Sistema de Reventones

SISTEMA DE SEGURIDAD O SISTEMA DE PREVENCION DE REVENTONES

INTRODUCCION A LO QUE ES SISTEMA DE REVENTONES: Para prevenir una remetida o influjo, es necesario contar con un sistema para cerrar o sellar el pozo que permita mantener bajo control el flujo de fluidos de la formación. Este se logra a través del sistemas de prevención de arremetidas (BOP), un arreglo o conjunto de preventores, válvulas y bobinas colocadas a la cabeza del pozo. COMUNMENTE SE LE CONOCE COMO EL ARREGLO APILADO (SNACK), Y SU PROPOSITO ES:  Sellar el pozo para mantener bajo control el flujo de fluidos de la formación.  Evitar que los fluidos escapen hacia la superficie.  Permitir el desalojo de fluidos del pozo de una manera controlada.  Permitir de una manera controlada de bombeo de fluido de perforación al pozo para equilibrar la presión de la formación y prevenir influjos posteriores.  Permitir el movimiento de ingreso o salida de la tubería en el pozo.

A continuación definimos 2 términos muy importantes dentro de este sistema: INFLUJO Y REVENTON INFLUJO: Se llama influjo al fluido que ingresa al pozo, este tiene alta presión y comienza a ascender hacia la superficie. Existen varias señales superficiales que indican cuando ocurre un influjo dentro del pozo: • Cambio inesperado de la tasa de penetración y disminución de la presión de circulación. • El indicador de flujo muestra un incremento inesperado

• El indicador de volumen de presas aumenta rápidamente. REVENTON: Un Reventón es una erupción incontrolada de fluido (petróleo, gas o agua) bajo alta presión desde una formación sub-superficial que entra al pozo y desplaza todo el fluido de perforación. En la perforación la ocurrencia de un reventón es un desastre. Se ponen en peligro vidas y pueden ocurrir daños severos al equipo de perforación y medio ambiente.

Preguntas aclaratorias... ¿QUE SERA UNA ARREMETIDA? Es un influjo de líquido de deformación al pozo, el cual puede ser controlado desde la superficie. ¿QUE CIRCUNSTANCIAS DEBEN EXISTIR PARA QUE SUCEDA UN REVENTON? 1.- La presión de la formación debe ser mayor que la presión anular o del pozo. Los líquidos fluyen en la dirección de la presión decreciente o de la presión mas pequeña. 2.- La formación debe ser permeable para que los fluidos de la formación circulen. ¿QUE ES UN REVENTON? Es un flujo de los fluidos de la formación que no puede ser controlado desde la superficie ¿Qué ES UN REVENTON SUBTERRANEO? Un reventón subterráneo ocurre cuando se produce un flujo controlable de fluidos entre dos formaciones. En otras palabras, un esta formación esta sufriendo una arremetida mientras que, al mismo tiempo, otra pierde circulación. ¿Qué ES UN REVENTON EN SUPERFICIE? Se produce un reventón en superficie cuando no es posible cerrar el pozo para prevenir el flujo de fluidos en la superficie.

ES DE VITAL IMPORTANCIA PARA EL CONTROL DEL POZO EL PREVENIR QUE UNA ARREMETIDA SE CONVIERTA EN UN REVENTON.

FUNCIONES DE PREVENTORES:

1.- Sellar el pozo cuando ocurre un “Influjo” o arremetida. 2.- Mantener suficiente contrapresión en el pozo para evitar que se siga introduciendo fluido de formación mientras se realizan las medidas para devolver al pozo a una condición balanceada

DESCRIPCION DEL SISTEMA DE PREVENCION DE REVENTORES: El sistema de prevención de reventones en un equipo de perforación es un sistema de control de presión diseñado específicamente para controlar un “Influjo” El sistema consiste de cuatro componentes: 1. El arreglo de Preventores 2. El Acumulador 3. El múltiple de estrangulación 4. La línea de matar

1. El Arreglo de Preventores: El Arreglo de Preventores se encuentra sobre el cabezal del pozo bajo la mesa rotaria.

El arreglo de Preventores puede tener varias configuraciones dependiendo de los problemas potenciales que se anticipa puedan ocurrir durante la perforación. El arreglo de Preventores es un ensamblaje que puede incluir lo siguiente: • Preventor Anular

• Preventor de Arietes de Tubería

• Carrete de Perforación

• Preventor Ciego o de Corte

• Cabezal del Pozo

2. EL ACUMULADOR: 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). Funciones de un Acumulador

Las dos funciones principales del acumulador son:  Almacenar fluido hidráulico bajo presión y activar todas las funciones del arreglo de preventores. La razón para almacenar fluido bajo presión es que en caso de un incidente mayor donde se corte el suministro de energía del equipo, el pozo pueda ser asegurado operando los preventores requeridos.  El acumulador se puede activar desde el panel de control remoto en el piso de perforación o en la unidad misma en caso que la cuadrilla tenga que evacuar el piso de perforación. El suministro de energía para el acumulador es: Eléctrico – Bombas Triples con arranque automático (prende a 2700 psi y se apaga a 3000 psi). Neumático – 2 bombas operadas con aire alimentadas por el sistema de aire del equipo. (120 psi)

PREVENTOR DE ARIETES: Los preventores de ariete tienen un sello de caucho mas rígido que calza alrededor de tornas especificas y prediseñadas.

