CONTROL DE POZO

EQUIPOS DE CONTROL DE POZO

ANA MARIA PEREZDAVID BENAVIDEZANDRS MARTNEZ Columna de preventoras de reventones B.O.P. Es un juego similar a un juego hidrulico de vlvulas muy grandes, con dimetros tambin muy grandes clasificadas para grandes presiones y operan de forma rpida. PREVENTORES ANULARES: Tambin llamados preventores de bolsa, preventores esfricos, o Hydrils.Son dispositivos verstiles para controlar presin en la cabeza del pozoLa mayora de las preventoras anulares son diseadas para presiones mximas de 1500PsiQue es?consiste de un elemento de empaque circular hecho de goma, un pistn, un cuerpo y un cabezal (tapa). Cuando se bombea fluido hidrulico en la cmara de cierre, ocurre una secuencia en la cual el elemento de sellado es empujado hacia adentro. Uso:El preventor anular se utiliza como un sello de cierre alrededor de cualquier cosa que pueda estar en el pozo y como un cabezal de lubricacin para mover o deslizar la tubera bajo presin.Importante:Lo ms importante es que el empaquetador debe ejercer suficiente presin contra la tubera para asegurar que haya un buen sello, pero la presin no debera ser tan ajustada que el elemento de empaque se deteriore. Si no se usa la presin correcta, podra llevar a una falla temprana y la subsiguiente reposicin, los cuales son costosos y llevan tiempo. PRESIN MINIMAPara obtener el sello se deben tener en cuenta estos factores:Tamao del pozo.Dimetro exterior de la tubera.Presin en el pozo.COMO MEJORAR LA OPERACIN DEL PREVENTOR ANULARNo usar presiones mayores a las necesarias.Probar siempre el empaque antes de colocarlo en la tubera.Verificar siempre el manual del fabricante.

Vlvula ReguladoraEs la que provee la presin de cierre y permite que un fluido pueda viajar en ambas direcciones. Problemas al usar varios tipos vlvulas reguladoras

Al no saber las caractersticas especificas de cada maquina se puede llegar a un problema grande en el pozo, ya que no se conocen a profundidad las condiciones de presin de operacin de los preventores y cual es la presin de cierre recomendada para cada vlvula dependiendo de la presin del pozo y la tubera en uso.Adems conllevaPREVENTORES ANULARES CON FINES ESPECFICOSFuncionan manual o hidrulicamente. Puede tener un elemento de empaque permanente asentado y siempre esta cerrado.

Cabezales giratorios.Deslizadores de varilla.Cabezas de circulacin.SISTEMAS DE DESVO: Es un preventor conectado a un sistema de tubera de dimetro grande.

Utilizacin:Se deben usar sistemas de desvo si no se puede cerrar un pozo por temor a perdidas de circulacin o fallas en la formacin.ONSHORE OFFSHORE ENFRIADOR PANEL DE CONTROL CABEZAL GIRATORIO CABEZALES / BOP ROTATIVAS: Organizacin del conjunto de B.O.P. La columna de preventores tiene una variedad de configuraciones, segn la API (Instituto Americano del Petrleo) recomienda los siguientes cdigos para designar componentes de arreglos de prevencin de reventones:A= Preventor de reventones tipo anular.G= Cabezal giratorio.R= Preventor tipo simple con un solo juego de arietes (esclusas) ciego o de tubera.Rd= Preventor de tipo doble, con doble juego de arietes.Rt= Preventor de tipo triple con tres juegos de esclusas.CH= Conector a control remoto que conecta el cabezal del pozo o los preventores unos con otros.CL= Conectar de baja presin a control remoto que conecta el riser con el conjunto de B.O.P.S= Carretel con conexiones de salida laterales para las lneas del estrangulador y control (ahogo).M= Clasificacin de trabajo 1000 Psi (68.95 Bar) Los componentes de las columnas de los preventores se indica leyendo desde la parte de abajo hacia la parte de arriba de dicha columna.15M-7-1/6 (179.39 mm)-RSRRA Primera columna10M-13.5/8 (346.08 mm)-RSRRA Segunda columna5M-18-3/4 (476.25 mm)-RRRRAA Tercera columnaPermite que la sarta gire con una presin debajo de ella.

