hidráulico (aceite) a presión atmosférica;  una o más unidades de bombeo de alta presión para presurizar fluido;  botellas precargadas de nitrógeno para almacenar fluido presurizado. El fluido de control de alta presión es conducido a un manifold y enviado hacia mecanismos de cierre a través de válvulas de control previstas.

Operaciones El funcionamiento del acumulador de presión se caracteriza por las siguientes fases: precarga:

se llenan las botellas del acumulador con nitrógeno a la presión de precarga estimada (1000 psi);

carga:

las bombas bombean el fluido de control desde el tanque, presurizado y enviado a la línea de carga de la botella. El proceso de carga termina tan pronto como la presión del acumulador alcanza el valor deseado. (Presión de carga 3000 psi);

descarga:

cuando se activan las válvulas de control, se envía el fluido de control presurizado almacenado en las botellas, a las líneas de trabajo para preparar los mecanismos conectados ya sea a la apertura que al cierre. Las operaciones de descarga causan una disminución en la presión del acumulador y se pueden activar las bombas si los valores de presión bajan más del límite definido;


141


control de la bomba:

adecuados interruptores automáticos de presión (hidro-eléctricos e hidroneumáticos) permiten controlar el funcionamiento de la bomba y activarla cuando la presión del acumulador disminuye por debajo del valor mínimo, o pararla cuando alcanza el valor máximo permitido (presión de carga);

regulación:

se puede regular la presión del fluido de control mediante válvulas adecuadas que permiten reducir la presión, y controlarla por medio de dos reguladores: - la válvula reguladora de presión del manifold controla la presión de apertura/cierre de las válvulas hidráulicas y del ram-BOP; - la válvula reguladora de presión del BOP anular controla la presión de apertura/cierre del BOP anular.

Nota:

Si la capacidad de descarga no es lo suficientemente alta, se debe insertar una botella de compensación en la línea de cierre del BOP. El regulador del BOP anular debe tener la capacidad para permitir, en caso de stripping, descargar la presión excedente durante el paso de tool-joint.

6.1 DIMENSIONES Se crean las dimensiones del acumulador según el volumen total de fluido requerido para llevar a cabo un número dado de operaciones de apertura-cierre (Capacidad volumétrica) y según el fluido de la botella que se puede usar realmente (Volumen del fluido que se puede usar). Hay que considerar los siguientes valores para las dimensiones del acumulador: presión de precarga: es la presión inicial con botellas llenas sólo de nitrógeno (1000 psi);

presión de trabajo:

142

es la presión final con botellas llenas de fluido de control (3000 psi);


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

presión mínima de trabajo: es el valor mínimo de presión que permite usar el acumulador (que está 200 psi por encima de la presión de precarga).

Volumen del fluido que se puede usar Se puede definir el fluido que se puede usar como el volumen de fluido que puede ser almacenado en las botellas entre la presión de trabajo y la presión mínima de trabajo. Capacidad volumétrica (Reglamento API RP 53) Todos los acumuladores de presión deben contar con el número de botellas necesario para proveer un volumen suficiente de fluido utilizable (con bombas no trabajando) para:  cerrar un BOP anular  cerrar un pipe ram BOP  abrir la válvula hidráulica de la choke line Reglamento API RP 16E El acumulador debe tener una capacidad volumétrica suficiente para reunir lo máximo de los siguientes requisitos (con bombas no trabajando):  cerrar todos los stack BOPs con una reserva del 50%;  después de cerrar todos los BOPs, la presión del fluido que queda tiene que ser mayor que la presión mínima de trabajo (calculado por la relación de cierre del BOP) requerida para cerrar cualquier ram BOP (excepto los shear rams). Crear las dimensiones de un acumulador de presión incluye la definición de un número suficiente de botellas, cuya unidad debe conocerse, para llevar a cabo un número dado de operaciones de apertura/cierre. Se pueden llevar a cabo los cálculos en tres pasos: 1. calcular el volumen de fluido utilizable para cada botella 2. determinar el volumen de fluido necesario para efectuar todas las operaciones requeridas 3. calcular el número de las botellas requeridas _________________________________________________________________________________________ Eni Corporate University

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1. Cálculo del volumen de fluido utilizable por botella Aplicando la ley de los gases en los siguientes casos: a. Presión precargada:

se calcula el factor constante

b. Presión de trabajo: después de cargar con fluido de control, calcular el volumen de gas reducido: Volumen de gas a presión de trabajo

c. Presión mínima de trabajo: una vez que la botella haya alcanzado la presión mínima de trabajo calcular: el volumen del gas a presión mínima de trabajo.