TIPOS DE ARIETES • Arietes de Tubería: Los arietes de tubería estándar se han diseñado para centralizar y lograr un sello de empaque alrededor de un tamaño específico de tubería de perforación ó de revestimiento. • Arietes Variables: Los arietes de diámetro interior variable son diseñados para sellar en un rango de tamaños de tubería. • Arietes de Corte: Los Arietes de corte están diseñados para cortar la tubería (en el cuerpo del tubo; no en el acople) y proveer sello sobre un hueco abierto remanente. • Arietes Ciegos: Los arietes ciegos son diseñados para sellar un hueco abierto, cuando no hay tubería dentro del pozo.

Carretel de Perforación: El Carretel de Perforación es un espaciador cilíndrico en acero de pared fuerte con conexiones de brida o de grapa arriba y abajo que se coloca entre los preventores para separar los componentes o para proveer la conexión de las líneas de estrangulación y de matar desde y hacia el conjunto de preventoras, respectivamente. Cabezal del Pozo

El cabezal del pozo esta colocado sobre el tope del revestidor y sobre el cual se monta el arreglo de preventores.Para evitar que la tubería de perforación o la kelly dañen el cabezal cuando rotan, se coloca un buje de desgaste a través del mismo durante las actividades de

perforación.

El término Cabezal está definido, en la industria como todo el equipo permanente entre la porción superior del revestimiento de superficie y la brida adaptadora (adapter flange). La sección de flujo (christmas tree) o árbol de navidad se define como el equipo permanente por encima de la brida adaptadora (válvulas y medidores); sin embargo para este caso, se tomará la sección de flujo como parte componente del cabezal. A su vez el cabezal también puede ser dividido en dos partes: A. Equipo de perforación. Incluye generalmente el casing head, casing spool y casing hanger, incluyendo los sellos de aislamiento, cuando los anteriores elementos lo requieren. Estos componentes están asociados con todas las sartas de revestimiento anteriores al revestimiento de producción. B. Equipo de completamiento: Incluye como componentes principales; los Tubing head, Tubing hanger, Tubing head adapter, christmas tree, valves, crosses and tee and chockes. En general todos los elementos asociadas con el

revestimiento de producción y la tubería de producción usados; para completar y producir el pozo incluyendo el equipo de control de flujo. 2. NORMAS BASICAS DE REGULACION. En cuanto a cabezales de pozo existen normas para fabricación, diseño, selección y pruebas como requisito para garantizar al usuario la calidad del producto. Estas generalmente son creadas por los institutos: ANSI, ASME, ASTM, ASNT, AWS, MSS, NACE. Y por supuesto el AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API). Que en su norma 6A especifica los parámetros para la fabricación y selección de cabezales y equipos de control de flujo suministrando detalles específicos para las conexiones bridadas desde 2000 PSI HASTA 20000 PSI de presión de trabajo así mismo provee una fuente de referencia para Tubing hangers, válvulas de compuerta, choques y actuadores usados en la producción de petróleo y gas en estas rangos de presión. 3. PARAMETROS DE ANALISIS PARA LA SELECCION DEL CABEZAL DE POZO A . Localización Se debe evaluar la ubicación del pozo en cuanto al riesgo de exposición del personal de operación y el ambiente o áreas cercanas al mismo. B. Condiciones de servicio Estas generalmente son: -Ratas de presión. -Ratas de temperatura. -Clase de fluidos de producción (agua, gas, aceite) incluyendo la presencia de gases corrosivos que contenga el fluido producido. C. Programa de revestimiento Se refiere a los diámetros , tamaños y dimensiones en la cabeza de pozo (telescopio, uso de liners, etc.).

