Manual de Equipo de control de pozo

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MANUAL DE EQUIPO DE CONTROL DE POZO

1. OBJETIVO Los propsitos de esta norma son:

Asegurar que siempre existan en todos los taladros de Colombia, los equipos y herramientas crticas para el control de pozos y que cumplan con las normas API Asegurar una adecuada inspeccin, pruebas y mantenimiento a los equipos crticos para el control de pozos.

2. ALCANCE Esta norma es de obligatorio cumplimiento en los taladros de perforacin y Workover 3. NORMAS Las normas consultadas para elaborar esta norma fueron: API RP 53 Shell 58.000 API RP 64 4. APLICACION La funcin del equipo para control de reventones (BOPS) es cerrar el pozo y parar su flujo en el caso de prdida del control primario y ser capaz de mantener la presin de fondo igual a la presin de formacin mientras se restaura el control primario. Cuando se seleccione un equipo para el control de pozos debe considerarse lo siguiente: El equipo debe seleccionarse para sostener la mxima presin anticipada en superficie. El conjunto de preventores de reventones debe constar de un equipo de control remoto capaz de cerrar el pozo con o sin la tubera adentro. En algunas reas puede ser necesario equipo para el control de pozo adecuado para el servicio de cido; en tales casos el sistema de BOPs de alta presin completo estn construidos en materiales resistentes a los esfuerzos deformantes de los cidos p. Ej. , El sulfuro. El tiempo de respuesta de los BOPS debe estar de acuerdo con lo especificado en el API RP 53 p. Ej. el sistema de cierre debe ser capaz de cerrar cada ariete del preventor en menos de 10 segundos, el tiempo de cierre

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para los preventores anulares menores de 20 no debe exceder 30 segundos y 45 segundos para los anulares mayores de 20 . La distribucin de las preventoras y la posicin de los arietes es critico y se debe seguir la norma de la compaa operadora. No se deben usar conexiones roscadas en las lneas de alta presin, todas las uniones deben ser flanchadas o soldadas. Solo se admite el uso de roscas NPT para conexiones hasta de 2 de dimetro y 3000 psi de presin de trabajo (API RP 53).

5. CLASIFICACION DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS DE ACUERDO CON LA PRESION DE TRABAJO Los equipos de control de pozo estn divididos en algunas clasificaciones de acuerdo con su presin de trabajo. Las Presiones de trabajo con las cuales se fabrican los equipos de Control de Pozo son: 2.000 PSI W.P. ( 2M) 3.000 PSI W.P. (3M) 5.000 PSI W.P. (5M) 10.000 PSI W.P. (10M) 15.000 PSI W.P. (15M)

6. EQUIPOS DE CONTROL DE POZO 6.1 SISTEMAS DESVIADORES (DIVERTER) 6.2 ARREGLO O CONJUNTO DE PREVENTORES (BOP STACK) 6.2.1 CODIFICACIN DE ARREGLO DE BOP 6.2.2 ESPACIADOR (DRILLING SPOOL) 6.2.3 PREVENTOR ANULAR 6.2.4 PREVENTOR DE ARIETES 6.3 LINEAS DE MATAR EL POZO (KILL-LINE)------------------------------------------Copia no controlada una vez est impresa

