Seguridad en pozos petrolerosCONTROL DE POZOS PETROLEROSINTRODUCCION

Cuando hablamos Control de pozo nos referimos al mantenimiento de los equipos de seguridad, tanto como seguridad del personal de trabajo ya que tienes como funcin hacer que los equipos de seguridad rindan eficientemente en cuanto a su trabajo corresponda.

EQUIPOS Y ACCESORIOS DE CONTROL DE POZOSEl equipo de seguridad esta situado en el ante pozo, debajo de la sub-estructura; por lo cual el tamao de esta depende del tamao del equipo de seguridad.Dentro de este equipo podemos mencionar: Las vlvulas de seguridad con las cuales se obstruye la tubera de produccin en algn punto abajo del cabezal cuando los controles superficiales han sido daado o requieren ser completamente removidos.Reguladores y estranguladores de fondo los cuales reducen la presin fluyente en la cabeza del pozo y previene el congelamiento de las lneas y controles superficiales.

Vlvulas check que previene le contra flujo en los pozos de inyeccin. Estos instrumentos pueden instalados o removidos mediantes operaciones con cable. Ya que estos accesorios son susceptibles al dao. Debe pensarse en una buena limpieza antes de instalar un dispositivo de control superficial.BROTESe define como brote o surgencia a la entrada no deseada de fluidos de la formacin dentro del pozo, si se la reconoce y controla a tiempo, una surgencia puede ser manejada y eliminada del pozo en forma segura, en cambio, si se la deja proseguir su curso, puede tornarse incontrolable, esto es lo que se reconoce como reventn, que en si es una surgencia fuera de control.

ANTECEDENTES DE CONTROL DE POZO Condiciones del pozo

En el pozo se debe deber mantener siempre el peso de lodo adecuado para mantener la hidrosttica.La presin de estallido del revestimiento se debe dar a conocer y registrarse en la mesa de perforacin.La presin de formacin se debe de monitorear siempre para ajustar los pesos de lodo.

Para las instalacionesTodo el sistema de preventores se debe de clasificar de acuerdo con la mxima presin anticipada en superficie.El equipo deber ser probado peridicamente.El sistema de deteccin debe estar siempre en buenas condiciones de operacin. El personalEntrenado en control de pozos mediante la participacin en simulacros de control de pozos.

Debern conocer las seales de advertencia de un brote. Monitorear todo el tiempo el comportamiento del pozo.

Mantener una comunicacin efectiva con todo el equipo.

Conocer y acatar sus responsabilidades y asignaciones de acuerdo al plan de contingencia.

RESPONSABILIDAD

Perforador.-Debe detectar el brote y cerrar el pozo. Es responsable de supervisar a la cuadrilla durante las operaciones de control del pozo.Miembros de la cuadrilla.-Estar alertas a cualquier seal de brote. Reportarse en el puesto asignado durante las operaciones de control.

Ingeniero de lodo.-Mantener las propiedades del lodo de acuerdo con el programa. Suministrar informacin del pozo durante las operaciones de control.

Mud Logger.- Informar sobre los indicadores de aumento a la presin de formacin. Monitorear y llevar registro del sistema de circulacin durante las operaciones de control.

Jefe de equipo.-Asegura que el perforador y la cuadrilla se coloquen correctamente. Est presente en la mesa rotaria durante las operaciones de matar el pozo.

Supervisor de la compaa operadora.-Es responsable totalmente por el control del pozo. Asegura que todo el personal conozca sus responsabilidades. Mantiene siempre comunicacin con todo el equipo laborando. Da a conocer al equipo las operaciones planeadas para el control del pozo.

PROCEDIMIENTO DE CIERRE

Espaciar la sarta para el cierre de preventores y tener acceso fcilmente a la vlvula de seguridad. Primero se debe de asegurar la sarta de perforacin o de trabajo pues sta es el camino ms rpido del brote a superficie. Despus de cerrado el pozo, verificar que el flujo ha cesado.