El volumen del fluido utilizable es dado por la diferencia entre los dos volúmenes de gas. Volumen del gas 1 - Volumen del gas 2 = Volumen del fluido utilizable 2. Cálculo del volumen necesario para efectuar las funciones requeridas El volumen total del fluido de control se calcula considerando las diferentes capacidades del BOP y de las válvulas hidráulicas, ya sea durante el cierre que la apertura, y multiplicando cada valor por el número de operaciones de apertura y cierre que hay que efectuar. Basándose en el volumen necesario para llevar a cabo operaciones, puede determinarse el volumen total de fluido que hay que almacenar como un función de un "factor de seguridad". Volumen total = Capacidad volumétrica x Factor de seguridad 3. Cálculo del número de botellas Basándose en el volumen de fluido utilizable por botella y del volumen total de fluido necesario, puede determinarse el número de botellas que hay que almacenar para tal volumen de fluido. Volumen total Número de botellas = Volumen de fluido utilizable

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Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Factor de capacidad Con base en el fluido utilizable, puede definirse un "factor de capacidad" de un acumulador: representa la fracción del volumen de botella que puede ser realmente usado. Volumen total de botella Factor de capacidad = Volumen de fluido utilizable La tabla muestra un ejemplo de "factor de capacidad" basado en una presión mínima de trabajo de 1200 psi.

Presión de trabajo (psi)

Presión de precarga (psi)

Volumen de fluido utilizable fracción de la capacidad total del tanque depósito

Factor de capacidad

1500

750

1/8

8

2000

1000

1/3

3

3000

1000

1/2

2

Por regla general, se puede determinar el volumen de fluido utilizable con la siguiente expresión:

Donde: Vu V PP PM PR

= = = = =

Volumen de fluido utilizable Volumen por cada botella Presión de precarga de nitrógeno Presión de trabajo Presión mínima de trabajo


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6.2 CARACTERISTICAS Y REQUISITOS Tiempo de respuesta El sistema de cierre tiene que ser capaz de cerrar cualquier tipo de BOP dentro de los siguientes lapsos de tiempo:  diámetros menores de 18 3/4" 30 segundos por ram BOP 30 segundos por BOP anular

 diámetros de 18 3/4" o más grandes 45 segundos por BOP anular

Reglamento API RP 16 E - Para diámetro BOP anular inferior a 18" ¾ menos de 30 seg.

- Para diámetro BOP anular mayor o igual a 18" ¾ menos de 45 seg.

Botellas del acumulador Las botellas tienen que trabajar a valores de presión menores del valor de la presión máxima de trabajo. Hay que leer la presión de precarga siempre que se empiece, se chequee o se regule una instalación, si es necesario. Para efectuar la presurización usar nitrógeno.

Nota: hay que usar un gas inerte como el nitrógeno porque cuando un gas contenido está en contacto con aceite puede producirse una mezcla explosiva.

Válvulas y manómetros de presión

Cuando se instalan botellas en más de un manifold, hay que instalar válvulas adecuadas para poder aislar cada manifold. La presión de trabajo de estas válvulas debe ser la misma que la del acumulador y debe ser mantenida abierta, excepto cuando el acumulador no esté trabajando. Un manómetro de presión para chequear la presión de precarga tiene que estar siempre disponible.

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Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Bombas del acumulador Cada acumulador tiene que contar con un número suficiente de bombas para llevar a cabo lo siguiente: 1. capacidad de la bomba Cuando se excluyen las botellas, las bombas deben permitir, dentro de un tiempo máximo de dos minutos: - cerrar el BOP anular - cerrar una pipe ram BOP con el mismo diámetro de los tubos que se están usando - abrir la válvula hidráulica en la choke line - subir la presión del manifold a un valor que iguale la presión de precarga más 200 psi (véase el test de capacidad de la bomba). 2. tiempo de carga El uso de todas las bombas debe permitir cargar el acumulador desde un valor de presión de precarga hasta el valor de presión máxima de trabajo dentro de un tiempo máximo de 15 minutos. 3. presión de trabajo Las bombas instaladas tienen que mantener una presión de trabajo igual a la presión de trabajo del acumulador (3000 psi). 4. requisito de poder La fuerza necesaria para permitir que las bombas funcionen tiene que ser siempre disponible para permitirles empezar automáticamente siempre que la presión disminuya por debajo del 90% de la presión de trabajo (2700 psi para valores de presión de trabajo de 3000 psi). Por razones de seguridad, hay que tener a disposición dos o tres fuentes de alimentación independientes para cada acumulador, cada una de ellas debe reunir los requisitos descritos antes (punto 1) para permitir la operación de la bomba. Se recomienda una fuente de doble alimentación combinando alimentación eléctrica y aire comprimido.

Nota:

Las bombas deben parar automáticamente cuando se alcanza el valor de presión de trabajo, o un valor de 100 psi por debajo. El doble sistema de fuentes de potencia no es necesario en pozos superficiales donde el zapato del casing está a una profundidad menor de 160 m. y donde la presión máxima prevista en superficie no supera los 200 psi.


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Conexiones de válvulas y otras partes a. tres manómetro de presión de alta precisión: para leer la presión del acumulador, la presión del manifold y la presión del BOP anular; b. válvula reguladora de presión:

para controlar el valor de presión del BOP anular;*

c. válvula by-pass:

que permite, cuando se requiere, enviar toda la presión del acumulador sobre el manifold;

d. válvula de chequeo:

para separar las dos bombas, las botellas y la válvula reguladora de presión del BOP, del manifold;

e. válvulas de apertura total:

en la línea de cierre y en las aperturas anulares;*

f. válvulas de apertura total:

instaladas en el manifold y equipadas con una junta que permita una conexión rápida con otra bomba.

