República Bolivariana de Venezuela Instituto de Capacitación Integral Jesús Adolfo Chacín Curso Procesos en la Perforación De Pozos Petrolíferos Objetivo: El sistema de seguridad Instructores: Ing. Javier Alberto Ríos Paz Ing. Luis Ernesto Zabala Ing. Yasmin Vargas EQUIPO BÁSICO DE PREVENCIÓN DE REVENTONES CONTROL DE LA PRESIÓN. Generalidades. Los fluidos en la formación se encuentran bajo presión, al perforar, esta presión puede escapar a la superficie, si no se controla.
Normalmente, el fluido de perforación contrarresta la presión ejercida por la formación. El peso, densidad o presión del lodo de perforación evita que los fluidos de la formación lleguen a la superficie. Sin embargo, por muchas razones, el peso del lodo puede volverse más liviano de lo necesario para controlar la presión en la formación. Cuando esta situación se presenta, los fluidos de la formación entran al hueco, lo cual se conoce como patada de pozo kick. Un conjunto de preventoras se usa para evitar que los fluidos de la formación lleguen a la superficie. Las preventoras se conocen como BOPs. Al cerrar una vávula de este equipo, la cuadrilla puede sellar el pozo. Esto previene que más fluidos de formación entren en el hueco. Con el pozo cerrado, éste se encuentra bajo control.
La cuadrilla usa un equipo de BOP en: a) Equipos para Perforar Costa Adentro Land Rigs. b) Equipos con Patas Retráctiles Jackup Rigs. c) Equipos Sumergibles Submersible Rigs. d) Plataformas Platform Rigs. Un conjunto de Preventoras Submarinas Subsea BOP System se usa en equipos flotantes de perforación costa afuera como: a) Semisumergibles Semisubmersibles. b) Barcos de Perforación Drill ships. Las preventoras submarinas son bastante grandes y pesadas. Este tipo de equipo se usa en taladros flotantes por ser dinámicos, se mueven con el viento y las olas ya que flotan.
El stack de BOP y la cabeza de pozo se encuentran en el fondo del oceano. Arriba hay un tubo llamado riser pipe, sobre el stack de BOP. Reventón Blowout. Un reventón es desastroso. Los fluidos de formación como gas y petróleo se dirigen a la superficie causando un incendio. Un reventón puede matar a la cuadrilla, destruir el equipo de perforación y dañar el medio ambiente. Por ello, las cuadrillas de perforación reciben entrenamiento y trabajan duro para evitar los reventones. Usualmente el control de patadas de pozo kicks es exitoso, por ello los reventones son raros en la actualidad. Cuando se presentan, son espectacularmente destructivos, y por ello siempre hacen noticia. Controlando una patada de pozo kick. Una patada de pozo se define como la entrada de fluidos de formación al hueco mientras se está perforando. Se presenta cuando la presión ejercida por el fluido de
perforación es menor que la presión de la formación, mientras la sarta de perforación se encuentra penetrándola. El lodo que circula hacia abajo a través de la sarta de perforación Y arriba por el anular es la primera línea de defensa contra las patadas de pozo. El fluido de perforación crea una presión adicional mientras está circulando. La presión ejercida por el lodo de perforación evita que los fluidos de formación entren al pozo. En el taladro, el lodo previene las patadas de pozo. Sin embargo, en algunas ocasiones, accidentalmente los miembros de la cuadrilla pueden permitir que el nivel o el peso del lodo en el hueco disminuyan. Esta disminución de la densidad o del nivel de fluido de perforación en el pozo puede tener varias causas. Por ejemplo, la cuadrilla puede fallar al no amtener el pozo lleno de lodo, cuando se está sacando la tubería de perforación. O puede sacar la tubería demasiado rápido lo cual hace que disminuya la presión de fondo de pozo por un efecto de pistoneo.
Cuando el nivel o el perso del lodo caen, la presión ejercida sobre la formación disminuye; si esto pasa, los fluidos de formación puenen entrar al pozo. En ese momento se presenta la patada de pozo. En otras palabras, cuando la presión de la formación y sus fluidos excede el peso de la columna de lodo, se presenta una patada de pozo. Presión = Fuerza popr unidad de área. Presión = Fuerza/Área. La presión se expresa en diferentes unidades como: psi, Kilopascales etc. Para evitar que la patada de pozo se convierta en un reventón, la cuadrilla del taladro usa un equipo de preventoras de reventones BOP stack. PREVENTORAS DE REVENTONES BLOWOUT PREVENTERS. Conceptos Básicos.