Cabezal de tubera de revestimiento.-Este forma parte de la instalacin permanente del pozo y puede ser de tipo roscable, soldable, bridado integrado. Su funcin principal es la de anclar y sellar la tubera de revestimiento e instalar el conjunto de preventores. El cabezal tiene salidas laterales en las que pueden instalarse lneas auxiliares de control.

Preventor anular.-Es tambin conocido como esfrico. Se instala en la parte superior de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote. El Tamao y capacidad deber ser igual a los de arietes.

Consta en su parte interior de un elemento de hule sinttico que sirve como elemento empacador al momento del cierre, alrededor de la tubera.

LOS PREVENTORES DE REVENTONES:Son equipos que se utilizan para cerrar el pozo y permitir que la cuadrilla controle un cabeceo o arremetida antes de que ocurra un reventn. Existen dos tipos bsicos de preventores: anular y de ariete.Los Preventores Anulares:Poseen un elemento de goma que sella al cuadrante, la sarta de perforacin, los porta mechas o al hoyo mismo si no existiere sarta en el hoyo.

En general la funcin especfica de cada uno de los preventores anulares se reconoce por su denominacin, a saber: BOP's rotativas, escurridores (stripper) de tubera, escurridores de cable de perfilaje, escurridores de varilla, prensaestopas y cabezas de circulacin.Estos equipamientos permiten la extraccin o rotacin de la tubera, del cable de perfilaje o de las varillas de bombeo y cumplen la funcin a que su nombre hace referencia, mientras el pozo se encuentra bajo presin. El packer es lo suficientemente flexible como para expandirse y contraerse de manera de adecuarse al tamao y forma del elemento que se encuentra en el pozo. Mientras se mantenga la flexibilidad, es importante asegurarse de que las uniones de tubera (cuplas), los portamechas y otras conexiones se extraigan lentamente para evitar una falla prematura del empaquetador.

Se accionan en forma manual, hidrulica o presentan un empaquetador asegurado en forma permanente que se encuentre siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Adems, muchos modelos estn equipados con alojamientos para cuas.

Preventor anular hydrill.- La mayora de los preventores anulares utilizados en la actualidad son fabricados por:

Hydrill: MSP, GK, GL Y GX (el GL principalmente diseado para operaciones submarinas)

Cabezales /bop rotativas

El cabezal giratorio o preventor de reventones giratorio se est volviendo comn en muchas reas. Permite que la sarta gire con presin debajo de ella.

Las operaciones de perforacin en desbalance (con insuficiente presin hidrosttica) pueden continuar con la circulacin a travs del manifold del estrangulador. Varios fabricantes (Williams Tools, Shaffer, Grant, etc.) tienen modelos que permiten que la sarta gire o que mantenga presiones estticas hasta 5000 psi (344.75 bar). PREVENTORES DE ARIETES

Tiene como caracterstica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes de acuerdo a los arreglos de preventores elegidos. Las caractersticas principales de estos preventores son:El cuerpo del preventor se fabrica como una unidad sencilla o doble.

Puede instalarse en pozos terrestres o marinos.

La presin del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.

Tiene un sistema secundario para cerrar manualmente.

Los arietes de corte sirven para cortar tubera y cerrar completamente el pozo.

Los arietes son de acero fundido y tienen un conjunto de sello diseado para resistir la compresin, estos pueden ser de los siguientes tipos:

Arietes para tubera.

Arietes variables (tubera y flecha).

Arietes de corte.Los arietes variables son similares a los de tubera siendo la

Caracterstica distintiva la de cerrar sobre un rango de dimetros de tubera, as como medidas variables de la flecha.

Las presiones de trabajo de los preventores son de 3000, 5000, 10000 y 15 000 lb/pg^2.TIPOS DE ARIETES

De tubera.-Se han diseado para centralizar y lograr un sello de empaque alrededor de un tamao especfico de tubera de perforacin o de revestimiento.

De dimetro inferior variable (VBRs).-Son diseados para sellar en un rango de tamaos de tubera. La capacidad para sostener la tubera se puede ver disminuida segn la capacidad y el tipo.