En la perforacin permite trabajar bajo el desbalance(Presin hidrosttica baja), adems permite la circulacin atreves del manifold del estrangulador.ARIETES (ESCLUSAS): La presin de poco debe estar sellada del cilindro de operacin, si esto no es as y se presenta una presin alta, esta presin puede activar el ariete, para evitar esto se tienen sellos secundarios. ACUMULADORES: Componentes principales:Deposito de fluido hidrulicoAcumulador hidroneumticoSistemas de bombasMultiple de control de fluidosCaractersticas:Unidad acumuladora independiente y automticaCapacidad de presin efectiva minima de 3000 psiMultiple de control indicando las posiciones abierta y cerradaVlvulas reguladoras automticas de 0-3000 psi o de 0-5000 psiUbicacin segura y de libre acceso DEPOSITO DE FLUIDOS HIDRAULICOS: Almacena fluidos a presin atmosfricaCapacidad minima= 2 x volumen total de todas las botellasACUMULADOR HIDRONEUMTICO: Esfrico

Cilndrico Almacena fluido hidrulico a presin para operar las BOPPresion de precarga: 1000 a 1500 psiCapacidad:de 10 a 80 galonesPresion de trabajo: 3000 o 5000 psi

ARIETES PARA TUBERIA: Los arietes para tubera estn diseadas para cerrar alrededor de una tubera. El preventor de reventones tipo ariete es un bloque de acero cortado para encajar con el tamao de la tubera alrededor de la cual se cerrar. La intencin es que el recorte cierre y provea un buen sello alrededor de un dimetro o tamao de tubera en particular. Se puede mover la tubera en los arietes para tubera. La presin del pozo fuerza a la goma en la parte superior del bloque del ariete contra el cuerpo del preventor, lo cual ayuda a sellar el pozo. ARIETES CIEGOS Los arietes ciegos son un ariete especial que no tiene un recorte para la tubera en el cuerpo de la esclusa. Los arietes ciegos tienen elementos de empaque grandes y se hacen para cerrar sin que haya tubera en el pozo. ARIETES CORTADORESLas esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero con hojas especiales para cortar tubulares (tubera, tubera de perforacin, collares -portamechas-, etc.). Quizs haya que usar presiones reguladas ms altas que las normales y/o usar reforzadores hidrulicos, segn el tipo de ariete cortador y el tubular que se va a cortar. Los arietes cortadores tienen tolerancias de cierre pequeas. ARIETES CIEGOS/CORTADORES Los arietes ciegos / cortadores combinan tanto la capacidad ciega o de cerrar el pozo abierto como la capacidad de cortar. stos ofrecen la ventaja de cortar la tubera y sellar el pozo abierto despus de cortar la tubera. Otra ventaja de los arietes ciegos / cortadores es la ventaja del espacio que se ahorra al usar un solo juego para hacer el trabajo tanto de los arietes ciegos, como de los arietes cortadores. ARIETES DE DIAMETRO VARIABLE Las esclusas de dimetro variable (VBR) sellan varios tamaos de tubera y, segn el tipo de VBR, un vstago kelly hexagonal. Tambin pueden servir como el ariete principal para un tamao de tubera y el ariete de soporte para otro tamao. Un juego de arietes de dimetros variables en un preventor podra ahorrar un viaje de ida y vuelta del conjunto de BOP submarina.