Nota b:

El regulador tiene que ser controlado con un control remoto y debe ser capaz de responder a los cambios de presión con la suficiente sensibilidad como para mantener el valor de presión dentro de una variación de 150 psi, del valor seleccionado.

Nota e:

Hay que instalar las válvulas de apertura total inmediatamente adyacentes al BOP anular y hay que mantenerlas en la posición de apertura. Serán cerradas cuando se testeen las líneas a valores de temperatura por encima de 1500 psi.

Válvulas de cierre Sobre las válvulas de cierre ("válvulas de 4 vías") tiene que ser claramente indicado lo siguiente: - BOP controlado o choke line - posición de la válvula (abierta, neutral, cerrada) Durante las operaciones de perforación las válvulas tienen que estar siempre en las siguientes posiciones: - válvulas del BOP en posición abierta (no en posición neutra) - válvulas hidráulicas de la choke line in posición cerrada.

La válvula que controla el cierre de los rams ciegos tiene que contar con una cubierta para prevenir un cierre no intencional del ram.

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Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Tanque de control de fluido 1. Fluido hidráulico:

hay que usar un fluido hidráulico adecuado en el acumulador (aceite hidráulico o agua con lubricante).

No se recomienda diesel, aceite de motor, kerosene o cualquier otro fluido parecido porque pueden dañar los sellos de caucho. Si el fluido contiene un poco de agua, o si la temperatura puede bajar de cero, hay que añadir una adecuada cantidad de glicol. 2. Capacidad del tanque:

cada acumulador tiene que tener un tanque cuya capacidad debe ser por lo menos el doble del volumen del fluido utilizable.

Líneas de trabajo Todas las válvulas y las partes conectoras instaladas entre el acumulador y el BOP stack tienen que tener una presión de trabajo de 3000 psi para todos los BOP stacks con presión de trabajo de 3000 psi. Todas las líneas entre el BOP stack y el acumulador tienen que ser construidas en acero o en tubo flexible a prueba de fuego. Posición de instalación del acumulador Hay que colocar la bomba principal del acumulador en un lugar seguro y el acceso debe ser fácil en caso de emergencia. Además, tiene que ser instalada al nivel apropiado para evitar regreso de flujos o drenaje de las líneas del tanque. Paneles de control remoto Hay que instalar el control remoto de tal manera que todos los BOPs y todas las válvulas hidráulicas puedan ser operadas así. Hay que colocar un panel de control remoto de tal manera que sea fácilmente accesible y hay que poner otro a una distancia de seguridad del piso del equipo (por ejemplo en la oficina del superintendente). El sistema de control remoto de las válvulas puede ser:    

neumático hidráulico eléctrico-neumático eléctrico-hidráulico Nota:

Sistema neumático: el lapso de tiempo entre las instrucciones dadas en el panel y la actuación de la válvula de control en el acumulador depende linearmente de la longitud de las líneas flexibles. Por esta razón no se recomienda cuando las líneas flexibles son largas más de 45 metros.


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6.3 TEST Hay que someter siempre el acumulador a los siguientes tests cuando empieza un pozo: a. test de presión de precarga

b. test de tiempo de cierre

c. test de la capacidad de la bomba para asegurarse de que el valor para chequear el tiempo de para chequear, sólo por medio de la presión de precarga de cierre del BOP y el tiempo de de bombas hidráulicas, el nitrógeno de la botella sea apertura de la válvula de la tiempo de cierre del BOP y el correcto choke line. tiempo de apertura de la válvula de la choke line.

Operaciones de test: antes de conectar la unidad al antes de llevar a cabo el test de antes de llevar a cabo el test de BOP. presión del BOP. presión del BOP. Puede llevarse a cabo el test ya sea antes o después del test del tiempo de cierre del acumulador.

a. Test de presión de precarga Hay que llevar a cabo el test como sigue:

1. abrir las válvulas ubicadas debajo de cada fila de botellas y descargar el fuido de control dentro del tanque acumulador

2. por medio de un manómetro de presión de alta precisión conectado a la conexión de precarga leer el valor de presión del nitrógeno de cada botella: ajustar el valor de la presión si es necesario.

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Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

b. Test del tiempo de cierre 1. colocar un tubo en el BOP; 2. aislar las bombas del acumulador; 3. registrar la presión inicial del acumulador y establecer la presión de trabajo del BOP anular a 1500 psi; 4. activar las válvulas de "4 vías" simultáneamente para: - cerrar en BOP anula; - cerrar el ram BOP con el mismo diámetro de la tubería dentro del pozo; - abrir la válvula hidráulica en la choke line; 5. registrar el tiempo requerido para realizar las operaciones anteriores y asegurarse de que el valor final de presión del acumulador no es inferior al valor de precarga más 200 psi; 6. abrir el BOP (anular y ram BOP) y cerrar la válvula hidráulica en la choke line. Reintegrar el valor de presión del acumulador previamente definida.

