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 46 permitiendo al taladro moverse a un lugar seguro pero pueda volver y reentrar al pozo después. 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. o sobre drillcollars. Las BOPs comúnmente tienen grados de 5000. 2.4. Con o sin tubería dentro del pozo. La válvula preventora anular permite también rotación y movimiento vertical lentos de la sarta de perforación manteniendo el espacio anular cerrado. Esta válvula tiene la ventaja de poder ser aplicada progresivamente. Version 3. Hay requerimientos adicionales para taladros flotantes. Esto permite deslizar hacia dentro y hacia fuera la tubería mientras se está controlando el pozo.DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL.4. Trad. El cual es igual al grado de presión de operación más bajo de cualquier elemento en la BOP. V1-2002 47 . El Riser pueda entonces soltarse de la cabeza del pozo. DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO. Sin embargo esta capacidad no llega a cubrir algunas herramientas de perfil irregular como estabilizadores o drillcollars espiralados. donde la BOP estará situada en el lecho del mar. Así de podrá cerrar el pozo sin importar si se cierra sobre la Kelly. issued March 2001 • • Deben existir líneas controlables a través de las cuales la presión pueda ser aliviada en forma segura. En caso que el taladro deba abandonar temporalmente el sitio del pozo. 2. lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo quede cerrado. sea descolgando o cortando algún tubo dentro del pozo. 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. y de esta manera circular lodo de mayor densidad para balancear la presión de formación y controlar el pozo. el Riser. establecidos por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API).1 Válvula preventora anular Esta es un sello reforzado de caucho o empaque rodeando el hueco del pozo. 10000 o 20000 psi. una BOP adecuada será montada de acuerdo a la resistencia del revestimiento y a las presiones de formación esperadas bajo la zapata del mismo. Version 3.2.0. Cuando se le aplica presión este sello se cierra alrededor del tubo cerrando el espacio anular. Así. estará sujeto a movimientos laterales debido a las corrientes en el agua. y se cerrará sobre cualquier tamaño o forma de tubería dentro del pozo. Marzo 2001. o sobre tubería de perforación. Durante operaciones normales.2 Cerrando el Pozo Esto se logra por medio de los rams.0. debe haber los medios para cerrar completamente el pozo. llegando desde lados opuestos. Un sistema de energía para mover dichas bombas. V1-2002 48 .(Shear/blind rams).DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL. Pueden estar equipadas con cuchillas que puedan cortar tubería y cerrarse completamente sellando el hueco abierto. 2. los RAMs pueden también ser cerrados manualmente. Si se está usando más de un diámetro de tubería.4. cerrando el anular. Trad. Las Blind RAMs son usadas más generalmente en BOPs ubicadas bajo la mesa del taladro.0. Marzo 2001.3 Cerrando las preventoras Las preventoras se cierran hidráulicamente con fluido a presión. 2. • • • Los componentes básicos de un sistema de preventoras son: Bombas que suministren fluido a presión. Version 3.4. DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO. Version 3. para tubería o Preventor anular Aquí las caras del empaque de caucho están moldeadas para sentar sobre el diámetro exterior dado de una tubería. 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. Válvulas ‘RAM’ revestimiento. la BOP debe incluir RAMs para cada uno de dichos diámetros.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. Válvulas RAM ciegas o de corte (Shear/blind rams) RAM Estas RAM. Estas RAM cerrarán exactamente sobre dicha tubería. 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.0. como en taladros en tierra. Si la BOP es accesible. son para cerrar completamente el hueco. Están hechas para cerrase sobre objetos específicos (como tubería de perforación o de revestimiento) o sobre un hueco abierto (Blind Rams).2. 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. Fuentes de energía de respaldo.0. 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. Presión mínima de operación Por lo tanto la cantidad de fluido útil en cada botella del acumulador es = 33.0.33-13. si se utilizan bombas movidas por electricidad o por aire para la unidad de cierre. 