Preventora de Reventones

DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001

2.4

SISTEMA DE PREVENCIÓN DE REVENTONES

Durante las operaciones normales de perforación, la presión hidrostática a una profundidad dada, ejercida por la columna de fluido de perforación dentro del pozo, debe superar la presión de los fluidos de la formación a esa misma profundidad. De esta forma se evita el flujo de los fluidos de formación (influjo, patada, o kick) dentro del pozo. Puede ocurrir sin embargo que la presión de los fluidos de formación supere la presión hidrostática de la columna de lodo. El fluido de formación, sea agua, gas o aceite entrará dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo. Una patada de pozo se define como un influjo controlable en superficie de fluido de formación dentro del pozo. Cuando dicho flujo se torna incontrolable en superficie esta patada de pozo se convierte en un reventón.

2.4.1

Conjunto de BOPs

Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de formación permanezca bajo control. Esto se consigue con un sistema de válvulas preventoras (Blow Out Preventers) –BOPs-, el cual es un conjunto de válvulas preventoras y cierres anulares(spools) directamente conectado a la cabeza del pozo. El conjunto de BOPs debe poder:

•

Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una explosión. •

Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.

•

Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforación hacia el pozo, bajo condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).

•

Permitir movimiento de la sarta.

El tamaño y distribución de la BOP será determinado por los riesgos previstos, por la protección requerida, además del tamaño y tipo de tuberías y revestimientos usados. Los requerimientos básicos para una BOP son: •

Debe haber suficiente revestimiento en el pozo que dé un anclaje firme a la BOP.

•

Debe ser posible cerrar el pozo completamente, haya o no tubería dentro de él.

•

Cerrar el pozo debe ser un procedimiento simple y rápido, fácilmente realizable y comprensible por el personal de perforación.

DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO, Version 3.0, Marzo 2001. Trad. V1-2002

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•

Deben existir líneas controlables a través de las cuales la presión pueda ser aliviada en forma segura.

•

Deben existir maneras para circular fluido a través de la sarta de perforación y a través del anular en forma que se pueda sacar el fluido de formación del pozo, y de esta manera circular lodo de mayor densidad para balancear la presión de formación y controlar el pozo.

Hay requerimientos adicionales para taladros flotantes, donde la BOP estará situada en el lecho del mar. En caso que el taladro deba abandonar temporalmente el sitio del pozo, debe haber los medios para cerrar completamente el pozo, sea descolgando o cortando algún tubo dentro del pozo. El Riser pueda entonces soltarse de la cabeza del pozo, permitiendo al taladro moverse a un lugar seguro pero pueda volver y reentrar al pozo después. Durante operaciones normales, el Riser, estará sujeto a movimientos laterales debido a las corrientes en el agua. La conexión del Riser a la BOP debe ser por medio de una junta escualizable (Ball Joint) para evitar el movimiento de la BOP: Las BOPs tienen varios grados de presión de operación, establecidos por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API). El cual es igual al grado de presión de operación más bajo de cualquier elemento en la BOP. Así, una BOP adecuada será montada de acuerdo a la resistencia del revestimiento y a las presiones de formación esperadas bajo la zapata del mismo. Las BOPs comúnmente tienen grados de 5000, 10000 o 20000 psi.

2.4.2

Cerrando el Pozo

Esto se logra por medio de los rams, lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo quede cerrado. Con o sin tubería dentro del pozo.

2.4.2.1 Válvula preventora anular

Esta es un sello reforzado de caucho o empaque rodeando el hueco del pozo. Cuando se le aplica presión este sello se cierra alrededor del tubo cerrando el espacio anular. Esta válvula tiene la ventaja de poder ser aplicada progresivamente, y se cerrará sobre cualquier tamaño o forma de tubería dentro del pozo. Así de podrá cerrar el pozo sin importar si se cierra sobre la Kelly, o sobre tubería de perforación, o sobre drillcollars. Sin embargo esta capacidad no llega a cubrir algunas herramientas de perfil irregular como estabilizadores o drillcollars espiralados. La válvula preventora anular permite también rotación y movimiento vertical lentos de la sarta de perforación manteniendo el espacio anular cerrado. Esto permite deslizar hacia dentro y hacia fuera la tubería mientras se está controlando el pozo.


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DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001 Algunas válvulas anulares son capaces hasta de cerrar completamente pozo sin tubería pero esta situación acortaría la vida del sello por lo tanto debe ser evitada.