c. Test de capacidad de la bomba 1. pasar una junta de tubo perforador dentro del BOP stack;1 2. aislar el acumulador de las botellas de reserva cerrando las válvulas requeridas; 3. activar las válvulas de "4 vías" simultáneamente para:2 - cerrar el BOP anular - abrir la válvula hidráulica de la choke line 4. chequear el tiempo requerido para realizar las operaciones y alcanzar el valor de presión final igual a la presión de precarga más 200 psi. Bombear el volumen de fluido necesario para llevar a cabo dichas operaciones no debe tomar más de dos minutos; 5. abrir el BOP anular, cerrar la válvula hidráulica, abrir la válvula de interdicción de la botella y cargar el acumulador a su presión de trabajo. Nota 1:

Antes de empezar el test de la bomba, asegurarse de que el tanque no contenga deshechos o lodo de perforación y que el fluido sea el adecuado.

Nota 2:

Si se está usando un sistema de doble bomba de fuerza, las dos deben ser testeadas separadamente. Si las bombas son potenciadas con aire hay que aislarlas de la instalación del sistema de aire. Para activar las bombas durante el test usar el tanque adicional o las botellas de nitrógeno.


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6.4 ACUMULADOR KOOMEY Aquí hay una lista de los principales componentes del acumulador KOOMEY:

Tanque de fluido

Contiene el de control de reserva (no presurizado) que se usa sea para cargar las botellas o para efectuar la apertura y el cierre. El circuito hidráulico para las operaciones del BOP es un circuito cerrado dentro del cual todo el fluido regresa al tanque. La capacidad del tanque asegura que el volumen del fluido almacenado es suficiente para compensar cualquier liqueo a lo largo de las líneas.

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Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Botellas acumuladoras Las botellas de acumulación están agrupadas en bancos y conectadas a las bombas y al manifold a través de las líneas de alta presión. Las válvulas manuales usadas para aislar las botellas se instalan sobre las líneas: - válvulas para excluir los manifolds sencillos en caso de fallas o servicio - válvulas para aislar completamente las botellas acumuladoras durante los tests Hay que mantener estas válvulas en posición abierta durante el funcionamiento normal del acumulador. - válvula de seguridad para descargar cualquier anormal alta presión.

Las botellas acumuladoras se caracterizan por una presión máxima de trabajo de 3000 psi, que es inferior de la presión máxima de las bombas. Para protegerlas se instala en la línea una válvula de seguridad. Las botellas se precargan con nitrógeno a 1000 psi + o - 10%. El elemento de separación de las botellas puede caracterizarse por: - una membrana - un flotador Nota:

SAIPEM generalmente utiliza botellas con separador de membrana con una capacidad de 10 galones.


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Unidad bomba de aire Se compone de bombas hidráulicas alimentadas con aire con una presión aproximada de 125 psi. La unidad puede crear, para el fluido de control, una presión de 3000 psi. Los mandos de arranque y pare de la bomba son dados automáticamente por medio de un interruptor de presión hidro-neumático, que cuenta con dos valores de presión: mínimo y máximo. Cada bomba está conectada al tanque por su propia línea de succión equipada con filtros y válvulas manuales que generalmente se mantienen abiertas. Las bombas están conectadas al manifold y a las botellas mediante líneas de descarga con una válvula de chequeo cada una. Las operaciones manuales de la bomba pueden ser llevadas a cabo abriendo la válvula by-pass (3) excluyendo así la limitación del interruptor de presión. Hay que mantener la válvula by-pass cerrada durante las operaciones estándard, pero hay que abrirla siempre que se requieran valores de presión por encima de 3000 psi. En tal caso es necesario: 1. cerrar la válvula para aislar la bomba eléctrica 2. abrir la válvula by-pass del manifold (posición de alta presión) 3. abrir la válvula by-pass para excluir el interruptor de presión (4) y para activar las bombas de aire. Unidad bomba eléctrica Es una bomba hidráulica de alta presión controlada por un motor eléctrico a través de una cadena de transmisión. La bomba está compuesta por tres pistones de compresión (bombas triples) que producen un rate de fluido constante, sin considerar la presión operativa. La bomba está conectada a: - el tanque a través de una línea de succión que cuenta con un filtro y con una válvula manual que se mantiene en posición abierta durante las operaciones estándard; - el manifold a través de una línea de descarga que cuenta con una válvula de chequeo. Un interruptor eléctrico con tres posiciones (encendido, apagado, automático) controla el arranque y la parada del motor. Nota:

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Con el interruptor en posición "automático" se activa el interruptor de presión para parar los motores tan pronto como se obtenga la presión máxima y para volverlos a arrancar de nuevo tan pronto como la presión baje al valor mínimo.


