Equipos para controlar el pozo

Cerrar el pozo y parar su flujo en el caso de prdida del control primario

Mantener la presin de fondo igual a la presin de formacin

Introduccion

El sistema de cierre debe ser capaz de cerrar cada ariete del preventor en menos de 10 segundos

Vigilar los sntomas de situaciones inminentes de desequilibrio de presin y los procedimientos para operar los equipos

S

BOP Es una vlvula especializada, grande, usada para sellar,

controlar y monitorear los pozos. Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones errticas extremas y flujo incontrolado (amago de reventn de la formacin) que surge del yacimiento durante la perforacin.

El equipo debe seleccionarse para sostener la mxima presin anticipada en superficie.

Varias unidades individuales que sirven diversas funciones se combinan para componer un conjunto de preventores

Seleccion

El conjunto de preventores debe constar de un equipo de control remoto capaz de cerrar el pozo con o sin la tubera adentro

Los equipos de control de pozo estn divididos en algunas clasificaciones de acuerdo con su presin de trabajo

SISTEMAS DESVIADORES (DIVERTER) ARREGLO O CONJUNTO DE PREVENTORES (BOP STACK) CODIFICACIN DE ARREGLO DE BOP ESPACIADOR (DRILLING SPOOL) PREVENTOR ANULAR PREVENTOR DE ARIETES LINEAS DE MATAR EL POZO (KILL-LINE) LINEA DE EXTRANGULAR EL POZO O LINEA DEL CHOQUE (CHOKE

LINE) MULTIPLE EXTRANGULAR POZO (CHOKE MANIFOLD) UNIDAD ACUMULADORA DE CIERRE EQUIPO AUXILIAR

Tipo diverter Son sistemas de desvo el cual consiste en un preventor

anular conectado debajo de un sistema de tuberas . Se emplea sobre todo cuando solamente se tiene en el

pozo la primera tubera de revestimiento. Conduce el influjo por la tubera, desviando los fluidos

de manera que estn alejados del equipo y del personal.

koomeyEl acumulador es 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.

ARREGLO O CONJUNTO DE PREVENTORES (BOP STACK)Los arreglos para el conjunto de preventores dependern de la presin de diseo o mxima presin esperada. El arreglo de preventoras es diseado e instalado con el propsito de prevenir el flujo incontrolado de fluidos desde el pozo. El termino arreglo se refiere a la combinacin de equipo instalado en el tope de la ltimo casing, desde el casing head hasta el preventor en la parte mas superior.C

CODIGOS DE LAS COMPINENTES DEL ARREGLO DE PREVENTORASLos cdigos para designar las componentes del arreglo de preventoras son: A = Preventor anular R = Preventor de arietes sencillos con un set de arietes ciegos o para tubera de acuerdo con la seleccin realizada por la operadora. Red = Preventor de arietes doble con dos set de arietes (ciegos y para tubera) posicionados de acuerdo con la seleccin hecha por la operadora Rt = Preventor de ariete triple. Tres set de arietes (uno de ciegos y dos set para tubera) posicionados de acuerdo con la seleccin hecha por la operadora. S = Espaciador con dos salidas laterales para las lneas de matar y estrangular el pozo (drilling spool) M = 1000 PSI de rata de presin de trabajo El conjunto de preventoras se designa desde la cabeza de pozo hacia arriba.

Arreglos tpicos de columnas de preventores de reventones

ESPACIADOR (DRILLING SPOOL) El espaciador evita la erosin en el preventor de arietes y se tiene un

mejor espaciamiento entre los arietes lo que facilita las operaciones de stripping. Las lneas de matar y circular el pozo son conectadas a un espaciador

con dos salidas, instalado como mnimo debajo de un preventor de arietes capaz de cerrar el pozo con tubera. Reducen l numero de conexiones en el conjunto de preventores y su

altura total

PREVENTOR ANULAR Los preventores anulares estn diseados para que un pistn forzado hidraulicamente empuje un elemento (empaque circular) hacia arriba o lateralmente, este elemento debe cerrarse contra las herramientas que estn en el pozo. Los preventores anulares, probablemente son los dispositivos ms verstiles para controlar la presin en el cabezal del pozo. Algunos modelos estn sumamente energizados por el pozo, es decir, la presin del pozo empuja hacia arriba y provee una fuerza de sellado adicional. 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.

El preventor anular consta de:

Pistn Elemento empacador o empaque (packing unit) Cuerpo de dos cavidades una de cierre y otra apertura Cabeza o tapa

EMPAQUES El material de caucho empleado es de alto impacto y/o larga vida y los materiales ms comn mente usados son: Caucho natural: que se usa en operaciones de perforacin con lodo base agua y temperaturas inferiores a -30 F (color negro) Caucho Nitrilo: Es un compuesto sinttico y se usa para operaciones con lodo base aceite y temperaturas por debajo de 20 F (color Rojo) Caucho Neopreno o buna N: Se usa para operaciones con temperaturas -30 F y lodo base aceite (color verde.)

