BLOW OUT PREVENTER BOP 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. BOP (BLOW OUT PREVENTER)
Qué es una surgencia? Una surgencia es simplemente el desplazamiento del fluido en el tope del pozo por un influjo no deseado de fluido de formación. Una surgencia no debe ocurrir si la presión hidrostática del fluido en el pozo excede ligeramente a la de la presión de formación.
UN REVENTÓN, ES UNA SURGENCIA DESCONTROLADA
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
El conjunto BOP debe ser capaz de: •
Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido
escape hacia la superficie y exista el riesgo de •
que
una explosión.
Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones
controladas en
forma segura. •
Habilitar el bombeo de fluido de perforación / terminación hacia el
pozo, bajo condiciones
controladas,
para balancear las presiones del
pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo). •
Permitir movimiento de la sarta de perforación /
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
terminación.
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.
•
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.
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
Ubicación de la BOP en el equipo
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
Usos y funcionamiento: Las principales funciones de un sistema de ‘preventores’ de reventón son:
•
Confinar los fluidos del pozo al recinto del pozo.
•
Suministrar el medio para incorporar fluidos al pozo.
•
Permitir retirar volúmenes controlados de fluidos del recinto del pozo.
•
Además de realizar esas funciones primarias, los sistemas de BOP se usan para:
•
Regular y monitorear la presión del recinto del pozo.
•
Centrar y colgar la sarta de perforación en el pozo.
•
Cerrar el pozo, es decir, sellar el espacio anular entre las tuberías de perforación y de revestimiento.
•
“Matar” el pozo o prevenir el flujo de fluidos de la formación al recinto del pozo.
•
Sellar el cabezal del pozo (cerrar el recinto).
•
Recortar la tubería de revestimiento o de perforación en casos de emergencia.
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Tipos de BOP •
Anulares.
•
Ariete o RAM A menudo se usan juntos en equipos de perforación, típicamente por lo menos un BOP anular coronando un conjunto de ‘preventores’ de arietes.
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
BOP TIPO ANULAR Se usan en la parte superior del conjunto de BOP, y pueden cerrarse alrededor de cualquier diámetro de tubo.
Las regulaciones requieren que un ‘preventor’ anular pueda cerrar completamente un recinto de pozo, pero generalmente no son tan efectivos como los ‘preventores’ de ariete para mantener el sello en un pozo abierto o sin entubar.
Generalmente es el primer elemento del conjunto del BOP que hay que cerrar cuando ocurre un “kick”.
Se usa en operaciones de “stripping” porque es el único tipo de BOP que puede mantener el sellado durante el paso de las herramientas. BOP (BLOW OUT PREVENTER)
BOP TIPO ANULAR
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
BOP TIPO 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. 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.
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
Principios operacionales de la BOP tipo anular
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
BOP TIPO ARIETE O 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).
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
Componentes Un BOP de ariete tiene un funcionamiento similar al de una válvula de compuerta, pero usa un par de émbolos de ariete opuestos. Los arietes se extienden hacia el centro del recinto del pozo para restringir el flujo, o se retraen para permitirlo. Las caras superior e inferior de los arietes están provistas de obturadores (sellos de elastómero).
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Tipos de RAM
SENCILLO
DOBLE
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
TRIPLE
Tipos de RAM Válvulas ‘RAM’ para tubería o revestimiento.
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) 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
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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 disponen de varias fuentes de fluido a 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. BOP (BLOW OUT PREVENTER)
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. BOP (BLOW OUT PREVENTER)
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. Si 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 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.
BOP (BLOW OUT PREVENTER)
PERFILAJES A POZO ENTUBADO
PERFILAJE A POZO ENTUBADO OBJETIVOS Los registros o perfiles a pozo entubado se corren para adquirir la información que no se obtuvo cuando se corrieron los perfiles a pozo abierto y para determinar distintos
parámetros
del
pozo
entubado,
el
más
importante es conocer si la cementación fue realizada correctamente, es decir que no haya comunicación entre las
distintas
zonas
hidrocarburos o aguas.
que
contengan
fluidos,
sean
PERFILAJE A POZO ENTUBADO INTRODUCCIÓN Los registros o perfiles a pozo entubado básicos son los siguientes: •
CBL – VDL: evalúa la calidad de la adherencia del cemento entre el
casing y formación. •
Rayos gamma: evalúa características litológicas de las formaciones
atravesadas y como correlación para efectuar los punzados en las zonas de interés. •
CCL: Utilizado para ajustar la profundidad de la zona a punzar en
función de la posición de las cuplas del casing.
PERFILAJE A POZO ENTUBADO OBJETIVOS El éxito de cementar el casing y otras cañerías cortas es una operación difícil que requiere de una planificación apropiada de trabajo en función de las condiciones del pozo y de las condiciones de los mecanismos de presión involucrados durante la colocación de la lechada de cemento. Las causas de una mala o deficiente cementación se pueden clasificar en 2 grandes categorías:
PERFILAJE A POZO ENTUBADO OBJETIVOS 1.
Problemas de flujo de origen mecánico:
Tuberías mal centralizadas en pozos desviados.
Derrumbes parciales de las paredes del pozo.
Preflujo ineficiente.
Régimen de flujo incorrecto.
Estas
condiciones
se
caracterizan
por
una
remoción
incompleta del lodo en el espacio anular del lugar donde debe ir el cemento.
PERFILAJE A POZO ENTUBADO OBJETIVOS 2.
Degradación de la lechada de cemento durante la etapa de fragüe:
A través de experimentos en laboratorios confirmados por pruebas de campo se ha demostrado que la presión diferencial entre los poros del cemento y la presión de la formación es la causa de muchas fallas en la cementación. Un cemento con buen fragüe tiene una permeabilidad del orden de 0,001 mD, tamaño de poro igual a 2 µmm (2*10-6 m) y una porosidad del 35 % promedio.
PERFILAJE A POZO ENTUBADO OBJETIVOS Pero si el fragüe no ha finalizado y migra gas hacia el cemento genera una red de poros tubulares con diámetros que pueden llegar hasta 0,1 mm y aumentar las permeabilidades con valores de 1 a 5 mD. El cemento así fraguado puede soportar el casing, pero se dice que está en estado “gaseoso” y no es capaz de proporcionar un sello impermeable al gas de la formación que podrá migrar de un reservorio a otro punzado y fluir por él.
PERFILAJE A POZO ENTUBADO OBJETIVOS Actualmente se tienen aditivos para prevenir este mecanismo y asegurar un buen aislamiento apropiado en zonas que contiene gas. Un programa de evaluación de la cementación deberá ser capaz
de
determinar
la
calidad
de
la
operación
de
la
cementación o la necesidad de trabajos de reparación y analizar las causas de fallas con el fin de mejorar los programas de cementación de futuros pozos en el mismo campo.
PERFILAJE A POZO ENTUBADO OBJETIVOS