Esto se debe a que no hace falta cambiar las esclusas cuando se usan sartas de tuberas de diferentes dimetros. Los arietes de dimetros variables son adecuados para usar donde hay H2S. Otro tipo de VBR consiste de varias placas troqueladas pequeas para tubera que se deslizan hacia afuera de una tubera de tamao mayor hasta que el troquelado correcto se encierra alrededor de la tubera. Se colocan elementos de sellado entre cada placa para efectuar un sello. SISTEMAS DE TRABADO HIDRAULICO DE ARIETES 1. La traba Hydril con posiciones mltiples (MPL) es una traba mecnica que funciona hidrulicamente y que automticamente mantiene el ariete cerrado y trabado con la presin ptima necesaria en la goma para el sellado del empaque anterior y el sello superior. Las presin de cierre hidrulica cierra el ariete y deja el ariete cerrado y trabado. 2. Las trabas con cuas Cameron traban el ariete hidrulicamente y mantienen los arietes mecnicamente cerrados aun cuando se libere la presin del accionador. Se puede trabar el sistema de funcionamiento por medio de usar tapas de secuencia para asegurar que la traba con cuas se retrae antes de aplicar presin en el preventor de reventones abierto. 2. Las trabas con cuas Cameron traban el ariete hidrulicamente y mantienen los arietes mecnicamente cerrados aun cuando se libere la presin del accionador. Se puede trabar el sistema de funcionamiento por medio de usar tapas de secuencia para asegurar que la traba con cuas se retrae antes de aplicar presin en el preventor de reventones abierto. El sistema UltraLock de Shaffer incorpora un mecanismo de cierre mecnico dentro del conjunto de pistones. Este sistema de cierre no depende de una presin de cierre para mantener un trabado positivo. Slo se requiere una funcin hidrulica para la funcin de abrir / cerrar del cilindro y el sistema de trabado funcione. El sistema traba automticamente en la posicin de cerrado cada vez que se cierra el conjunto de pistones. Una vez que el pistn en funcionamiento se cierre en la tubera, se enganchan las trabas hasta que se aplica la presin de apertura. Slo se puede destrabar y volver a abrir el preventor usando presin hidrulica. 3. El sistema UltraLock de Shaffer incorpora un mecanismo de cierre mecnico dentro del conjunto de pistones. Este sistema de cierre no depende de una presin de cierre para mantener un trabado positivo. Slo se requiere una funcin hidrulica para la funcin de abrir / cerrar del cilindro y el sistema de trabado funcione. El sistema traba automticamente en la posicin de cerrado cada vez que se cierra el conjunto de pistones. Una vez que el pistn en funcionamiento se cierre en la tubera, se enganchan las trabas hasta que se aplica la presin de apertura. Slo se puede destrabar y volver a abrir el preventor usando presin hidrulica. 3. El sistema UltraLock de Shaffer incorpora un mecanismo de cierre mecnico dentro del conjunto de pistones. Este sistema de cierre no depende de una presin de cierre para mantener un trabado positivo. Slo se requiere una funcin hidrulica para la funcin de abrir / cerrar del cilindro y el sistema de trabado funcione. El sistema traba automticamente en la posicin de cerrado cada vez que se cierra el conjunto de pistones. Una vez que el pistn en funcionamiento se cierre en la tubera, se enganchan las trabas hasta que se aplica la presin de apertura. Slo se puede destrabar y volver a abrir el preventor usando presin hidrulica. COMPONENTES DE SELLADORES ELASTOMERICOS Los elementos de empaque o sellado de los preventores anulares y de arietes vienen en muchos tamaos y con muchas clasificaciones de presin. Estn construidos en goma de alta resistencia o materiales similares, moldeados alrededor de una serie de dedos de acero. Los dedos de acero aaden fuerza y control al estiramiento del material del empaque. El elemento del empaque puede estar hecho de una gran variedad de diferentes componentes para una variedad de usos. Los compuestos ms comunes que se utilizan para elementos de empaque son las gomas naturales, el nitrilo y el neopreno. Se han formulado compuestos especficos para la tolerancia con el petrleo, fro y calor extremos, gas agrio y entornos corrosivos. CARRETELES DE PERFORACION/ESPACIADORESSi se circulan fluidos abrasivos, generalmente no es deseable circular por las aberturas de circulacin de los preventores de ariete, arriesgando daos al cuerpo de los preventores. El carrete de perforacin o circulacin provee salidas y cuesta menos reemplazar. Esto agregar una altura adicional a la columna e incrementar la cantidad de puntos de conexin por los cuales se podra desarrollar una fuga. Sin embargo, el carrete de perforacin / espaciador