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Manifold El manifold se usa para distribuir el fluido de control presurizado a las válvulas de 4 vías y se conecta a la línea de alimentación que viene de las botellas y de las bombas. Las válvulas de 4 vías utilizadas para operar el BOP y las válvulas hidráulicas están directamente conectadas al manifold. Para permitir operaciones en cualquier tipo de BOP y de válvula hidráulica, el manifold cuenta con dos reguladores para reducir la presión del acumulaor de 3000 psi a un valor máximo de 1500 psi (las presiones por encima de 1500 psi no se pueden regular):  válvula reguladora de presión del manifold  válvula reguladora de presión del BOP anular Válvula reguladora de presión del manifold Controla la presión para operar con los rams BOP y las válvulas hidráulicas. La regulación se lleva a cabo manualmente operando directamente sobre la válvula: la rotación hacia la derecha aumenta la presión, la rotación hacia la izquierda la disminuye. El valor de presión regulado se puede leer en el manómetro de presión del manifold.

La válvula by-pass permite que la válvula reguladora de presión se excluya, aplicando así toda la presión del acumulador al manifold (3000 psi).


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Válvula reguladora de presión del BOP anular

La válvula reguladora de presión del BOP anular es controlada neumáticamente permitiendo así una regulación con control remoto.

En este caso, escogiendo la posición del selector es posible regular la presión ya sea desde el panel de control remoto, que operando directamente en la unidad.

Se puede leer el valor de la presión regulada en el manómetro de presión del manifold.

Válvula de chequeo de "4 vías" Las válvulas de chequeo de 4 vías permiten distribuir el fluido del manifold a las líneas hidráulicas de trabajo para efectuar la apertura y el cierre. Tres posiciones de la válvula son posibles: abierta, neutral, cerrada. Cuentan con una palanca para permitir operaciones manuales y con un actuador neumático para el control remoto. Generalmente, se cuenta con una protección en la palanca que controla el cierre del blind-shear ram para prevenir operaciones no intencionales. Hay dos tipos de válvulas de 4 vías: Selector Manipulador (usado en instalaciones terrestres) (usado en instalaciones semi-submarinas) cuando está en posición neutral, cuando está en posición neutral, se mantienen cerradas se mantienen las líneas las líneas de trabajo de trabajo en forma de descarga

Atención: nunca hay que mantener la válvula en la posición central (neutral).

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Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Transmisores de presión Estos transmisores convierten las siguientes presiones en mandos neumáticos de baja presión (3-19 psi):  presión del acumulador  presión del manifold  presión del BOP anular Las señales obtenidas son enviadas a los correspondientes manómetros en el panel de control remoto. Hay que volver a calibrar periódicamente los transmisores neumáticos mediante las respectivas válvulas de regulación de aire.

Sistema de alarma Los acumuladores de presión pueden contar con un dispositivo de alarma acústica o visual (luces de flash) para comunicar anomalías de la unidad o mal funcionamiento como:

 baja presión del acumulador  baja presión del manifold  baja presión del aire  bajo nivel de aceite en el tanque


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Lista de componentes

1. Entrada de aire de la instlación 2. Lubricante de aire Ubicado en la línea de entrada de la bomba de aire. 3. Válvula by-pass Permite excluir el interruptor de presión (4) activando directamente las bombas de aire. Generalmente hay que mantener la válvula cerrada y hay que abrirla sólo cuando se requiera una presión por encima de 3000 psi. 4. Interruptor de presión de las bombas de aire Controla el arranque y la parada de las bombas de aire. Se regula en el valor máximo de presión al que las bombas tienen que parar, y el valor mínimo al que deben reactivarse, determinado por el resorte calibrador (generalmente 300 psi por debajo del valor máximo).

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5. Válvulas de alimentación de las bombas de aire Se operan manualmente y controlan la apertura y el cierre de la toma de aire de las bombas. 6. Bombas de aire Bombas para la compresión del fluido de control generalmente operadas con un valor de presión de 125 psi. 7. Válvula de cierre de la línea de succión Puede ser operada manualmente y hay que mantenerla generalmente en posición abierta. Hay una válvula en cada línea de succión de la bombas de aire. 8. Colador de succión Hay uno en cada línea de succión de las bombas de aire. 9. Válvula de chequeo Una en cada línea de succión de las bombas de aire.


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

10. Bomba eléctrica Bomba triple alimentada por un motor eléctrico. 11. Interruptor de presión de la bomba eléctrica Controla el motor de las bombas eléctricas. Se regula en el valor de presión de arranque de las bombas (presión mínima) y en el valor de presión de parada de las bombas (presión máxima). 12. Arranque del motor eléctrico Controla el arranque del motor eléctrico de la bomba triple. Puede ser operado:  manualmente por medio de un interruptor de encendido/apagado;  automáticamente, los mandos de arranque y pare del motor son dados por el interruptor de presión (11). 13. Válvula de cierre de la línea de succión Es una válvula operada manualmente ubicada en la línea de succión de la bomba eléctrica. Se mantiene generalmente abierta. 14. Colador de succión Ubicado en la línea de succión de la bomba eléctrica. 15. Válvula de chequeo Ubicada en la línea de descarga de la bomba eléctrica. 16. Válvula de exclusión del acumulador Válvula manual usada para aislar las botellas del acumulador, de la unidad. Se mantiene en posición abierta durante las operaciones estándard, y se mantiene cerrada durante los tests del acumulador o el transporte, o siempre que se apliquen presiones por encima de 3000 psi. 17. Botellas Precargadas con nitrógeno, permiten almacenar el fluido hidráulico a presión de trabajo.

