WELL CONTROL

Principios del control del pozo

El preventor de reventn o BOP controla las arremetidas del pozo, evitando explosiones, incendios y prdida de equipos y vidas.

El control del pozo incluye el manejo de los peligrosos efectos de altas presiones, inesperadas, en el equipo de superficie de los taladros de perforacin que trabajan en busca de crudo o gas. El fracaso del manejo y control de estos efectos de la presin puede causar daos graves a los equipos, lesiones y muertes. Las situaciones de control del pozo manejadas indebidamente resultan en un reventn, es decir, la expulsin incontrolada y explosiva de los fluidos del pozo, que generalmente produce un incendio.

El control del pozo implica vigilar los sntomas de situaciones inminentes de desequilibrio de presin y los procedimientos para operar los equipos en el sitio del pozo, entender la situacin y tomar acciones correctivas.

Muchos sistemas participan en el control del pozo, pero el principal y el smbolo de esta actividad es el bien conocido preventor de reventones o BOP.

Preventor de reventones

El BOP es una vlvula especializada, grande, usada para sellar, controlar y monitorear los pozos de gas y petrleo. 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. Los amagos o arremetidas de la formacin llevan a un evento potencialmente catastrfico conocido como reventn. Adems de controlar la presin y el flujo de petrleo y gas, los preventores de reventn evitan que la tubera de perforacin y revestimiento, las herramientas y los fluidos de perforacin sean expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventn. Los BOP son crticos para la seguridad de la cuadrilla, los equipos y el ambiente, y para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por esta razn, los BOP deben ser dispositivos a prueba de fallas.

Usos y funcionamiento

Los BOP vienen en una variedad de estilos, tamaos y clasificaciones de presin. Varias unidades individuales que sirven diversas funciones se combinan para componer un conjunto de preventores de reventn. A menudo se utilizan mltiples preventores de reventn del mismo tipo para lograr redundancia, un importantsimo factor en la efectividad de dispositivos a prueba de fallas.

Las principales funciones de un sistema de preventores de reventn son: Confinar los fluidos del pozo al recinto del pozo. Suministrar el medio para incorporar fluidos al pozo. Permitir retirar volmenes controlados de fluidos del recinto del pozo. Adems de realizar esas funciones primarias, los sistemas de BOP se usan para: Regular y monitorear la presin del recinto del pozo. Centrar y colgar la sarta de perforacin en el pozo. Cerrar el pozo, es decir, sellar el espacio anular entre las tuberas de perforacin y de revestimiento. Matar el pozo o prevenir el flujo de fluidos de la formacin al recinto del pozo. Sellar el cabezal del pozo (cerrar el recinto). Recortar la tubera de revestimiento o de perforacin en casos de emergencia.

Al perforar un pozo de alta presin, la sarta de perforacin pasa a travs del conjunto de BOP hacia el yacimiento. A medida que se perfora se inyecta lodo o fluido de perforacin por la sarta hasta la barrena. El lodo retorna por el espacio anular entre la tubera revestidora y la de perforacin. La columna del lodo de perforacin ejerce hacia abajo una presin hidrosttica que contrarresta la presin opuesta de la formacin y permite que prosiga la perforacin.

Cuando se presenta un amago de reventn, los operadores del equipo o los sistemas automticos cierran las unidades de los BOP, sellando el espacio anular para detener la salida de los fluidos del recinto del pozo. Luego se hace circular lodo de mayor densidad por la sarta de perforacin, en el recinto del pozo y hacia arriba por el espacio anular y la lnea de estrangular en la base del conjunto de BOP y por los estranguladores hasta superar la presin pozo abajo. Una vez que el peso de matar se extiende desde el fondo hasta la parte superior del pozo, se ha matado el pozo. Si la integridad del pozo se mantiene, se puede reiniciar la perforacin. Alternativamente, si no es factible la circulacin, se puede matar el pozo a la fuerza, es decir, bombeando a la fuerza lodo ms pesado desde la parte superior a travs de la conexin de la lnea de matar en la base del conjunto de BOP. Esto es lo menos deseable debido a que son necesarias mayores presiones en la superficie y porque mucho del lodo que originalmente est en el espacio anular ser forzado hacia adentro de la formacin receptiva en la seccin del pozo sin entubar, debajo de la zapata ms profunda de la revestidora.

Si los preventores de reventn y la columna de lodo no restringen la presin hacia arriba de una arremetida del pozo, el resultado ser un reventn que potencialmente puede expulsar violentamente por el recinto del pozo, tubera, petrleo y gas, daando el equipo de perforacin y dejando en duda la integridad del pozo.

Tipos de BOP

Los BOP vienen en dos tipos bsicos: de arietes y anulares. A menudo se usan juntos en equipos de perforacin, tpicamente por lo menos un BOP anular coronando un conjunto de preventores de arietes.

Un BOP de ariete tiene un funcionamiento similar al de una vlvula de compuerta, pero usa un par de mbolos de ariete opuestos. Los arietes se extienden hacia el centro del recinto del pozo para restringir el flujo, o se retraen para permitirlo. Las caras superior e inferior de los arietes estn provistas de obturadores (sellos de elastmero) que se comprimen uno contra el otro, contra la pared del pozo y alrededor de la tubera que atraviesa el recinto del pozo. Salidas en los lados del cuerpo del BOP se usan para conexiones de las lneas de estrangular y de matar o de vlvulas.