Ciegos/cortadores.- Son diseados para sellar en hueco abierto. Los arietes ciegos / cortadores estn diseados para cortar algunos tamao de tubera y pueden proveer sello sobre un hueco abierto.

De revestimiento.-Estn diseados para proporcionar sello en el anular del revestimiento y hueco abierto mientras se baja el revestimiento. Los arietes de corte para revestimiento tambin estn disponibles pero requiere un accesorio adicional llamado boostero presiones de cierre ms altas para asegurar que el corte sea efectivo en ciertos tamaos de revestimiento.

ARREGLOS API PARA 2.000 PSI

LOS ESTRANGULADORES:Son vlvulas que pueden abrirse o cerrarse completamente, existen muchsimas posiciones entre los dos extremos para circular la arremetida hacia fuera y bombear lodo nuevo hacia el hoyo. A medida que el influjo va saliendo del hoyo, se va reduciendo la apertura del estrangulador a posiciones que mantienen la suficiente presin para permitir que salga el influjo y lodo, pero no permite que salga ms fluido de perforacin.

ESTRANGULAMIENTO POR PERFORACIONCuando se perfora a presiones inferiores a la presin a la del reservorio, se hace circular una surgencia o se refluye despus de una fracturacio9n, la posicin de los estranguladores es crtica para el manejo de flujo en el pozo. Es necesario un personal experimentado para el empalmado, prueba de vigilancia de estos estranguladores hidrulicos de tal manera supere las exigencias y excedan la capacidad mxima

ESTRANGULADORES

Capaz de soportar presiones de trabajo de 20.000 PSI, el estrangulador hidrulico de sellado eficaz un equipo de seguridad mejora no solo el control de surgencia mientras se perfora, sino tambin el control de pozo durante reventones, el reflujo despus de la fracturacin y los caudales durante las pruebas de pozosMULTIPLE DE ESTRANGULACION

Se forma por un conjunto de vlvulas, crucetas y ts, estranguladores y lneas. Se utilizan para controlar el flujo de lodo y los fluidos invasores durante la perforacin y el proceso de control de un pozo. Un sistema de control superficial de preventores se conecta a travs de lneas metlicas (de matar o de inyeccin) para proporcionar alternativas a la direccin de flujo.

Al igual que los preventores, el mltiple de estrangulacin se estandariza de acuerdo a la norma API 16C y las prcticas

Recomendadas API 53C.

Cuando se disea el mltiple de estrangulacin deben de tomarse en cuenta los siguientes factores: Establecer la presin mxima de trabajo.Los mtodos de control a utilizar para incluir el equipo necesario.El entorno ecolgico.

ESTRANGULADORES VARIABLES

Son accesorios diseados para restringir el paso de los fluidos en las operaciones de control. Con esto generan una contrapresin en la tubera de revestimiento con el fin de mantener la presin de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento. Esto facilita la correcta aplicacin de los mtodos de control. Los estranguladores pueden ser de tipo manual e hidrulico, siendo este ultimo mejor debido a una abertura y cierre a mayor velocidad.

Estrangulador variable hidrulico

VALVULAS DE SEGURIDAD Y FLOTADORAS

Un mtodo para cerrar la sarta es una parte bsica del equipo para controlar el pozo. Los equipos para cerrar la tubera o la tubera de perforacin incluyen las vlvulas de seguridad, las flotadoras y los preventores de reventones interiores. Estos equipos los maneja la cuadrilla de la plataforma. Es esencial que el perforador y el jefe de equipo se aseguren que la cuadrilla entiende las reglas para la operacin y el mantenimiento de estos equipos esenciales.

Vlvula superior del vstagoLa vlvula superior del vstago (kelly cock superior) es una parte estndar del conjunto de la junta superior del kelly. La figura abajo muestra una vlvula superior OMSCO que tiene una vlvula integral de sentido nico. Otras vlvulas superiores son simplemente vlvulas tipo esfera, charnela o tapn. El propsito bsico de la vlvula superior es el de proteger a la manguera de perforacin, la cabeza giratoria y el equipamiento de superficie de las altas presiones del pozo. Generalmente se prueba con presin cuando se prueba la columna. Hay un mantenimiento limitado en la vlvula superior.