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6.4 LINEA DE EXTRANGULAR EL POZO O LINEA DEL CHOQUE (CHOKE LINE) 6.5 MULTIPLE EXTRANGULAR POZO (CHOKE MANIFOLD) 6.6 UNIDAD ACUMULADORA DE CIERRE 6.7 EQUIPO AUXILIAR 6.1 SISTEMAS DESVIADORES (DIVERTER SYSTEM): El sistema desviador es un sistema de control que desva los flujos de un pozo lejos del taladro y su personal. Este sistema provee seguridad en la fase inicial de la perforacin de un pozo antes de sentar el revestimiento que soportar el conjunto de preventoras y se instala sobre un tubo o revestimiento conductor. El sistema desviador no est diseado para detener el flujo del pozo, solo para desviar este flujo por una o varias lneas a una distancia segura para el taladro y su personal. 6.1.1 REQUERIMIENTOS DEL EQUIPO Y SU INSTALACION: En la fase inicial de pozos exploratorios, un tubo conductor o un revestimiento inicial debe ser instalado. Este revestimiento o tubo conductor debe ser cementado y deber proveer un sello tal que sea capaz de soportar la columna hidrosttica desde la base del revestimiento a los niples de salida. El sistema desviador se debe instalar sobre este tubo conductor o revestimiento inicial, el sistema desviador consta de: Un desviador con un dimetro adecuado que permita correr las herramientas para perforar las fases posteriores del pozo. Este sistema est conformado por un sello o empaque (BOP anular) que debe cerrar el pozo sobre la kelly, cualquier componente de la sarta de perforacin o el revestimiento. Lneas de venteo de un tamao igual a las salidas del revestimiento o tubo conductor debajo del desviador y se deben extender a un sitio lo suficientemente distante del taladro para realizar un venteo en forma segura, Si existen vlvulas sobre las lneas de venteo del sistema deben abrir automticamente cuando el sello o empaque se cierre. , estas vlvulas debern ser de flujo total y se deben mantener en posicin abiertas o tener un mecanismo que abran automticamente antes de cerrar el desviador. Estas vlvulas podrn ser equipadas con operadores de falla, sin embargo al menos una lnea de venteo deber permanecer todo el tiempo abierto. El desviador debe tener la salida a las piscinas abierta y la vlvula a Shale Shaker cerrada antes de cerrarlo. La presin y capacidad de flujo al utilizar el desviador debe estar de acuerdo al diseo de sus lneas. En casos donde existan discos de ruptura, la vlvula de la lnea de desviacin permanecer abierta siempre. El desviador y sus vlvulas deben cerrar en 30 segundos para equipos de 20 de dimetro o menos; para sistemas de mas de 20 de dimetro, el tiempo de operacin no debe exceder 45 segundos.------------------------------------------Copia no controlada una vez est impresa

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El panel de control se debe ubicar cerca al perforador, con un segundo panel de control localizado en un rea segura. Las lneas del desviador deben ser diseadas de acuerdo a la norma API RP-64. Las lneas de desviacin en operaciones Costa Afuera deben tener un dimetro interno mnimo de 12 y en operaciones en tierra, un dimetro mnimo de 8. Todas las vlvulas del desviador deben ser Full Opening.1 Tambin deber existir una piscina para disponer de los fluidos que fluyan del pozo.

C am pana

L in e a d e V e n te o d e b e s e r o rie n t a d a le jo s d e l ta la d r o p o r s u s fa c ilid a d e s L in e a D iv e r te r

A n u la r D iv e r te r

V a lv u la d e A p e rtu ra T o ta l (D e b e a b r ir a u to m a tic a m e n te c u a n d o c ie r ra e l a n u la r) T u b o C o n d u c to r

FIG No. 1 Sistema de desviacin (diverter). Comnmente, se usan preventores anulares convencionales o cabezas rotativas como desviadores. Las ratas de presin de trabajo del desviador y las lneas de venteo no tienen relativa importancia, estos deben tener un tamao que permita desviar los flujos1

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del pozo minimizando la presin en cabeza de este. Las lneas de venteo generalmente varan entre 4 y 12 de dimetro nominal. El desviador y las vlvulas de las lneas de venteo debern estar debidamente instalados y debern ser probadas frecuentemente durante la operacin para asegurar que estn abriendo y cerrando adecuadamente, posteriormente se debe probar su funcionamiento al menos semanalmente. Adems se deber bombear fluido a travs del desviador y las lneas de venteo frecuentemente para garantizar que estas lneas no estn taponadas.

6.2 CONJUNTO DE PREVENTORES 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.2 Para pozos hasta de 5000 psi en cabeza se debe tener como mnimo: Un preventor anular. Dos preventores tipo ariete (ram), uno de los cuales debe ser de arietes ciegos (Blind Rams) o Arietes cotadores (Shear Ram). Salidas para chocke y kill line. Un ariete para tubera (pipe ram). El arreglo de preventoras debe contener un ariete para tubera (pipe ram) que se pueda cerrar sobre el dimetro de D.P. con mayor longitud en la sarta. Cuando se tienen cables, grapas u otros elementos pegados a la sarta, se debe contar con un ariete que pueda cortar (shear ram) o dar sello (anular) en caso de emergencia. Cuando se instalan tres arietes, el mas inferior debe considerarse como cierre opcional y usarse solamente en caso de no estar disponible ningn otro del arreglo. Cada ariete debe tener un seguro operativo.1 6.2.1 CODIGOS DE LAS COMPONENTES DEL ARREGLO DE PREVENTORAS Los cdigos para designar las componentes del arreglo de preventoras son:2 1

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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. En las FIG N 2, 3 y 4 aparecen EvariosV ejemplosS IdeD ElosA Bdiferentes arreglos de ARR G LO PRE ENTO R ES PRE N TR AJO 3M Y 5M preventores que se pueden utilizar de acuerdo con la mxima presin de servic