2.4.2.2 Válvulas ‘RAM’

Estas difieren de las anulares en que el sello de caucho es comparativamente mucho más rígido y cierra solamente alrededor de formas predeterminadas. Están hechas para cerrase sobre objetos específicos (como tubería de perforación o de revestimiento) o sobre un hueco abierto (Blind Rams). Pueden estar equipadas con cuchillas que puedan cortar tubería y cerrarse completamente sellando el hueco abierto.(Shear/blind rams).

Preventor anular

Válvulas ‘RAM’ revestimiento.

para

tubería

o

Aquí las caras del empaque de caucho están moldeadas para sentar sobre el diámetro exterior dado de una tubería. Estas RAM cerrarán exactamente sobre dicha tubería, cerrando el anular. Si se está usando más de un diámetro de tubería, la BOP debe incluir RAMs para cada uno de dichos diámetros.

Válvulas RAM ciegas o de corte (Shear/blind rams)

RAM

Estas RAM, llegando desde lados opuestos, son para cerrar completamente el hueco. Pero si hay alguna tubería la aplastarán o cortarán si tienen instaladas las cuchillas de corte (shear Rams) Estas Shear Rams son usadas en BOPs submarinas de forma que el pozo pueda ser abandonado temporalmente. Las Blind RAMs son usadas más generalmente en

BOPs ubicadas bajo la mesa del taladro.

2.4.3 Cerrando las preventoras Las preventoras se cierran hidráulicamente con fluido a presión. Si la BOP es accesible, como en taladros en tierra, los RAMs pueden también ser cerrados manualmente. •

Los componentes básicos de un sistema de preventoras son:

•

Bombas que suministren fluido a presión.

•

Un sistema de energía para mover dichas bombas.


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•

Un fluido hidráulico adecuado para abrir y cerrar las preventoras.

•

Un sistema de control para dirigir y controlar el fluido.

•

Un sistema de presión para cuando las fuentes de energía normales fallen.

•

Fuentes de energía de respaldo.

Debe haber medios de almacenar el fluido hidráulico a presión y de llevar este a las preventoras. Debe tenerse en cuenta el hecho que las diferentes válvulas pueden requerir diferentes presiones de operación y que pueden requerir diferentes cantidades de fluido para abrir y cerrar según el tamaño de cada válvula.

2.4.3.1 Acumuladores Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presión, la totalidad de la cantidad de fluido hidráulico necesario para operar todos los componentes de la BOP y efectuar rápidamente los cierres requeridos. Se pueden conectar entre sí con el fin de que suministren el volumen necesario. Estas botellas son pre-cargadas con nitrógeno comprimido (usualmente de 750 a 1000 psi). Cuando se introduce el fluido hidráulico, por medio de bombas eléctricas, el nitrógeno se comprime aumentando su presión. Para asegurar la operación de la válvula preventora se A B C disponen de varias fuentes de fluido a Botellas del Acumulador presión, para el caso de que alguna falle. Similarmente, si se utilizan bombas movidas por electricidad o por aire para la unidad de cierre, debe haber más de una fuente de electricidad o de aire para moverlas. Siempre debe haber un respaldo. La presión de operación de los acumuladores es típicamente de 1500 a 3000 psi. Se asume que la presión mínima de operación es de 1200 psi. Estas presiones determinarán la cantidad de fluido hidráulico que puede suministrar cada botella y así determinar el número de botellas necesario para operar la BOP. Por ejemplo: A. Precarga: Volumen de la botella = 40 Litros B. Máxima carga fluido:

Presión de precarga =

1000 psi

Presión =3000 psi – Vol. N2 = 1000 x 40 /3000 = 13.33 lts

C. Presión mínima de operación

=1200 psi – Vol. N2 = 1000 x 40 /1200 = 33.33 lts

Por lo tanto la cantidad de fluido útil en cada botella del acumulador es = 33.33-13.33=20 lts.


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DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001 Un múltiple de control, que consiste en reguladores y válvulas, controla la dirección del flujo del fluido hidráulico a alta presión. El fluido será dirigido a la válvula o al ram correcto y los reguladores reducirán la presión del fluido hidráulico del acumulador a la presión de operación de la BOP (generalmente en el rango de 500 a 1500 psi). Todos los componentes del sistema de cerramiento, fuentes de fluido a presión, acumuladores, múltiple de control y panel de control deben estar situados a una distancia segura de la cabeza del pozo.