Valvula inferior del vstago

La vlvula inferior del vstago (kelly cock inferior) es una vlvula que abre completamente, apoyando la vlvula superior. Permite que se retire el vstago cuando la presin en la sarta es mayor que la clasificacin de los equipos de superficie. Una prctica comn es la de usar la vlvula inferior como una vlvula para ahorrar fluido o lodo. El uso continuo de la vlvula inferior tiene su ventajas y desventajas. La vlvula se opera en cada conexin entonces se mantiene libre y en condiciones de operacin. La cuadrilla aprende cmo operar la vlvula y la manija se mantiene cerca (disponible).

Vlvulas de seguridad de apertura completaAdems de las vlvulas en la junta kelly, se requiere mantener otra vlvula de seguridad de apertura plena en la plataforma (piso) del equipo. Si ocurre una surgencia durante una maniobra, hay que instalar esta vlvula de inmediato.

Vlvulas de contrapresin

Muchos dispositivos pueden ser clasificados como vlvulas de contrapresin. Las flotadoras, BOP interiores, las vlvulas de contrapresin y las vlvulas antirretorno actan todas de manera similar para evitar que el flujo y la presin suban por la sarta. Estos dispositivos se utilizan en tales actividades como bajada bajo presin (stripping), la insercin contra presin (snubbing) y los trabajos con presin.Vlvula de seguridad tpSe debe disponer en dimetro y tipo de rosca igual a la tubera de perforacin y su ubicacin debe de ser de fcil acceso a la cuadrilla en el piso de perforacin, para que pueda colocarse radamente cuando se tiene un brote por la tubera de perforacinEQUIPAMIENTO ESPECIAL

Indicador de retorno de lodo (sensor de la lnea de flujo)

En trminos de los equipos para detectar los amagos de reventn (surgencias), el indicador de retorno probablemente sea el equipamiento ms importante que se usa. Por lo general el indicador de retorno de lodo es una paleta en la lnea de flujo.

Esta seal se enva a la consola del perforador, donde es comunicada como un porcentaje de flujo (% flujo) o galones por minuto (litros por minuto en el sistema mtrico). En la mayora de las operaciones, un cambio relativo en la tendencia establecida es un indicador de un potencial peligro.EL SEPARADOR DE LODO Y GAS:Es una pieza esencial en una instalacin para poder controlar una arremetida de gas. Este equipo permite restaurar el lodo que sale del pozo mientras ocurre un cabeceo y as que se puede separar el gas y quemarlo a una distancia segura de la instalacin. Interiormente est constituido por deflectores que hacen que cantidades de lodo y gas se muevan ms despacio y un arreglo en forma de S en el fondo permite que el lodo fluya hacia el tanque del vibrador mientras mantiene el gas por encima del lodo. El tubo de descarga en la parte superior permite que el gas se queme sin hacer mucha presin en el lodo.

DESGASIFICADOR:Permite la separacin continua de pequeas cantidades de gas presentes en lodo para evitar la reduccin de la densidad del mismo, la eficiencia de la bomba del lodo y la Presin hidrosttica ejercida por la columna del lodo.

LAS LNEAS DE MATAR:

Van desde la bomba del lodo al conjunto de vlvulas de seguridad, conectndose a estas en el lado opuesto a las lneas de estrangulacin. A travs de esa lnea se bombea lodo pesado al pozo hasta que la presin se haya restaurado, lo cual ocurre cuando se ejerce suficiente presin hidrosttica contra las paredes del hoyo para prevenir cualquier irrupcin de fluido al pozo.

EL TANQUE DE VIAJE:

Es una estructura metlica utilizada con la finalidad de contabilizar el volumen de lodo en el hoyo durante los viajes de tuberas; permiten detectar si la sarta de perforacin est desplazando o manteniendo el volumen dentro de hoyo cuando se meta o se saque la tubera del mismo. Posee una escala graduada que facilita la medicin ms exacta de estos volmenes.