El stack de BOP comprende varias válvulas de gran tamaño apiladas una encima de la otra. Estas válvulas se conocen como BOP. Los fabricantes establecen rangos para los stacks de BOP para controlar presiones que van desde 2000 psi, hasta 15000 psi (14000 a 100000 KPa). Usualmente los taladros tienen dos tipos de preventoras. En la parte superior del stack hay un preventor anular (Hydrill). Se conoce como BOP anular porque al cerrarlo rodea la tubería en el pozo en forma de anillo o ánulo. Debajo del Hydrill o preventor anular están las Preventoras tipo Ram Ram preventers. Las válvulas en las preventoras tipo Ram se cierran forzándose entre sí. La línea del Choque es una tubería a través de la cual fluyen los fluídos que salen del pozo hacia el distribuidor del choque Choke Manifold cuando las preventoras estám cerradas. Aún cuando las preventoras cierran el pozo, la cuadrilla necesita tener una forma de circular la patada o burbuja que viene con el lodo, para sacarla del pozo.
Cuando la BOP cierra el pozo, el lodo y los fluidos de formación salen a través de la línea del choque, hacia el choke manifold. El manifold está hecho de tubería y válvulas especiales. La válvula más importante es el choke. Se trata de una válvula con una abertura ajustable. La cuadrilla circula la patada a través del choke para mantener una contrapresión en el pozo. Al mantener la cantidad correcta de contrapresión en el pozo se evita que más fluido de formación siga entrando al hueco. Simultaneamnete se puede circular la patada fuera del pozo y agregar lodo de perforación más pesado para matar el pozo, controlándolo. Los fluidos salen del choke manifold, y usualmente van a un separador de lodo-gas mud gas separator. Un separador separa el lodo del gas en una patada de pozo. El lodo libre de gas regresa a los tanques, el gas se quema a una distancia segura del taladro. Operación del BOP. Cuando se presenta una patada y las preventoras están abiertas, los fluidos de formación hacen que el lodo fluya hacia arriba y dentro del stack de BOP. Cuando el perforador cierra el preventor anular, el fluijo se detiene. Usualmente los perforadores cierran primero el preventor anular. Al cerrar el preventor anular, los fluidos se desvían hacia la línea del choke, y finalmente hacia el choke manifold. El perforador puede abrir una válvula en la línea del choke, y circular la patada de forma segura a través del choke manifold.
a) El preventor anular puede cerrar alrededor de: A. Drill pipe. B. Drill collars. C. Hueco Abierto Open Hole. D. Herramientas Tools. Usualmente el preventor anular se cierra primero.
b) Los preventores tipo Ram están conformados por: A. Pipe Rams. B. Ciegos Blind Rams. C. Ciegos de Corte Blind Shear Rams. D. Rams de diámetro variable Variable Bore Rams (VBR). A. Un Pipe Rams cierra alrededor del drill pipe. Algunos pipe rams se usan para suspender lña sarta de perforación drill string en equipos de preventoras submarinos. Van debajo del preventor anular Hydrill en caso de que este falle al tratar de controlar una patada.
Actúan como un back up del preventor anular. º B. Rams Ciegos Blind Rams : Están diseñados para cerrar el poozo cuando no hay tubería de perforación en el mismo. C. Rams Ciegos de Corte Blind Shear Rams : Están diseñados para cerrar el pozo y al mismo tiempo cortar la tubería. Tienen cuchillas, y se usan en emergencias extremas, como en equipos flotantes, cuando el equipo o taladro tiene que moverse a una distancia segura en el mar. D. Rams de Diámetro Variable Variable Bore Ram (VBR): Son especiales, ya que pueden cerrarse alrededor de tuberías de diferente diámetro, desde tubos de 5 hasta 3. EQUIPO BÁSICO DE PREVENTORAS BASIC BOP EQUIPMENT. Generalidades. A continuación se enumeran las partes principalkes de un equipo de prevención de
reventones BOP para taladros de perforación en tierra firme, equipos offshore de patas retráctiles jackup, plataformas, o equipos offshore sumergibles: a) Panel de control del BOP del perforador. b) Unidad del acumulador del BOP. c) Choke manifold. d) Panel de control de choke. e) Separador de lodo-gas. f) Línea de quemado Flare Line y quemadero Flare Pit. g) Tanque de viaje. h) Válvulas de la sarta de perforación. Panel de control del BOP del perforador. En él el perforador abre y cierra la BOP y las líneas que van al choke manifold. Usualmente este panel está localizado en la mesa, cerca al perforador. Las palancas e interruptores le permiten el perforador abrir y cerrar rápidamente las preventoras y otras válvulas en el sistema.