2. Se asume que la presión mínima de operación es de 1200 psi.33=20 lts. issued March 2001 • • • • Un fluido hidráulico adecuado para abrir y cerrar las preventoras. debe haber más de una fuente de electricidad o de aire para moverlas. Estas botellas son pre-cargadas con nitrógeno comprimido (usualmente de 750 a 1000 psi). Un sistema de presión para cuando las fuentes de energía normales fallen. N2 = 1000 x 40 /3000 = 13.3. Debe haber medios de almacenar el fluido hidráulico a presión y de llevar este a las preventoras. Siempre debe haber un respaldo. Trad. para el caso de que alguna falle. La presión de operación de los acumuladores es típicamente de 1500 a 3000 psi. Para asegurar la operación de la válvula preventora se A B C disponen de varias fuentes de fluido a Botellas del Acumulador presión. V1-2002 49 . el nitrógeno se comprime aumentando su presión. Similarmente. N2 = 1000 x 40 /1200 = 33.1 Acumuladores Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presión. DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO.DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL. Marzo 2001.33 lts =1200 psi – Vol. Cuando se introduce el fluido hidráulico. Version 3. 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. Version 3.4. por medio de bombas eléctricas. Máxima carga fluido: Presión de precarga = 1000 psi Presión =3000 psi – Vol.33 lts C. Por ejemplo: A. Un sistema de control para dirigir y controlar el fluido. Precarga: Volumen de la botella = 40 Litros B. Esto minimizaría el desgaste en los RAM inferiores pues los superiores absorberían el desgaste por DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO. Las posibilidades son que el Blind RAM vaya sobre los RAMs para tubería.0. Con el Blind RAM en la posición inferior. 2. El panel principal estará localizado sobre la mesa del taladro.3 Distribución de los RAMs en la BOP. y los demás RAMS pueden ser reemplazados o reparados en caso de necesidad. 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. Normalmente debe haber más de un panel de control. podría cerrarse el pozo y lograrse una reducción de presión inyectando lodo dentro del pozo por debajo de los RAMs. Version 3. fuentes de fluido a presión. 2. se puede bajar con tubería sosteniendo la presión cuando se abra el Blind RAM.4. Sin se presenta un reventón sin tubería en el pozo. 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.4. se ubicará en un lugar más seguro para el caso de que el de la mesa falle o no se pueda llegar hasta él. el preventor anular irá en la parte superior de la preventora.3. que consiste en reguladores y válvulas.0. El panel también tendrá normalmente válvulas de control para abrir o cerrar las preventoras. Con un preventor anular encima. al alcance del perforador (generalmente en la casa del perro). Trad. 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 mejor distribución para los RAMs restantes dependerá de las operaciones que necesite efectuar. acumuladores. issued March 2001 Un múltiple de control. Con los Blind RAM en la posición superior . V1-2002 50 . permitiendo que los Blind RAM sean sustituidos con RAM para tubería. controla la dirección del flujo del fluido hidráulico a alta presión.3. el pozo puede ser cerrado si no hay tubería dentro de él. Version 3.2 Panel de Control. Un panel auxiliar. o bajo los mismos. Marzo 2001. la del suministro de aire y la del preventor anular. o entre ellos. múltiple de control y panel de control deben estar situados a una distancia segura de la cabeza del pozo.DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL. 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. Todos los componentes del sistema de cerramiento. 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). los RAM inferiores se pueden cerrar con tubería en el pozo. Generalmente. La tubería de perforación puede ser colgada de cualquiera de los RAM y cerrar completamente el pozo con los Blind RAM.4. 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. Trad. 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). 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. El Kill line estará conectado directamente a las bombas del pozo.4 El Diverter El Diverter se emplea usualmente antes de haber instalado una BOP. issued March 2001 el movimiento de la sarta por moverla con los RAM cerrados.4.0. de forma que cuando estas estén cerradas. Marzo 2001. Aunque las preventoras pueden tener salidas laterales para la conexión de las líneas de choke y de kill. Version 3. V1-2002 51 .3. Instalado directamente debajo de la campana y la Esquema simplificado de BOP línea de flujo.DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL.3. Su propósito es dirigir cualquier flujo del pozo lejos del taladro y del personal.4 Líneas para matar el pozo(Kill lines) La distribución de los RAM afectará el posicionamiento de las líneas para matar el pozo. DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO. Shear/Blind RAM RAM Tubería Φ3 RAM Tubería Φ2 RAM Tubería Φ 1 Tope revestimiento 2. se pueda dejar salir controladamente fluido a presión (línea de choke). generalmente se utilizan spools separados. Version 3.0. Una válvula de choke permite que la presión de reflujo (back pressure) aplicada al pozo pueda ser ajustada para LÍNEA FLUJO mantener el control. 