2.4.3.2 Panel de Control. Normalmente debe haber más de un panel de control. El panel principal estará localizado sobre la mesa del taladro, al alcance del perforador (generalmente en la casa del perro). Un panel auxiliar, se ubicará en un lugar más seguro para el caso de que el de la mesa falle o no se pueda llegar hasta él, aún se pueda control el pozo en forma segura. El panel de control es operado por aire y normalmente dispondrá de indicadores de aguja que muestren las otras presiones dentro del sistema como las de el acumulador, la del suministro de aire y la del preventor anular. El panel también tendrá normalmente válvulas de control para abrir o cerrar las preventoras, válvulas para abrir o cerrar la línea de choke y de matar el pozo(kill line) y una válvula de control para ajustar la presión anular.

2.4.3.3 Distribución de los RAMs en la BOP. Generalmente, el preventor anular irá en la parte superior de la preventora. La mejor distribución para los RAMs restantes dependerá de las operaciones que necesite efectuar. Las posibilidades son que el Blind RAM vaya sobre los RAMs para tubería, o bajo los mismos, o entre ellos. Las operaciones posibles estarán entonces limitadas por el hecho de que el Blind RAM no puede cerrar el pozo si hay tubería en el hueco. Con el Blind RAM en la posición inferior, el pozo puede ser cerrado si no hay tubería dentro de él, y los demás RAMS pueden ser reemplazados o reparados en caso de necesidad. Sin se presenta un reventón sin tubería en el pozo, podría cerrarse el pozo y lograrse una reducción de presión inyectando lodo dentro del pozo por debajo de los RAMs. Con un preventor anular encima, se puede bajar con tubería sosteniendo la presión cuando se abra el Blind RAM. La desventaja es que la tubería de perforación no puede quedar suspendida en los RAMs y así matar el pozo por circulación a través de la sarta de perforación. Con los Blind RAM en la posición superior , los RAM inferiores se pueden cerrar con tubería en el pozo, permitiendo que los Blind RAM sean sustituidos con RAM para tubería. Esto minimizaría el desgaste en los RAM inferiores pues los superiores absorberían el desgaste por


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DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001 el movimiento de la sarta por moverla con los RAM cerrados. La tubería de perforación puede ser colgada de cualquiera de los RAM y cerrar completamente el pozo con los Blind RAM. La principal desventaja sería que el Blind RAM no se podría usar como ‘Válvula Maestra’ para permitir cambios o reparaciones por encima de ella.

2.4.3.4 Líneas para matar el pozo(Kill lines) La distribución de los RAM afectará el posicionamiento de las líneas para matar el pozo. Estas se ubicarán directamente bajo una o más RAMs, de forma que cuando estas estén cerradas, se pueda dejar salir controladamente fluido a presión (línea de choke). Esta línea es llevada al múltiple de choke donde se podrán monitorear las presiones. Una válvula de choke permite que la presión de reflujo (back pressure) aplicada al pozo pueda ser ajustada para LÍNEA FLUJO mantener el control.

Preventor ANULAR Choke + Kill lines. Shear/Blind RAM

RAM Tubería Φ3

RAM Tubería Φ2

RAM Tubería Φ 1

Tope revestimiento

También permite una vía alterna para bombear lodo o cemento dentro del pozo si no es posible circular a través de la Kelly y la sarta de perforación(Kill Line). El Kill line estará conectado directamente a las bombas del pozo, pero generalmente hay también dispuesta una kill-line remota hacia fuera del taladro en caso de ser necesaria una bomba de presión aún más alta. Aunque las preventoras pueden tener salidas laterales para la conexión de las líneas de choke y de kill, generalmente se utilizan spools separados. Estos spools son secciones de la BOP que crean espacio suficiente(el cual puede ser necesario para colgar tubería entre los rams) y tener sitio suficiente para conectar líneas de choke o de kill.

2.4.3.4 El Diverter

El Diverter se emplea usualmente antes de haber instalado una BOP. Instalado directamente debajo de la campana y la Esquema simplificado de BOP línea de flujo, es un sistema de baja presión. Su propósito es dirigir cualquier flujo del pozo lejos del taladro y del personal, proporcionando un cierto nivel de protección antes de tener un revestimiento sobre el cual pueda montarse una BOP.