provee ms flexibilidad para las opciones de conectar las lneas del estrangulador o control (ahogo). MINIMIZAR EL DESGASTE DEL PREVENTOR DE REVENTONES La tubera que entra en contacto con el conjunto de BOP crea una friccin y desgaste de metal sobre metal. Dedido una descentralizacion que puede ser por varios pies se pueden generar daos que resulta en un desgaste excntrico en el dimetro del conjunto, o en las caras de los arietes y el anular. Tambin puede haber desgaste y daos en la tubera de revestimiento (casing) y en el cabezal del pozo; para minimizar este desgaste se usa aros de desgaste o bujes. CONEXIONES EN LAS LNEAS DE ESTRANGULACIN /AHOGO Las conexiones de las lneas de alta presin a la columna son puntos dbiles que se deben verificar. Algunos de los problemas son el uso de niples demasiado livianos, aros de sellado sucios, superficies daadas en las planchas de apoyo, tuercas flojas y niples o tuberas largos sin soporte, uso de mangueras de baja presin donde no hay mucho lugar para tubera de acero. Es especialmente peligroso si la lnea involucrada es la lnea del estrangulador. LNEA DE LLENADO En la columna se debera incluir una lnea de llenado encima del preventor superior. El propsitode esta lnea es el de llenar el pozo durante las maniobras y cuando no se est circulando el pozo. HERRAMIENTA DE PRUEBA DEL PREVENTOR DE REVENTONES En la parte superior de la(s) unin(es) de la tubera hay otra herramienta que tiene los accesorios de conexin del manifold hasta la bomba de pruebas. Dispositivo que se sujeta a la punta de una tubera y se corre hasta el fondo de la columna del preventor o en el cabezal de la tubera de revestimiento, inicialmente el peso de la tubera lo sostiene en su lugar. Encima de lo sellos hay una abertura al ID de la tubera para permitir que se bombee agua para llenar el hoyo y permitir que se prueben los preventores a presin. SISTEMAS DE CIERRE/ACUMULADOR El acumulador provee una manera rpida, confiable y prctica para cerrar los preventores cuando ocurre un amago de reventn (surgencia). Los sistemas de cierre tienen bombas adicionales y un volumen excesivo de fluido. Las bombas de aire / elctricas se conectan para recargar la unidad automticamente a medida que disminuye la presin en el botelln del acumulador LA PRECARGA DE NITRGENO: Un elemento importante del acumulador es la precarga de nitrgeno, este es el fluido hidrulico que proporciona la presin de cierre de los preventores. Si los botellones pierden su carga por completo, no se puede guardar ningn fluido adicional bajo presin.FLUIDOS DE CARGADEL ACUMULADOR El fluido que se usa en el acumulador debera ser un lubricante que no sea corrosivo ni que forme espuma, que no deber ablandar los elementos de sellado de goma ni hacer que se vuelvan quebradizos. Debera ser resistente al fuego y al clima.Los aceites inapropiados / aguas corrosivas daarn el acumulador y los elementos de cierre de la columna del preventor. REQUERIMIENTOS DE VOLUMEN El sistema del acumulador debe tener suficiente capacidad como para proveer el volumen necesario para cumplir con o sobrepasar los requerimientos mnimos de los sistemas de cierre; Dado que es mejor tener ms que el volumen mnimo, la mayora de los operadores y contratistasprefieren usar tres veces el volumen necesario para cerrar todo lo que est en la columna. MANIFOLD DEL ESTRANGULADOR El propsito del manifold es el de proveer un mtodo de circulacin desde la columna del preventor bajo una presin controlada. El manifold provee rutas alternativas para que se puedan cambiar o reparar los estranguladores y lasvlvulas. ESTRANGULADORES ESTRANGULADORES FIJOS ESTRANGULADORES AJUSTABLES: El estrangulador controla el caudal de flujo delos fluidos. Al restringir el fluido a travs de unorificio, se coloca friccin o contrapresin en elsistema, permitiendo controlar el caudal del flujo yla presin del pozo. Los estranguladores para controlar pozos tienen un diseo diferente que los estranguladores para la produccin de gas y petrleo. Los estranguladores fijos (porta orificios) generalmente tienen un cuerpo de estrangulador en lnea para permitir la instalacin o cambio del tubo reductor del estrangulador con un orificio de cierto tamao. Este es el tipo bsico de estrangulador. Tiene una barra ahusada (estrecha) y un asiento. A medida que la barra se acerca ms al rea de asiento, hay menos distancia libre y ms restricciones para el fluido que pasa por ella, produciendo ms contrapresin en el pozo. Muchas veces este tipo de estrangulador es el equipo para controlar pozos de menor importancia. Sirve como el estrangulador de apoyo y muchas veces como el estrangulador primario en las operaciones.