Acumulador. Las botellas del acumulador almacenan fluido hidráulico a alta presión, mayor de 3000 psi (20000 Kpa). Estos fluidos a alta presión aseguran que las preventoras cierren y abran rápidamente. La unidad del acumulador de operación del BOP se instala a cierta distancia del taladro.
Líneas Hidráulicas. Cuando el perforador activa la unidad de operación del BOP, bombea fluido hidráulico a través de líneas y dentro del BOP. La presión abre o cierra las BOP.
Palancas de Operación del Acumulador. Usualmente el perforador opera el acumulador desde el panel de control en la mesa del taladro. Sin embargo, en una emergencia los miembros de la cuadrilla pueden operar el BOP usando las válvulas de control que hay en el acumulador.
Choke Manifold. Este es un choke manifold. El flujo llega al choke manifold desde el BOP a través de la línea del choke. Usualmente el manifold tiene dos válvulas especiales operadas a
control remoto llamadas chokes. Por lo general el flujo fluye sólo a través de uno de los chokes. Los otros chokes actúan como back ups. Operación del Choque. El perforador gradúa la cantidad de flujo a través del choque ajustando el tamaño de la abertura en el mismo, haciéndolo más grande o más pequeño, con incrementos de 1/16 de pulgada. Cuando la abertura es pequeña, el flujo es menor. Cuando la abertura es más grande, el flujo es mayor. Con menos flujo, se tiene mayor contrapresión en el pozo. A mayor flujo, menor contrapresión en el pozo. Este ajuste en la contrapresión, mantiene la contrapresión en el fondo del hueco, de forma que no puedan entrar más fluidos de formación en el mismo. Panel de Control del Choke. Es usado por el perforador u otros miembros de la cuadrilla para ajustar el tamaño de la abertura del choque, a medida que los fluidos de la patada de pozo fluyen por éste. Observando la presión en el drill pipe y en el casing, y manteniendo la bomba de lodo a una velocidad constante, el operador del choque puede ajustarlo.
para mantener una presión constante en el fondo del pozo. Para controlar una patada y circularla exitosamente fuera del pozo, el operador del choque debe mantener la presión de fondo constante. Separador de lodo-gas. Los fluidos de la patada y el lodo pasan del choke manifold al separador a través de una línea.
Con frecuencia, la mayor parte de una patada está conformada por gas, sin embargo, los fluidos de formación también pueden contener agua, aceite, o una combinación de los mismos. En cualquier caso, el separador remueve el gas del lodo. Después de remover el gas, la bomba envía el lodo libre de gas a los tanuqes, y al fondo del pozo. El gas que sale del separador va al quemadero. Operación del Separador. En un separador, el lodo y el gas que viene del choke manifold entran por la parte superior del separador y y caén sobre varios platos.
A medida que el lodo cae sobre los platos, el gas se separa de este, y sale por la línea del quemador. El lodo libre de gas cae al fondo del separador, y sale por una línea hacia los tanques, donde es circulado de nuevo dentro del pozo. Quemadero y Línea del Quemadero. La línea del quemadero flare line conduce el gas desde el separador hasta el quemadero flare pit en los equipos de perforación terrestres. El gas se quema en el flare pit. La salida del gas de la línea del quemadero está a una distancia segura del
taladro. Aúnque se esté quemando gas, la cuadrilla puede trabajar en forma segura. En las plataformas mar adentro,en las cuales no hay quemadero, la línea de quemado está a un lado del equipo. La línea está sobre el agua, a una distancia segura de la plataforma.