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DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001 El diverter es un sistema diseñado para manejar solamente bajas presiones. Está diseñado para empacarse alrededor de la Kelly o de la tubería de perforación y dirigir el flujo hacia afuera. Si así se intentara controlar el pozo el resultados sería el flujo incontrolado del pozo y el rompimiento de las formaciones alrededor del revestimiento o conductor ya instalados. El uso del diverter es esencial en la perforación costa afuera.

Choke Manifold

2.4.4

Preventores Interiores de reventón

La prevención completa de reventones sólo se consigue cuando el anular y el conducto interior de la tubería de perforación están completamente cerrados. Las descripciones anteriores cubren el cerramiento del anular. Los Blind RAM sólo cierran pozos sin tubería y los Shear RAM cortan la tubería, más que cerrar el pozo Dentro del equipo de BOP hay elementos que pueden cerrar el conducto interior de la tubería de perforación. Son de dos tipos principales: 1. Válvulas manuales de cierre en la superficie. 2. Válvulas de flujo unidireccional automáticas ubicadas en la tubería de perforación.

Válvulas manuales de cierre en la superficie. Válvula de seguridad en la Kelly:

Está instalada en la sección inferior de la Kelly, Hay diferentes tamaños adecuados para cada tamaño de tubería.

Kelly Cock

Está ubicada entre la swivel y la Kelly.


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DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001 Válvula de seguridad

Esta se instala manualmente cuando la tubería de perforación está sostenida en cuñas. Permite un cierre rápido si comienza a haber flujo durante un viaje y la kelly está en el hueco del ratón.

Válvulas de en la tubería. Válvula para ‘dejar caer’

Esta puede ser situada en cualquier parte de la tubería donde se haya previamente puesto un sub adecuado para recibirla. Cuando se presenta el riesgo de un reventón, se bombea la válvula por la tubería hasta el sub, donde comienza a prestar su servicio continuamente. Debe ser instalada antes de cortar la tubería, en forma que la tubería quede protegida contra flujo interior hacia arriba.

Válvula flotante

Esta se posiciona directamente encima de la broca para evitar el flujo por dentro y hacia arriba en la tubería de perforación, y provee protección instantánea contra el flujo y la presión. Algunas son de válvulas de aletas que permiten precisar las presiones de cierre.

2.4.5

BOP ROTANTES

También conocida como ‘Cabeza de control rotante’, la función de las BOP rotantes es la de un diverter, la cual es montado encima de una BOP normal. Simplemente la RBOP permite movimiento vertical a la vez que rotatorio de la tubería, mientras un sello de caucho rota con la sarta, permitiendo que el flujo sea contenido y adecuadamente dirigido. Este tipo de unidad tiene obvias ventajas para la perforación bajo balance, cuando se perfora a grandes presiones, o para un mayor seguridad en perforaciones normales. Mientras que las presiones de pozo estén siendo contenidas por el sello de caucho alrededor de la sarta, el flujo es dirigido por medio de un ensamblaje que consiste en una base de acero y un rodamiento. Este rodamiento permite que la parte interior rotar con la sarta y la parte exterior permanecer estacionaria.

Los sellos son generalmente de dos tipos: 1. Un caucho en forma de cono el cual sella alrededor de la sarta. El diámetro interno es ligeramente menor que el diámetro externo del tubo en forma que el caucho se estira para proveer un sello exacto alrededor de la tubería. No se requiere presión hidráulica pues la presión la suministran las presiones internas del pozo actuando en el cono. Este sello es pues, auto-sellante, entre más presión haya, mejor será el sello. 2. Un sello que requiera presión hidráulica externa para inflar el caucho y efectuar el sellado. Habrá sello mientras la presión suministradas sea mayor que la presión proveniente del pozo.


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La gran ventaja de la BOP rotante es que mientras la rotación y el movimiento vertical sean posibles al tiempo con el sello anular, se puede perforar mientras el pozo fluye controladamente. El ensamblaje puede ser montado fácilmente, y los empaques de caucho inspeccionados y reemplazados con mínima pérdida de tiempo. Si la presión del pozo se acerca a la máxima capacidad de presión de la RBOP (entre 1500 y 2500 psi) el pozo debe ser controlado convencionalmente usando la BOP.

NOTA: Para mayor información en equipo de control de pozo y procedimientos de control de pozo, consulte el manual de DATALOG de CONTROL DE POZO Y PREVENCIÓN DE REVENTONES (WELL CONTROL AND BLOWOUT PREVENTION MANUAL)


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Preventora de Reventones

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