CONTROL DE POZOS

oARREGLO DE PREVENTORES USADOS EN CAMPO, COMPONENTES ESPECIFICOS

Las vlvulas impide reventones, conocidas en espaol como VIRs y BOP (Blow Out Preventer) en ingls, constituyen un sistema de equipo de control de pozos y de seguridad ante eventos inesperados durante la perforacin de un pozo de gas y/o petrleo. Su arreglo consta de las preventoras de arietes encima de las cuales se instala el preventor Anular.

En Campo Uracoa/Monagas, las condiciones geofisicas permiten el empleo de VIRs una vez que haya sido terminado y revestido el hoyo de 12-1/4 debido a que hasta la profundidad de 1000 pies no se estima hallar altas presiones que puedan ocasionar arremetidas. Una vez cementado este primer hoyo e instalada la seccin A del Cabezal, se instala por primera vez la Vlvula Impide reventones, cuyas especificaciones requieren un Preventor Anular y Arietes ciegos tipo Doble U con un flange de 13-5/8 y 5000 psi de presin tanto para el hoyo Intermedio como para el de produccin.

Los Arietes de Tubera si varan de acuerdo al hoyo que se este trabajando. Si es el Hoyo intermedio se requieren Arietes o Ranes de Tubera de 5. Para el Hoyo de produccin estos tienen que ser de 3-1/2 . Ambos tipo doble U con Flange de 13-5/8 y presin de 5000 psi.

o PRUEBA DE PREVENTORAS Y EQUIPO AUXILIAR

La eficacia de las vlvulas Impidereventones tiene que ser puesta a prueba inmediatamente despus de su instalacin. Ello con la finalidad de garantizar el funcionamiento de las mismas ante una emergencia en la que se amerite aplicar las tcnicas de control de pozos.

Empresas como STP y HUAWEI son contratadas por las contratistas de taladros para realizar las pruebas correspondientes al conjunto de preventoras una vez hallan sido posicionadas e instaladas. Dicha prueba se realiza aplicando nitrgeno a presin tanto por el cabezal como por la lnea de matar, desde unos cilindros en un camin a cada una de las secciones de la BOP.

El manual de Control de Pozos de Petrodelta indica que se tienen que realizar pruebas de baja presin (por lo general a 500 psi) y de alta presin ( la cual tiene que ser el 80% de la tolerancia mxima del componente). Estas pruebas han de hacerse por lo menos cada 14 das.

En ellas se tiene que observar que, para cada componente, la presin aplicada no declina en por lo menos diez minutos. De ser as se da por positiva la prueba y se pasa al siguiente componente. Por lo general el preventor anular se prueba con 1500 psi, las vlvulas del Kill Line, HCR, ranes de Tubera y ranes Ciegos con 2500 psi, mientras que las vlvulas del Choke Manifold se prueban con presiones de 4500 psi.

o TIPOS DE CIERRE DE POZO.

Existen varios Tipos de Cierre de Pozo, entre los que estn:

a- CIERRE DURO: Se lleva a cabo abriendo la vlvula HCR de la BOP, y cerrando el conjunto de preventoras. Al realizarlo se deben registrar las presiones de cierre tanto en tubera como en el revestidor.

b- CIERRE BLANDO: En este tipo de cierre se abre la HCR y se cierra el conjunto de preventoras, pero a diferencia del cierre duro el estrangulador permanece abierto.

c- CIERRE MODIFICADO: Se cierra primeramente la BOP, luego se abre la vlvula HCR.

Entre los tipos de Control de Pozos se pueden destacar varios mtodos:

A- METODO DEL PERFORADOR: Este consiste en hacer circular y sacar los fluidos de perforacin de pozo, sin importar si este se controla o no. Es sencillo y directo, pero puede causar presiones ms elevadas en el revestidor comparado con otras tcnicas. Pero es una medida de emergencia cuando las condiciones tcnicas y humanas no permiten controlar el pozo de la manera convencional.