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. Preventor ANULAR Choke + Kill lines. proporcionando un cierto nivel de protección antes de tener un revestimiento sobre el cual pueda montarse una BOP. Esta línea es llevada al múltiple de choke donde se podrán monitorear las presiones. Estas se ubicarán directamente bajo una o más RAMs. es un sistema de baja presión. Válvulas manuales de cierre en la superficie.4. Las descripciones anteriores cubren el cerramiento del anular. Está diseñado para empacarse alrededor de la Kelly o de la tubería de perforación y dirigir el flujo hacia afuera. Está ubicada entre la swivel y la Kelly. Choke Manifold 2. Version 3. Trad. 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. V1-2002 52 . Marzo 2001. 2. Válvula de seguridad en la Kelly: Está instalada en la sección inferior de la Kelly.0. Kelly Cock DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO. Hay diferentes tamaños adecuados para cada tamaño de tubería. más que cerrar el pozo Dentro del equipo de BOP hay elementos que pueden cerrar el conducto interior de la tubería de perforación. Version 3. Los Blind RAM sólo cierran pozos sin tubería y los Shear RAM cortan la tubería. issued March 2001 El diverter es un sistema diseñado para manejar solamente bajas presiones.0. El uso del diverter es esencial en la perforación costa afuera.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. Son de dos tipos principales: 1.DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL. Válvulas manuales de cierre en la superficie. Válvulas de flujo unidireccional automáticas ubicadas en la tubería de perforación. Un sello que requiera presión hidráulica externa para inflar el caucho y efectuar el sellado. Trad. Válvula flotante 2. Esta se posiciona directamente encima de la broca para evitar el flujo por dentro y hacia arriba en la tubería de perforación. V1-2002 53 . la función de las BOP rotantes es la de un diverter. Un caucho en forma de cono el cual sella alrededor de la sarta. Habrá sello mientras la presión suministradas sea mayor que la presión proveniente del pozo. Permite un cierre rápido si comienza a haber flujo durante un viaje y la kelly está en el hueco del ratón.DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL. permitiendo que el flujo sea contenido y adecuadamente dirigido.0.0. Válvula para ‘dejar caer’ Esta puede ser situada en cualquier parte de la tubería donde se haya previamente puesto un sub adecuado para recibirla. Version 3. entre más presión haya. 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. la cual es montado encima de una BOP normal. Marzo 2001. issued March 2001 Válvula de seguridad Esta se instala manualmente cuando la tubería de perforación está sostenida en cuñas. Cuando se presenta el riesgo de un reventón. auto-sellante. Este tipo de unidad tiene obvias ventajas para la perforación bajo balance. 2.4. Mientras que las presiones de pozo estén siendo contenidas por el sello de caucho alrededor de la sarta. donde comienza a prestar su servicio continuamente. se bombea la válvula por la tubería hasta el sub. mientras un sello de caucho rota con la sarta. DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO. No se requiere presión hidráulica pues la presión la suministran las presiones internas del pozo actuando en el cono. y provee protección instantánea contra el flujo y la presión. Este rodamiento permite que la parte interior rotar con la sarta y la parte exterior permanecer estacionaria. en forma que la tubería quede protegida contra flujo interior hacia arriba. Algunas son de válvulas de aletas que permiten precisar las presiones de cierre. Válvulas de en la tubería. Este sello es pues.5 BOP ROTANTES También conocida como ‘Cabeza de control rotante’. Version 3. mejor será el sello. Simplemente la RBOP permite movimiento vertical a la vez que rotatorio de la tubería. cuando se perfora a grandes presiones. Los sellos son generalmente de dos tipos: 1. o para un mayor seguridad en perforaciones normales. el flujo es dirigido por medio de un ensamblaje que consiste en una base de acero y un rodamiento. Debe ser instalada antes de cortar la tubería. 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. El ensamblaje puede ser montado fácilmente.0. issued March 2001 La gran ventaja de la BOP rotante es que mientras la rotación y el movimiento vertical sean posibles al tiempo con el sello anular. Version 3.0. Marzo 2001. NOTA: Para mayor información en equipo de control de pozo y procedimientos de control de pozo. y los empaques de caucho inspeccionados y reemplazados con mínima pérdida de tiempo. se puede perforar mientras el pozo fluye controladamente.DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL. Version 3. consulte el manual de DATALOG de CONTROL DE POZO Y PREVENCIÓN DE REVENTONES (WELL CONTROL AND BLOWOUT PREVENTION MANUAL) DATALOG MANUAL DE OPERACIONES EN EL POZO. Trad. V1-2002 54 .