18. Válvula de seguridad del acumulador Válvula de protección de botella regulado para descargar en caso de que el valor de presión de la línea exceda la presión máxima permitida. Generalmente se pone en 3500 psi. 19. Filtros del fluido (alta presión) Ubicados en la línea de entrada de las válvulas reguladoras de presión. 20. Regulador-reductor de presión manual (manifold) Es una válvula usada para reducir y regular la presión, se regula manualmente y se pone en el valor de presión requerido mediante el ram BOP que se esté usando (1500 psi). 21. Manifold Línea de alta presión para la distribución del fluido de control (a 1500 psi) a las válvulas de 4 vías que controlan el BOP y las válvulas hidráulicas. 22. Válvulas de 4 vías Para controlar el BOP y las válvulas hidráulicas. Son operadas manualmente a través de palancas previstas o a través de un actuador de control remoto neumático. Hay que mantenerlas ya sea en posición abierta que cerrada pero nunca en la neutral (centro). 23. Válvula by-pass Por medio de esta válvula se puede enviar al manifold (21) ya sea la presión del acumulador (posición abierta) que la presión regulada (posición cerrada). Cuenta con una palanca manual y con una actuador neumático de control remoto neumático. Hay que tenerla en posición cerrada excepto cuando se requiera 3000 psi para el BOP o cuando se estén cerrando los blind-shear rams para cortar los tubos. 24. Válvula de seguridad del manifold Válvula de apertura automática para proteger de altas presiones anormales, regulada para descargar a 5500 psi.


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25. Válvula de descarga del manifold Operada manualmente permite descargar la presión. Esta válvula generalmente se mantiene cerrada y hay que abrirla durante la operación de precarga de las botellas del acumulador. 26. Panel de selección de unidad Válvula manual de 3 vías; se usa para aplicar la presión de aire controlado a la válvula reductora/reguladora de presión del BOP anular ya sea desde el panel de control remoto que de la unidad. Es posible seleccionar de dor maneras: - unidad: se puede efectuar la regulación sólo en el acumulador - control remoto: se puede efectuar la regulación sólo en el panel de control remoto. 27. Válvula neumática reductora/reguladora de presión (BOP anular) Válvula reguladora neumática usada para reducir la presión del acumulador al valor requerido para llevar a cabo las operaciones del BOP anular. Este valor puede variar en caso de operaciones de stripping. 28. Manómetro de presión del acumulador (generalmente 3000 psi). 29. Manómetro de presión del manifold (generalmente 1500 psi). 30. Manómetro de presión del BOP anular (generalmente de 700 a 1500 psi). 31. Transmisor neumático de presión del acumulador Transmite la presión de trabajo del acumulador al panel de control remoto. 32. Transmisor neumático de presión del manifold Transmite la presión del manifold al panel de control remoto.

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33. Transmisor neumático de presión del BOP anular Tranmite la presión de cierre del BOP anular al panel de control remoto. 34. Filtro de aire ubicado en la línea de alimentación de aire del transmisor neumático (31,32,33). 35. Regulador de aire para la válvula KOOMEY es alimentado con aire y reduce la presión del aire ya sea de la válvula KOOMEY que del regulador del panel. 36, 37, 38. Reguladores de aire Reguladores de presión de aire de los transmisores neumáticos: 36. transmisor neumático de presión del BOP anular (33). 37. transmisor neumático de presión del acumulador (31). 38. transmisor neumático de presión del manifold (32). Los reguladores de aire para los transmisores neumáticos se ponen generalmente a 15 psi. La presión del aire puede ser aumentada o disminuida para calibrar el indicador del panel con el indicador de presión hidráulica de la unidad. 39. Caja de unión de las líneas neumáticas Todas las líneas de aire de la unidad se conducen a esta caja para conectarlas con las líneas que vienen del panel de control remoto. 40. Apertura del tanque Hay que usarla para la toma del fluido hidráulico (aceite). 41. Lado de apertura para la inspección


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Configuración Operacional de SAIPEM Posición de interruptores y válvulas Para obtener el funcionamiento estándard del acumulador, hay que colocar las válvulas y los interruptores como sigue:


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Las operaciones normales mantienen la siguiente configuración del acumulador:

Funcionamiento de las bombas

Dependiendo de tales valores las operaciones de las bombas serán como sigue:

Modificaciones SAIPEM SAIPEM ha llevado a cabo las siguientes modificaciones para obtener un mejor rendimiento del acumulador y más seguridad. La tabla siguiente muestra las principales modificaciones junto con el tipo de señales (acústicas, visuales,...) y sus posiciones.

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Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Panel de control remoto Las funciones hidráulicas del acumulador se pueden seleccionar por medio de paneles de control remoto. Generalmente se instalan dos paneles:  panel del piso del equipo  panel auxiliar Los paneles de control son alimentados sólo con aire y permiten controlar las principales funciones del acumulador (apertura/cierre del BOP, válvulas hidráulicas y válvulas by-pass, regulación de la presión del BOP anular). Los manómetros de presión usados para leer los valores de presión del acumulador y el manómetro de presión del BOP anular también se insatalen en el panel de control.