ANOTACIONES Se recomienda en primera instancia, al presentarse un amago de reventn, el cierre del anular, debido a que sella sobre cualquier elemento de la sarta, no produce ningn dao y adems permite mover la sarta conservando el control del pozo (si no hay disposiciones al respecto por parte de la operadora). Los elementos de sello deben ser almacenados lejos de la luz (solar, fluorescente, de fotocopiadoras), a una temperatura constante (+/- 20 C) y ser almacenados horizontalmente y sin cargas sobre ellos. Su vida til es de 3 a 4 aos.

TIPOS Y OPERACIONES DE LOS PREVENTORES ANULARESExisten varios tipos de preventores anulares en el mercado, los mas usados son: PREVENTORAS ANULARES HYDRIL tipo GK, GL, MSP, GX. PREVENTORAS ANULARES SHAFFER, Tipo esfrico. PREVENTORA ANULAR CAMERON tipo " D".

PREVENTORAS ANULARES HYDRIL TIPO GK esta diseado para sellar sobre cualquier tipo de herramienta que se encuentra en el pozo o inclusive sobre el pozo vaco, a la mxima presin de trabajo.

USO La presin hidrulica aplicada en la cmara de cierre levanta el pistn que empuja el empaque a cerrarse sobre las herramientas que estn en el pozo, la presin del pozo o la presin de prueba actan sobre el pistn para ayudar a cerrar el empaque, las herramientas podrn ser rotadas. Si la presin en el pozo o la presin de prueba se incrementan, la fuerza de cierre sobre el empaque se incrementa. La presin hidrulica de cierre se debe reducir proporcionalmente al incremento de la presin de pozo o la presin de prueba, para mantener una fuerza sobre el empaque de cierre optimo, y as prolongar la vida til del empaque. EL fluido hidrulico aplicado al pistn de cierre debe estar completamente limpio y puede ser aceite hidrulico a una solucin soluble aceite-agua.

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO GL Estn diseados y desarrollados tanto para operaciones submarinas como de superficie. Provee un cierre total a la presin mxima de trabajo, ya sea en hueco libre o prcticamente contra cualquier pieza, ya sea tubera de revestimiento, tubera de perforacin, juntas de herramientas, kelly o tubera de produccin. Las condiciones encontradas en este tipo de operaciones demandan elementos de obturacin de larga vida. La cmara puede conectarse de diferentes maneras a fin de optimizar las operaciones para efectos diferentes: Reducir a un mnimo los volmenes de cierre y apertura. Compensar automticamente (equilibrar) los efectos de la presin hidrosttica en el tubo conductor (nivel de agua fondo) en aguas profundas.

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO MSP Provee un medio efectivo para controlar el gas a poca profundidad y baja presin. Permite la perforacin del hueco hasta el dimetro total, a travs del desviador / preventor de seguridad, utilizando una Broca del tamao total. Tambin hace posible el paso y colocacin de tubera gua de mayor tamao con el preventor instalado.

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO GX Utilizadas en operaciones submarinas, pozos profundos y en tierra, donde se espere alta presin en cabeza.. Solo el pistn y la unidad de empaque (packing unit) son movibles.

PREVENTOR ANULAR NL SHAFFER TIPO ESFERICO El preventor anular esfrico de shaffer usa un pistn de cierre que forza el elemento empacador de caucho hacia arriba contra una tapa cncava, que a su vez forza el empaque para cerrar. Los segmentos moldeados de acero dentro del elemento cierran parcialmente sobre la parte superior del caucho para evitar expansin excesiva cuando se sellan altas presiones. Cuando se cierra sobre casing, se debe tener especial cuidado en la disminucin de la presin de cierre debido a que se puede colapsar el casing con las uas del elemento de sello; en este caso se cuenta con packer de uas mas cortas pero su presin de trabajo es muy baja.

PREVENTOR ANULAR CAMERON TIPO (D) Este preventor anular tiene un diseo diferente del tipo de elemento de empaque y de pistn. Durante el cierre se admite la presin hidrulica por debajo del pistn de operacin en forma de T invertida, moviendo y empujando el plato hacia arriba. El movimiento hacia arriba del empuje del plato forza un toroide (o dona) de caucho grande slido para mover el elemento de empaque, el cual se cierra alrededor de la tubera o sobre el hueco abierto. Se invierte durante el proceso de abrir. La presin hidrulica sobre la seccin de la brida del pistn operador lo forza hacia abajo permitiendo abrir el preventor

PREVENTORES DE TIPO ARIETE

El ariete de tubera es el preventor de reventones bsico. La

confiabilidad del ariete se debe en parte a su simplicidad bsica y en parte a los esfuerzos que se han hecho con el diseo de la esclusa. La mayora de los preventores de ariete se cierran con una presin

de operacin de 1.500 psi (103,42 bar) y esto no debe variar a no ser que las condiciones especficas o el tipo de esclusa requieren una presin o un procedimiento diferente.S

ARIETES CIEGOSLos 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. Al probarlos, deben hacerse a la mxima presion de trabajo.