En este mtodo se comienza a circular el lodo en el pozo empleando el estrangulador para mantener la presin de cierre. Se cierra el Pozo, se registran las presiones de Cierre tanto en Tubera como en el Revestidor, se hace circular para sacar el fluido que provino del pozo, se cierra el pozo por segunda vez. Seguidamente se aumenta la densidad del lodo y se hace circular el pozo con el nuevo fluido mas pesado para recuperar la presin hidrosttica.

B- METODO DEL INGENIERO: Es tambin conocido como el mtodo de Pesar y Esperar. Ac se realiza una sola circulacin, con un fluido de perforacin de mayor peso del que est en el hoyo, el cual se bombea por superficie hasta que este retorne, manteniendo constante la presin.

Primeramente se ha de cerrar el pozo, para luego calcular el peso del fluido de control. De igual forma se han de calcular los siguientes parmetros:

- PRESION INICIAL DE CIRCULACION.- PRESION FINAL DE CIRCULACION.- NUMERO DE EMBOLADAS Y TIEMPO DE CIRCULACION DESDE LA SUPERFICIE HASTA LA MECHA.

Teniendo esta data, se grafica o tabula para llevar un control del bombeo del fluido pesado de circulacin manteniendo la presin adecuada.

C METODO VOLUMETRICO : Conocido como de Pozo Esttico. Es aplicable cuando no es posible hacer circular el pozo ni se disponga de tubera en el hoyo. Consiste en permitir que la burbuja de gas se expanda lentamente hasta superficie manteniendo la presin de fondo ligeramente por encima de la presin de la formacin.

o SISTEMAS DE TIPO DIVERTER

Son tambin conocidos como Sistemas de Desvo. Consiste en un preventor anular conectado debajo de un sistema de tuberas con dimetro grande. Se emplea sobre todo cuando solamente se tiene en el hoyo la primera tubera de revestimiento. Conduce el influjo por la tubera, desviando los fluidos de manera que estn alejados del equipo y del personal.

Se cierra un pozo mediante este sistema cuando existe una fuerte posibilidad de prdida de circulacin o daos a la formacin. Las lneas de desvo han de correr hasta un rea segura, quedando sta en la direccin opuesta al viento.

oMANIPULACION DE CHOKEEl Choke o Estrangulador, es un dispositivo que controla el caudal de fluidos desde el pozo, colocando contrapresin que restringe el flujo y controla las presiones. El choke Remoto constituye un pnel en el que se muestran dos manmetros para medir la presin en la tubera y en el casing. Cuenta tambin de un cuenta strokes, reguladores y de una palanca de control. Funciona de manera hidrulica y resulta ser muy prctico debido a que desde una cnsola se es capaz de controlar el desplazamiento de los fluidos monitoreando las presiones y emboladas de la bomba.

Empresas como CAMERON y SWACO son las encargadas de la fabricacin de estos paneles. Ambos diseos funcionan de manera distinta. Los de Cameron operan con un cilindro de doble accin controlado con la presin hidrulica de la consola. Los diseados por Swaco poseen un conjunto de cilindros de doble accin y la presin hidrulica se dispone del aire del equipo de perforacin.

El Choke Maestro O Choke Manifold, constituye un conjunto de vlvulas de alta presin. Estas se emplean en operaciones de Control de Pozos para reducir la presin alta de un fluido en pozos cerrados a la presin atmosfrica. Se ajusta cerrndola o abrindola para controlar cercanamente las cadas de presin. Estn diseadas para resistir el desgaste mientras que los fluidos a alta velocidad se desplazan por sus restricciones o accesorios de sellado.

Este provee de un mtodo de circulacin controlada desde la BOP. Ofreciendo varias rutas de flujo en caso que alguna de las vlvulas pueda fallar.

oREVISION DEL ACUMULADOR.

El acumulador, a veces llamado KOOMEY, consistente en un sistema confiable y prctico de cierre del pozo al ocurrir un reventn. Estos emplean un fluido de control de aceite hidrulico que se almacena en botellones a una presin de hasta 3000 psi. Estan equipados con sistemas de Doble Bomba y, de no haber electricidad, el panel de control remoto funciona perfectamente.