Esquema de conexión


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Panel del piso del equipo Partes: Válvula de aire principal Controla la entrada de aire del circuito neumático del panel para llevar las señales neumáticas al acumulador. Antes de realizar cualquier función desde el panel de control asegurarse de que el circuito neumático esté en "encendido" ("on"); Palanca del BOP anular (apertura-cierre anular) Es una palanca que opera la válvula de 4 vías del BOP anular por medio de una señal neumática permitiendo la apertura y el cierre del BOP. Válvula reguladora de presión del BOP anular Este botón permite regular directamente la presión del BOP anular desde el panel de control. Si el panel cuenta con un selector, para efectuar dicha regulación asegurarse de que el selector del acumulador (26) esté en la posición "remoto" Palanca de pipe-rams BOP (apertura-cierre pipe rams) Es una palanca que opera la válvula de 4 vías de los pipe-rams (y los shear rams) BOP permitiendo la apertura y el cierre del BOP. La correspondencia entre el tipo de rams y la palanca de control se decide según su posición vertical. Las luces de advertencia de la línea de presurización están al lado de la palanca. Palanca de blind-shear-rams BOP (apertura-cierre rams ciegos) Es una palanca que opera la válvula de 4 vías de los blind-shear-rams BOP permitiendo la apertura y el cierre del BOP. Palanca de la choke line (apertura-cierre choke line) Opera la válvula de 4 vías para controlar la apertura y el cierre de la válvula hidráulica de la choke line. Palanca de la kill line (apertura-cierre kill line) Opera la válvula de 4 vías para controlar la apertura y el cierre de la válvula hidráulica de la kill line.

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Palanca del by-pass (by-pass de baja y alta presión) opera la válvula by-pass del manifold para obtener las siguientes presiones de cierre del ram BOP: - posición baja; presión regulada - posición alta; presión del acumulador Luces de advertencia al lado de las palancas que operan los BOP y las válvulas hidráulicas se instalan dos luces de advertencia para indicar que la presurización de las líneas de trabajo se ha efectuado: - luz roja; línea de cierre - luz verde; línea de apertura Manómetros de presión se cuenta con los siguientes manómetros en el panel de control: - presión del manifold - presión del acumulador - presión del BOP anular - presión del aire Nota:

se cuenta con un botón para controlar la alimentación de aire para el cierre del blind-shearram BOP y para evitar operaciones no intencionales en los blind/shear rams.


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Paneles de control auxiliar Aunque generalmente permiten llevar a cabo las funciones más importantes, no cuentan con todos los mecanismos reguladores y manómetros de presión. En particular no cuentan con los siguientes instrumentos:

 válvula reguladora de presión del BOP anular

 actuación del by-pass

 manómetros de presión para el acumulador, el manifold y el BOP anular

Nota:

se cuenta con un botón para controlar la alimentación de aire para el cierre del blind-shear-ram BOP y para evitar operaciones no intencionales en los blind/shear rams.


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6.5 FALLAS Y MAL FUNCIONAMIENTO El funcionamiento del acumulador puede ser chequeado por medio de un grupo de indicadores que permite detectar anomalías o fallas. Una interpretación correcta de tales indicadores permite detectar rápidamente las causas del mal funcionamiento y permite localizar sin demora la falla. Los indicadores más importantes que hay que tener en cuenta son los siguientes:  luces de advertencia para la presión en las líneas de apertura/cierre  manómetros de presión del acumulador (manifold, BOP anular, acumulador)  manómetros de presión del aire Cuando el acumulador está trabajando correctamente se deben presentar las siguientes situaciones: a. no apertura/cierre los manómetros de presión permanecen estables en sus respectivos valores b. operación de apertura/cierre Operación de arranque (comienzo): - variación de la presión del aire - disminución de presión (BOP anular o manifold)1 - la luz de adevertencia de la presión de la línea está encendida Realizando la operación: - la presión del acumulador disminuye2 Final de la operación: - el valor de la presión inicial se reintegra (BOP anular o manifold)3 - si la presión ha disminuido por debajo del valor de presión mínima de recarga del acumulador Nota 1:

disminución de presión - con BOP anular: - con ram BOP o válvula hidráulica:

disminución de la presión del acumulador - con BOP anular: - con ram BOP o válvula hidráulica: Nota 3: reintegro de presión - con BOP anular: - con ram BOP o válvula hidráulica:

la presión del BOP anular disminuye la presión del manifold disminuye

Nota 2:

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disminución sustancial disminución menor se reintegra la presión del BOP anular se reintegra la presión del manifold


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Tabla de resumen FUNCIONAMIENTO CORRECTO

BOP ANULAR Ninguna operación

Cierre

Apertura

RAM BOP - Válvula hidráulica Ninguna operación

Cierre

Apertura


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Un comportamiento desigual de los indicadores mencionados implica la presencia de fallas o mal funcionamiento, siendo los más comunes: - liqueo de la línea hidráulica - falla en la válvula reguladora de presión del manifold - falla en la válvula reguladora de presión del BOP anular - interrupción en el circuito neumático - la bombilla de advertencia no funciona - obstrucción en la línea de apertura/cierre - no se ha activado la válvula de 4 vías - no se ha calibrado el interruptor de presión - las bombas no están funcionando