ARIETES CORTADORESEstos son otro tipo de preventores de ariete, pero con hojas especiales para cortar tuberas. Cuando se cierran para probar su funcionamiento, no se deben cerrar de golpe con alta presin, sino que hay que cerrarlas con una presin de operacin reducida de aproximadamente 200 psi.

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.

LINEAS DE MATAR EL POZO (KILL LINE)Esta lnea se utiliza para bombear el lodo para controlar o matar el pozo en caso de una surgencia. Esta lnea de matar el pozo debe estar instalada en el espaciador, tambin puede ser instalada en el cuerpo de las preventoras si estas disponen de entradas laterales y siempre se debe instalar debajo de la ltima seccin de arietes, nunca se debe instalar en el cabezal del pozo.C

VALVULA DE COMPUERTA Posee un vstago que opera con un elemento de cierre y ajusta en un asiento, produciendo sello. Su rango de operacin es de 3000 psi a 15000 psi y sus dimetros de 2-1/16 a 4-1/16. Deben lubricar con grasa para alta presin, en el lado del fluido y grasa lubricante multipropsito en lado del vstago.

Vlvulas de compuerta WKM Tienen puertas paralelas expandibles que producen alta fuerza sellando ambos lados ( aguas abajo, aguas arriba), simultneamente. Esta fuerza de sello es completamente mecnica sin verse afectada por las fluctuaciones de la presin o vibraciones en la lnea.

Vlvula cheque Es principalmente usada en choque manifold, arboles de inyeccin de

alta presin y lneas de matar (Kill Line). Su sello es metal - metal. Su principal desventaja es la prdida de su capacidad de limitar el flujo en el sentido contrario de operacin, debido al atascamiento por los slidos transportados por los diferentes fluidos que pasan a travs de ella.

CHOKE LINEEsta lnea se utiliza para conectar el conjunto de preventoras y el estrangulador por donde se dirige el flujo de retorno del pozo cuando las preventoras estn cerradas y esta compuesta mnimo por: vlvula de compuerta (gate valve) de sellos metal y apertura plena y de

la misma presin nominal que las preventoras. Lnea de alta presin que une las vlvulas y el mltiple estrangulador .

S

Vlvula de la lnea del choque operada hidrulicamente (HCR): Son adaptaciones de las vlvulas de compuerta, que constan

de un cilindro hidrulico de doble accin montado en la compuerta. Debe contar con un volante para su cerrado en caso de falla en el sistema (no se puede abrir manualmente).

ESTRANGULADOR MLTIPLE O CHOQUE PARA MATAR EL POZO (CHOKE MANIFOLD) El estrangulador o choque para matar el pozo es un conjunto de vlvulas a travs del cual se circula el pozo con las preventoras cerradas, con el objeto de ejercer una contra presin o de mantener la presin de fondo constante en el momento de circular un pozo fuera de control

La presin de las vlvulas que estn antes de los chokes (aguas arriba) deben ser de la presin de trabajo de los preventores de arietes y las que se encuentran despus de los chokes deben ser resistentes a bajas temperaturas, debido a la accin de expansin del gas

C

Para controlar una invasin, debemos circular inyectando un lodo de la

densidad requerida y al mismo tiempo manteniendo una contra presin sobre la formacin, ligeramente superior a la presin del fluido de la formacin. Los caudales no pueden ser regulados por vlvulas de compuerta y por tanto debemos tener una serie de reguladores de caudal (chokes) para esta operacin.

Existen varios tipos: Regulador de choke de mando hidrulico Regulador de choke variable de mando manual

Regulador de choke de mando hidrulico: Su funcin es mantener, en lo posible, la presin de fondo constante mientras se circula el lodo contaminado a superficie.

El control o superchoke consta de los siguientes elementos: Un depsito de fluido de maniobra. Una bomba (con motor de aire) que proporciona la energa hidrulica. Una o dos manillas de accionamiento del o los reguladores. Dos manmetros indicadores de la presin en cabeza de la tubera y presin de casing. Un indicador de golpes de la bomba, con totalizador. Un indicador de la posicin del choke.

Regulador de choke variable de mando manual: Esta herramienta es diseada para crear una restriccin de flujo y no para dar un sello a alta presin. Las reas de los sellos son comnmente lavadas. Por lo tanto el choke puede ser usado para cierres iniciales solamente y respaldado inmediatamente por una vlvula del circuito aguas arriba.