La energa almacenada en el acumulador es lo suficientemente alta como para completar el cierre y apertura de la BOP. La revisin de su ptimo funcionamiento tiene que ser constante. Se recomienda hacerle mantenimiento al mismo cada 30 das o al iniciar cada pozo, limpiando y lavando el filtro de aire, los empaques de la bomba de aire y elctrica.

De igual forma se tienen que revisar:- Filtros de succin estn limpios.- Bao de aceite para transmisin de mando de cadena est lleno.- Volumen de Fluido en el reservorio hidrulico est al nivel requerido.- Verificar que precarga de las botellas individuales sea de 900 psi.

o PROBLEMAS COMUNES EN ENSAMBLAJE DE PREVENTORAS.

Por lo general, luego de la culminacin de cada seccin de hoyo del pozo, se procede a ensamblar el conjunto de Preventoras y los accesorios que la complementan. Esta operacin se hace con sumo cuidado y diligencia ya que una vez instalada una seccin y espera de enfriamiento de soldadura, hay que posicionar la BOP y conectarla a la seccin con la brida o flange correspondiente.

Este posicionamiento a veces es influenciado por la destreza de las maniobras de la cuadrilla. Requiere sumo cuidado y al mismo tiempo agilidad. Ya que es en esta fase de instalacin en la que ocurren graves accidentes.

La BOP ha de ser instalada con las conexiones adecuadas. Los esprragos han de estar limpios y fuertemente atornillados a cada brida. Los volantes de las vlvulas deben estar flexibles para que en el momento de ser empleadas, no ocurra retrasos por estar duras.

o CALCULOS DE CAMPO.

Para Control de Pozos es muy importante que el ingeniero realice clculos que le permitan aplicar las tcnicas ms eficientes a la hora de resolver un problema. Dentro de los parmetros mas importantes a calcular estan:

- PRESION DE CIRCULACION INICIAL (PCI):PCI = Presion de Cierre en la Tubera (psi) + Presin de la Tasa de Control.

- PRESION DE CIRCULACION FINAL (PCF):PCF = Presin de Tasa de Control + Peso del Lodo de Control (ppg) + Peso original del Lodo (ppg).

- PESO DEL LODO DE CONTROL:KMW = (Presin de Cierre de la Tubera) / (TVD x 0,052) + Peso Original del Lodo.

El control de estos clculos se lleva en la Hoja de Matar el Pozo o Kill Sheet. Asi tambien existen herramientas como hojas de Clculos que permiten hacerle seguimiento a la data de control de pozos, como la abajo anexada:

Llevar el control de la Hoja de Viaje tambin permite detectar situaciones en las que se requiera controlar las presiones del pozo durante cada viaje de tubera, sea sacando o bajndola. Cuando se baja tubera es lgico pensar que el volumen de la misma se suma el que esta en el hoyo. Ello debe registrar un incremento en el volumen del tanque de viaje.

Cuando se saca la tubera del hoyo hay prdida de volumen, la cual al calcularse tiene que mostrar las misma diferencia en el tanque de viaje. Sin embargo cuando los datos teoricos en barriles que tiene que haber en el tanque de viaje luego de cada desplazamiento de tubera es diferente al real, entonces se esta presencia de una arremetida debido a que los fluidos de la formacin estn invadiendo el hoyo. Contrario a cuando el volumen en el tanque de viaje disminuye, es significado de una prdida de circulacin.

o REVISION API SPEC 16 A, SPEC 16 C & API SPEC 16 D API RPT-6

- SPEC 16A: Especifica los requerimientos para construir, disear, inspeccionar, materiales a emplear, almacenamiento y manejo de equipos de perforacin, tomando en cuenta parmetros como presin, temperatura, fluidos y condiciones del hoyo del pozo. Ello aplica a los ranes de la BOP, al preventor anular, los conectores hidrulicos, y demas accesorios.

- SPEC 16C: Tiene como propsito standarizar las especificaciones de estranguladores y sistemas de matar empleados en Perforacin. Especifica los materiales que se deben emplear, y los parmetros de diseo con los que se deben construir.

- RP T6: Especifica normas y criterios para el entrenamiento y adiestramiento de personal en Control de Pozos. Envuelve una variedad de cursos por los cuales se debe capacitar al personal involucrado en Perforacin de pozos para calificarlo en el manejo de equipos de control de Pozos.