Tanque de Viaje. Es un tanque de lodo especial. Se usa cuando se está sacando tubería del pozo, por ejemplo, para cambiar la broca. También se usa cuando se está metiendo tubería. El hecho de sacar la tubería y volver a meterla se conoce como un viaje trip, de ahí el nombre de este pequeño tanque. Este tanque se usa para llevar un registro preciso de la cantidad de lodo que la sarta desplaza en el hueco. Operación del Tanque de Viaje. Cuando la cuadrilla saca la tubería del pozo, el nivel del lodo en el hueco cae. Si la cuadrilla permite que este nivel baje mucho, el lodo no ejercerá suficiente presión como para evitar que los fluidos de formación entren en el pozo. Por ello, a medida que la cuadrilla saca tubería, continuamente circulan fluido desde el tanque de viaje para reemplazar el volumen de la sarta de perforación, y mantene rel hueco lleno. La cuadrilla también está alerta a cambios inusuales, y se aseguran que el volumen de lodo que se envía al pozo reemplace exactamente el volumen ocupado por la sarta de perforación.
Ya que los volúmenes son pequeños, el tanque trae una escala medida en pequeños incrementos, como por ejemplo décimas de barril o de litro de lodo. Si el volumen de lodo que la cuadrilla coloca en el pozo es menor que el volumen de la tubería que se saca, es probable que los fluidos de la formación entren en el pozo. Supongamos, por ejemplo, que la cuadrilla saca una parada de drill pipe del pozo. Y que esta tubería desplaza 0.7 bbls (111 litros). Entonces la cuadrilla debe bombear dentro del pozo 0.7 bbls o 111 litros para reemplazar la parada.
El nivel de lodo en el tanque de viaje debe disminuir en 0.7 bbls o 111 litros. Si el nivel del tanque no disminuye en esta cantidad, los fluidos de formación han entrado al pozo, y la cuadrilla debe tomar medidas para controlarlo. EQUIPO DE BOP SUBMARINAS SUBSEA BOP EQUIPMENT. Generalidades. Es similar al equipo de de superficie, sin embargo, existen algunas diferencias importantes. Se unen al pozo en el fondo del oceano. Mientras tanto, el equipo flota sobre el agua cientos o miles de pies o metros por encima de ellas. Sus partes son: Preventoras BOP stack, equipo de superficie surface stack, y: a) Unión Flexible Flexible Joint (Ball Joint). b) Tubo marino marine riser, con las líneas del choque y de matar el pozo.
c) Líneas guía guide lines. d) Unión telescópica telescopic joint y líneas tensionadoras riser tensioner lines. e) House bundle. f) Dos accesorios de control control pods. El perforador controla las válvulas del BOP submarino desde un panel de control eléctrico del equipo. El house bundle lleva las señales de control y el fluido hidráulico dese el equipo flotante y las conduce hacia abajo a través del mar hasta el accesorio de
control control pod en la válvula del BOP seleccionada. Tubo Marino Marine Riser Pipe. Se trata de un tubo y accesorios especiales. Sella entre la parte superior del BOP submarino y el equipo de perforación, ubicado en el taladro flotante.
Los miembros de la cuadrilla corren la sarta de perforación en el hueco a través de los riser pipes. El riser pipe también conduce el lodo hacia arriba. Los fabricantes unen a la parte exterior del riser pipe dos tubos mas pequeños llamados líneas del choque y de matar el pozo. Estos tubos se usan durante una patada de pozo o en operaciones especiales.
a) Líneas guía guide lines. Ayudan a guiar y colocar las BOP en el fondo del oceano. b) La unión flexible flexible joint amortigua el estrés por doblamiento en el riser pipe y en la BOP. c) La unión telescópica telscopic joint compensa el movimiento vertical del equipo flotante. Los miembros de la cuadrilla también usan un sistema de tensionamiento rising tensioning system. Las líneas tensionadoras riser tensioner lines soportan el riser pipe, el cual es bastante largo. LEVANTADOR RISER Y LÍNEA GUÍA TENSIONADORA GUIDELINE TENSIONER.
Ejercen tensión constante en el riser pipe y en las líneas guía guide lines. Esta tensión suspende el riser pipe, y también compensa el movimiento del taladro, causado por las olas. Los sistemas levantadores tensionadores riser tensioner systems usualmente tienen capacidades que van desde 300000 libras (135000 Kg) hasta 1000000 libras (455000 Kg) con 50 pies o 15 metros de cable de alambre. Estos sistemas usan más de 12
tensionadores de compresión tipo botella compression bottle tensioners, los cuales usan presión de aire para la compensación. VÁLVULAS DE LA SARTAS DRILL STRING VALVES Y IBOPS. Generalidades. Detienen los fluidos que suben por la sarta. Con frecuencia, si se presenta una patada con la broca fuera del fondo, los fluidos de formación fluyen hacia arriba a través del anular y de la sarta de perforación.