.

ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN EQUIPO DE BOP's

Elementos empaquetadoresEl empaquetador o elemento sellador, tanto de los preventores anulares como los de tipo ram, se presentan en diferentes medidas y presiones nominales. Estn hechos de un caucho de alta ductilidad o de un material tipo caucho que por lo general, se moldea alrededor de una serie de lengetas de acero, las cuales fortalecen y refuerzan el material utilizado.

Los empaquetadores packer ms comunes son de caucho natural, caucho nitrilo (buna-n), o neopreno. Estos compuestos estn preparados para diferentes situaciones tales como: fro intenso, gas agrio y medios ambientes corrosivos.MANTENIMIENTO PREVENTIVOPor lo general, la mayor parte de las ram de los preventores cierran normalmente con una presin de 500psi, esta no debe modificarse arbitrariamente. No se debe probar el funcionamiento de las ram de tubera sin haber colocado en los preventores la tubera de tamao correspondiente para evitar daos.

Al cambiar las empaquetaduras de las ram, recordar que la mayora de los problemas surgen por cierres y sellos de bonete o compuerta inadecuados. Es importante inspeccionar y reemplazar estos sellos todas las veces que sea necesario, cada vez que se cambien las ram.

Tanto las barras de tubera como el tubing pueden moverse a travs de las ram accionadas. Para ellos la presin de cierre debe reducirse hasta los 200 o 300psi para disminuir el desgaste de la superficie de la empaquetadura. Tomando en cuenta que la presin de accionamiento de las ram de tubera es reforzada en varios grados por la accin de la presin del pozo y que las ram de cierre tienen diferentes tamaos, entonces resulta necesaria regular la presin de operacin de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Debe minimizarse el movimiento de la tubera a travs de las ram de tubera, en particular los cambios bruscos de direccin de movimiento.

UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESIONAl producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo ms rpido posible para evitar una surgenca mayor. En general, los sistemas manuales son ms lentos que las unidades hidrulicas y pueden permitir mayores volmenes de entrada de fluidos.

Se han probado bombas de inyeccin, aire del equipo y bombas hidrulicas como unidades de cierre, y todos han dado resultados poco satisfactorios. Los sistemas de acumuladores hidrulicos son las primeras unidades de cierre en dar buenos resultados. La finalidad del acumulador es proveer una forma rpida, confiable y practica de cerrar los BOP en caso de surgencia. Dada la importancia del factor confiabilidad, los sistemas de cierre poseen bombas extra y volumen en exceso de fluido, al igual que sistemas alternativos o de reserva.

Hoy en da, el equipo estndar utiliza un fluido de control que puede consistir en un aceite hidrulico o en una mezcla especial de productos qumicos y agua que se almacenan en botellones o cilindros de acumulador a 3000 Psi. Una cantidad superficie de fluido se almacena bajo presin para que todos los componentes del conjunto BOP puedan funcionar con presin y adems mantener siempre una reserva de seguridad. A medida que disminuye la presin en los botellones del acumulador, las bombas de aire o elctricas instaladas para recargar la unidad, arrancan en forma automtica.Manifolds de alta presinSe usa para aumentar la productividad y minimizar la eficiencia en el sitio de los pozos. El ensamblado de manifolds permite periodos largos de reflujo sin tener que parar las operaciones para cambiar guarnision.Interceptores de bola fracReduce de una manera significativa las interrupciones de flujos despus de la fracturacin hay dimetros de hasta 3

El schooner hydraulic chokeAlta fuerza operativa. Un pistn hidrulico grande tiene ms de 10.000 libras de fuerza para controlar el estrangulador. Cavidad de amortiguamiento que produce el flujo ms uniforme a traes de la compuerta y el asiento. Sello eficaz. Los sellos de la compuerta y el asiento dentro de este proporcionan un cierre eficaz. La compuerta y el asiento son reversibles para proporcionar a estas partes una vida prolongada. Manguito para un uso resistente a la abrasin. Un manguito para uso aguas abajo proporciona una proteccin contra la erosin en las zonas de mayor flujo turbulento