D. Programa de completamiento Este puede implicar: -Producción natural * Hueco abierto. * Hueco revestido . -Bombeo mecánico. -Bombeo electrosumergible. -Bombeo Hidráulico. -Completamiento dual, etc. E. Programas futuros. Evaluar la posibilidad de realizar en el pozo workovers como acidificaciones, fracturamientos, Uso de inhibidores de corrosión, etc. F. Accesorios y/o herramientas de servicio Este equipo aunque no hace parte del cabezal es de suma importancia durante la perforación, instalación y/o pruebas especiales que se requieran ejecutar (Cup tester, test plug, retrivers, B.P.V., lubricators, etc.). 4. COMPONENTES BASICOS DEL CABEZAL A. Cabeza primaria del revestimiento. (Casing heads) Sirve como conexión intermedia entre el revestimiento conductor o revestimiento superficial y el equipo de control de pozo o con la sarta siguiente y/o la subsecuente sección (casing spool or Tubing spool). Las funciones básicas del casing head son soportar la sarta de revestimiento, conectar o adaptar el equipo de control de pozo aislando el hueco de la atmósfera y permitir el acceso al hueco para controlar la presión o el retorno de fluidos durante las operaciones de perforación. B. Colgadores de revestimiento. (casing hangers)

Son mecanismos retenedores con empaques que permiten soportar, centrar y usualmente sellar el anular entre el revestimiento y el tazón interno del casing head. Hay tres clases: cuñas, colgador de cuñas y tipo mandril. C. Protector de prueba. (Test protector) Posee doble función de acuerdo con el diseño del colgador seleccionado: - Como Packoff primario para sellar el anular entre el tazón de casing head y la sarta de revestimiento. - Como protector de prueba cuando el colgador posee mecanismo de sello y su función es aislar el área de carga de las cuñas que soportan la sarta evitando una sobrepresión hidráulica. D. Sellos de aislamiento. (isolated seals) Bajo este término se incluye cualquier tipo de mecanismo que selle el diámetro externo de el final de la sarta de revestimiento contra el tazón inferior que por diseño posee el Tubing head o el casing spool que se instala enseguida y constituye la siguiente sección. E. Sellos de conexión. (ring gasket) También conocidos como anillos de compresión, suministran un sello hermético entre dos secciones o elementos ensamblados. F. Bridas adaptadoras. (adapter flange or Tubing bonnets) Permiten conectar la última sección del cabezal al ensamble de válvulas que se conoce como árbol de navidad. 3. MULTIPLE DE ESTRANGULACION: El múltiple de perforación es un conjunto de válvulas y tuberías de alta presión con varias salidas controladas de forma manual o automática. Esta conectado al arreglo de preventores a través de la línea de estrangulación. Se aplica una presión de retorno luego de un influjo y cierre de pozo, para asi lograr balancearlo, cambiando la ruta del flujo a través de válvulas ajustables (estranguladores multiples). Entonces, se puede controlar la fuga de fluidos y presión en forma segura.

Un cierre suave se realiza cuando una válvula se abre antes de que cierren los arietes, para minimizar el choque o impacto sobre la información. Un cierre fuerte ocurre cuando la válvula se ajusta antes del cierre. Las válvulas se conectan a la base del BOP a través de una serie de líneas y válvulas que proveen un número diferente de rutas de fluido así como la habilidad de detener completamente el flujo de fluidos. Este arreglo se lo conoce como estrangulador múltiple (choque manifold).

Nuevamente, la línea de estrangulación múltiple debe cumplir con requerimientos específicos:  La línea tiene una capacidad de presión igual a la velocidad de la presión de la presión operación de la base BOP (igual al componente mas débil)  La línea de válvulas que conectan el múltiple al arreglo de preventores deben estar tan rectas como sea posible y ancladas firmemente.  Deben existir rutas de fluido y teas alternativas en la parte baja de la línea de válvulas para así aislar el equipo que requiera reparación. 4. LA LINEA DE MATAR: La línea de matar se conecta al arreglo de preventores en el carretel de perforación, generalmente del lado opuesto a la línea de estrangulación. El fluido de matar el pozo puede ser bombeado en ocasiones por esta línea hasta restaurar el balance del pozo. Si se

presentan pérdidas se bombea fluido a través de la línea de matar sólo para mantener el pozo lleno.

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 choque). Esta línea es llevada al múltiple de choque donde se podrán monitorear las presiones. Una válvula de choque permite que la presión de reflujo (back pressure) aplicada al pozo pueda ser ajustada para mantener el control. 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 killline 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 choque 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 choque o de kill.

BIBLIOGRAFIA: http://www.windlassengineers.com/index.php/es/sistemas-de-controlbop.html

http://www.windlassengineers.com/index.php/es/sistemas-de-controlbop.html http://issuu.com/biliovirtual/docs/prevencion-de-reventones-y-controlde-pozos http://books.google.com.bo/books? id=vHOJt42h7y8C&pg=PA69&dq=CABEZAL+DE+POZO&hl=es&sa=X &ei=PhUNUuvwO6Tj2AWj7YGoDA&ved=0CCwQ6AEwAA#v=onepage &q=CABEZAL%20DE%20POZO&f=false