La cuadrilla cierra las válvulas de sarta para detener el flujo en la misma. Si la Kelly está colocada, ellos pueden cerrar la válvula superiro o inferior de la Kelly. a) Válvula inferior de la Kelly lower Kelly cock. b) Válvula superior de la Kelly upper Kelly cock. c) Válvula de apertura total full opening valve. Si la Kelly no está colocada, la cuadrilla puede instalar una válvula de apertura total full opening valve en la parte superior de la sarta. Un preventor interno de reventones Inside Blow Out Preventer (IBOP) es una válvula de una vía, una válvula cheque que ellos pueden instalar en la sarta. Un tipo de válvula IBOP es la flotadora float valve, la cual usualmente va en la sarta, cerca de la broca. Previenen un flujo hacia arriba, por el interior de la sarta. Otro tipo de IBOP es la válvula de tirar Drop In Valve (DIV). Ella se tira dentro de la sarta y cae dentro de un landing sub especial que usualmente se coloca cerca de la parte superior del drill collar en la sarta. Le permite al perforador bombear lodo hacia abajo a través de la tubería. Es una válvula cheque que no permite que el fluido se devuelva por la sarta.
Otro tipo de IBOP es la válvula cheque heavy duty check valve, o gray type valve. Es una válvula cheque que la cuadrilla instala en la superficie, usualmente se usa en operaciones de stripping. Stripping es cuando se corre drill pipe en el hueco mientras la BOP está cerrada y bajo presión.
Válvulas Superior e Inferior de la Kelly Upper/Lower Kelly Cocks. La válvula superior de la Kelly upper Kelly cock se encuentra sobre la misma. Sirve como back up de la válvula inferior lower kelly cock. Si la lower kelly cock falla, la cuadrilla usa una llave especial para cerrar la válvula superior upper. Esto protege al
equipo que se encuentra sobre la Kelly del flujo a alta presión. Usualmente los miembros de la cuadrilla cierran la válvula inferiorsi una patada pone en riesgo el equipo sobre la Kelly. Esta válvula va en la parte inferior de la kelly. Se usa una llave especial para cerrarla. También se puede cerrar la lower kelly cock para evitar que el lodo fluya fuera de la kelly, cuando se zafa para conectar tubería.
VÁLVULA DE APERTURA TOTAL FULL OPENING SAFETY VALVE. º
Si la Kelly no está puesta y se presenta un flujo, la cuadrilla puede insertar la safety valve en la sarta. Este procedimiento se conoce como stabbing. Una válvula full opening valve tienen una abertura interna lo más grande posible. Cuando está totalmente abierta, el flujo que viene del drill pipe pasa a través de la válvula sin restricción; esta abertura relativamente grande le permite a la cuadrilla instalar la válvula en contra de la presión que viene de la sarta. La válvula se levanta por las manijas. Se confirma que esté abierta, y se instala en el tope del drill pipe. Entonces
se enrosca en el drill pipe. Finalmente se usa una llave especial para cerrar la válvula y detener el flujo.
Uso de la Válvula de Seguridad. El perforador debe asegurarse de que el taladro tiene los crossover subs correctos en la mesa. La cuadrilla debe ser capaz de colocar la válvula de seguridad sobre cualquier tubería o herramienta que se encuentre en la mesa rotaria.
Por ejemplo, si un drill collar está colgando en la rotaria, puede que la rosca de la válvula no coincida con la rosca del drill collar. Se necesita un cross over. Válvulas Flotadoras. También previenen el flujo hacia arriba a través de la sarta de perforación. Los miembros de la cuadrilla la ubican en un tubo substituto, el cual es un accesorio especial de perforación que va justo encima de la broca. Un tipo de estas válvulas le permite al lodo fluir hacia abajo, pero no devolverse por la tubería. Bajo condiciones normales, la presión de las bombas mueve el lodo hacia abajo a través de esta válvula de una vía. Un influjo de fluidos de formación debajo de ella hace que se cierre. Esto evita el flujo hacia arriba a través de la sarta