Chunk chokes modelo cEs un equipo que ayuda a reducir el dao a los equipos de aguas abajo causado por los slidos, el chunk choke debido a su uso como interceptor de rocas el estrangulador modelo C viene con un orificio mximo de 2 y puede manejar presin de trabajo entre 10.000PSI y 15.000PSI

Los slidos grandes no se separan del flujo debido a la diferencia de reas entre la entrada y la cavidad del estrangulador. Este es el principio bsico detrs de nuestro diseo original del estrangulador para estabilizar el flujo en el cuerpo antes de que pase a travs de la compuerta y el asiento

Fabricado de acuerdo con las especificaciones del API

Operado hidrulicamente Disponible entre presiones de trabajo de 10.000 PSI y 15.000 PSI

Disponibles en configuraciones de mano derecha o izquierda para ajustarse a los manifolds existentes

Bridas de entrada y salida desmontables

PatentadoCoil tubing chokesEl estrangulador modelo DM es operado a distancia mediante una fuente de energa proveniente de la unidad de alimentacin del coil tubing o un panel suministrado, que requiere solo aire.

Fabricacin de acuerdo con las especificaciones del API

Disponible en presiones de trabajo de 10.000 PSI y 15.000 PSI

Operado mediante un engranaje de tornillos sinfn

Cambio de compuertas y asientos sin necesidad de un desensamblado completo del estrangulador

Cancelacin manual

Indicadores de posicin electrnicos.

Frack stackEs un equipo que nos permite operar reflujos de alta presin hay dimetros de 4 1/16 y 7 1/16) que puede manejar presiones de trabajo de 5.000, 10.000, 15.000, 20.000 PSI. Para minimizar el torque operativo, estas vlvulas estn disponibles con volante de maniobra de giro rpido o acuadores hidrulicos. el diseo de rpido giro incorpora un ensamblaje de tornillo esfricos que permite una operacin fcil a presin, aun para sistema de agujero grande Se colocan placas para el fcil mantenimiento.

Modelo DSISTEMA DE CONTROL CONJUNTO DE PREVENTORESPermite aplicar la presin necesaria para operar todos los preventores y vlvulas hidrulicas instaladas. Los elementos bsicos de un sistema de control son:

Depsito almacenador de fluidos y acumuladores.

Fuente de energa Unidades de cierre.

Consola de control remotoVlvula de control para operar los preventores.Todo equipo de perforacin, terrestre o marino deber estar equipado con el numero de tableros de control suficientes, y ubicados estratgicamente a donde el perforador pueda llegar con rapidez y operar el conjunto de preventores.SISTEMA DE CONTROL DEL CONJUNTO DE PREVENTORESBOMBA PARA OPERAR PREVENTORES El sistema de control del acumulador proporciona un medio para cerrar y abrir individualmente cada preventor y cada vlvula de manera conveniente, rpida, repetidamente y a la presin de operacin correcta.

TABLERO DE CONTROL PARA OPERAR PREVENTORES

ACUMULADORES

Acumulador.-Son varios recipientes en forma de botella o esfricos que estn localizados en la unidad de operaciones y es all donde se guarda el fluido hidrulico. Posee lneas de alta presin que llevan el fluido hidrulico a los preventores y cuando las vlvulas se activan, el fluido causa que los preventores acten. Ya que los preventores se deben poder sellar rpidamente cuando es necesario, el fluido hidrulico se tiene que poner bajo 1.500 a

3.000 psi de presin utilizando el gas nitrgeno contenido en los recipientes.

CONCLUCIONES El objetivo del sistema de seguridad de pozos petroleros es de poder facilitar a los operarios de poder controlar cualquier problema que se encuentre, gracias a los controladores y las herramientas podemos llegar a controlar todo el proceso