Las razones más frecuentes de mal funcionamiento relacionadas con el comportamiento de los indicadores aparecen en la lista de la siguiente tabla:

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Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

6.6 MANTENIMIENTO El acumulador tiene una gran importancia ya que concierne el funcionamiento de toda la instalación y la seguridad. Por lo tanto, es sumamente importante realizar un servicio adecuado para asegurar el correcto funcionamiento y completa eficiencia. Las operaciones de servicio recomendadas por el fabricante incluyen los siguientes componentes: Botellas del acumulador Cada 30 días y siempre que se empieza un pozo: chequeo de precarga Realiza las operaciones requeridas en un banco a la vez, cerrando la válvula correspondiente para aislarlo del acumulador. 1. chequear la presión de precarga de nitrógeno en cada botella. La presión de precarga para sistemas con 3000 psi deben ser generalmente + o - 10%. Usese sólo nitrógeno; 2. aplicar una gota de aceite en la válvula para comprobar cualquier liqueo de nitrógeno; 3. aplicar un poco de grasa en las secciones roscadas que cubren la botella.

Nota:

Si se necesita transportar el acumulador de una estación a otra, se recomienda descargar la presión de las botellas por razones de seguridad.

Chequeo de presión de precarga 1. si esto se debe hacer durante las operaciones del pozo, cerrar la válvula correspondiente para aislar el banco de la botella que debe mantenerse bajo presión; 2. usar la válvula de descarga para descargar la presión;

3. quitar la válvula de protección en el tope de la botella;

4. por medio de una llave T, atornillar el equipo de chequeo de presión (para los acumuladores de serie "S");


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5. Chequear el valor de presión: - si está por encima del valor seleccionado (1000 psi): descargar - si está por debajo del valor seleccionado, conectar el equipo de precarga y presurizar la botella.

Nota:

el valor de presión de precarga puede aumentar o disminuir por las variaciones de temperatura debidas a las condiciones metereológicas o a fallas o mal funcionamiento.

Filtros y coladores Cada dos semanas: 1. limpiar los filtros hidráulicos en las líneas succionadoras de las bombas y los filtros de descarga del aire; 2. limpiar los filtros de alta presión (19 y 19b) antes de las válvulas reguladoras, quitar los componentes del filtro y lavarlos completamente. Nota:

para chequear los filtros cerrar las válvulas correspodientes para aislar las líneas de succión.

Bombas Cada semana: 1. chequear los prensaestopa ya sea en la bomba eléctrica que en las bombas de aire; 2. asegurarse de que la toma de aire de las bombas de aire esté siempre filtrada y libre de condensación. Todos los meses: 3. bomba eléctrica: chequear el nivel del aceite en el carter de la cadena de transmisión entre el motor eléctrico y la bomba. Válvulas hidráulicas de 4 vías Cada dos semanas de servicio: 1. aplicar aceite liviano en el diente de control de las válvulas de 4 vías; 2. bombear un poco de grasa por la grasera en el cuerpo de la válvula.

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Actuadores neumáticos Cada dos semanas: 1. aplicar una capa delgada de aceite a los vástagos en la sección enchapada en cromo; 2. llenar el filtro de aceite en la tapa del vástago con aceite liviano; 3. bombear un poco de grasa por la grasera en el extremo de soporte del cilindro de aire. Equipo para el tratamiento de aire Diariamente: 1. chequear los lubricantes de aire y llenarlos de aceite liviano si es necesario; 2. drenar los colectores condensados (si hay alguno). Semanalmente: 3. aplicar aceite liviano al tornillo regulador en la válvula reguladora de presión (20). Antes de empezar cualquier pozo (equipo que no se esté usando): 4. chequear el funcionamiento de la válvula reguladora de aire. Tanque de fluido Periódicamente: 1. asegurars de que en el fondo del tanque no se ha depositado fango o lodo de perforación. En caso de que se encuentre un poco de depósitos, drenar el tanque y llenar con nuevo fluido; 2. usar sólo el fluido recomendado (aceite hidráulico). Nota:

manteniendo limpio el aceite, las suspensiones de trabajo debidas al servicio y a las reparaciones se reducen sustancialmente.

Cajas de conexiones eléctricas Cada dos mese: 1. abrir e inspeccionar el interior para detectar cualquier corrosión o humedad; 2. asegurarse de que los pernos estén bien apretados para garantizar el mantenimiento de la antideflagración. Nota:

hay que mantener la caja siempre cerrada (excepto durante las operaciones de mantenimiento). Reemplazar el drier siempre que se abra la caja.


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Partes marcadas Los componentes del acumulador están marcados para identificar más fácilmente los componentes mismos y sus características principales. La explicación de las marcas se presenta a continuación:

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MANUAL ORIGINAL DE WELL CONTROL.pdf

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