Un preventor tipo anular puede cerrarse alrededor de la sarta de perforacin, de revestimiento o de un objeto no cilndrico, como la junta Kelly. La tubera de perforacin, incluidas las uniones de dimetro mayor o conectores roscados, puede moverse verticalmente a travs de un preventor anular a tiempo que se contiene la presin desde abajo aplicando un control cuidadoso de la presin hidrulica de cierre. Los preventores anulares son tambin efectivos para sellar alrededor de la tubera de perforacin, incluso mientras gira durante la perforacin.

Mtodos de control

Cuando los taladros perforan en tierra o en aguas muy someras donde el cabezal del pozo est por encima del nivel del agua, los BOP son activados por presin hidrulica desde un acumulador remoto. En el taladro se montan varias estaciones de control. Tambin se cierran y abren manualmente haciendo girar grandes manubrios que parecen volantes de direccin.

En operaciones costa afuera, con el cabezal del pozo apenas por encima de la lnea del lodo en el lecho marino, hay cuatro maneras principales para controlar un BOP:

1) Seal elctrica de control, enviada desde la superficie a travs de un cable de control. 2) Seal acstica de control, enviada desde la superficie basada en una pulsacin modulada/codificada de sonido, transmitida por un transductor submarino. 3) Intervencin de vehculo de mando a distancia (ROV), vlvulas de control mecnico y presin hidrulica al conjunto de BOP. 4) Interruptor de contacto continuo/autocortante, activacin a prueba de fallas de BOP seleccionado durante una emergencia, y si las lneas de control, alimentacin elctrica e hidrulicas han sido cercenadas.

Dos mdulos de control se suministran en el BOP para redundancia. El control de seal elctrica de los mdulos es el primario. Los controles acsticos, por intervencin de ROV e interruptor de contacto continuo, son secundarios.

Un sistema de desconexin de emergencia (EDS) desconecta el taladro del pozo en casos de emergencia. El EDS tambin dispara automticamente el interruptor de contacto continuo, que cierra del BOP y las vlvulas de matar y estrangular. El EDS puede ser un subsistema del mdulo de control del conjunto de BOP o puede ser separado.

Las bombas en el equipo de perforacin normalmente entregan presin al conjunto de BOP a travs de lneas hidrulicas. Los acumuladores hidrulicos en el conjunto de BOP permiten cerrar los preventores de reventn, incluso si estn desconectados del taladro.

Tambin es posible iniciar el cierre de los BOP automticamente con base en presin demasiado alta o flujo excesivo

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 preventores. 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 preventores, 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.

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.

Equipos Superficiales de control de Pozos:

El equipo superficial mnimo necesario para controlar una arremetida debe estar constituido como mnimo de lo siguiente:

1. Un estrangulador hidrulico ajustable (Choke)2. Dos estranguladores ajustables manuales3. una vlvula de control hidrulica (HCR)4. Un separador de gas5. Un impidereventones anular (Hydrill) o esfrico6. Dos impidereventones tipo ariete, para la tubera y ciego.7. Manmetros de gran exactitud.8. Una vlvula de contra presin (Incide Preventer)9. Una vlvula de cierre de mxima abertura para la sarta de perforacin (Nelly Cock).

Los equipos 8 y 9 solo se necesita si la arremetida ocurre cuando se esta sacando la sarta

SurgenciasSURGENCIAS. UNA SURGENCIA ES UNA ENTRADA NO DESEADA DE LOS FLUIDOS DE UNA FORMACIN HACIA EL POZO. UN REVENTN, ES UNA SURGENCIA DESCONTROLADA condiciones geolgicas causan presiones anormales y peligros durante la perforacin

FALLAS ANTICLINALES DOMOS SALINOS LUTITAS MASIVASINDICADORES DE PRESIN PERFORANDOa) Variaciones en la velocidad e penetracin.b) Cambios en la forma, tamao y cantidad de recortes.c) Aumento del torque de rotacin.d) Aumento en el arrastre.e) Desmoronamiento de arcillas.f) Aumento en el contenido de gas.g) Variaciones en el exponente d normal.h) Aumento de la temperatura en la lnea de salida.i) Disminucin de la densidad de las arcillas.j) Aumento en el contenido de cloro. LA DETECCIN DE SURGENCIAS

AUMENTO DEL CAUDAL DE RETORNO. El caudal de inyeccin de fluido al pozo es menor al caudal de retorno del mismo

AUMENTO DE VOLUMEN EN TANQUES. Por el aporte de fluido de la formacin

FLUJO CON BOMBA DETENIDA. Una seal segura que el pozo est en urgencia es que el pozo fluya con las bombas detenidas.

CAMBIO DE LA PRESINVELOCIDAD DE LA BOMBA. Un influjo de fluido de formacin generalmente Provocar un descenso de la densidad de la columna de fluido.

CAMBIO EN EL PESO DE LA COLUMNA. El fluido dentro del pozo provee un medio de flotacin.

PELIGRO de surgencias es responsabilidadde todos. Muchos equipos se han perdido por falta de atencin de los supervisores para verificar si el pozo estaba fluyendo. Es importante reconocer las seales de advertencia de una surgencia

COMPLICACIONES: Algunas complicaciones se originan a menudo durante las actividades de control de pozo. los problemas deben anticiparse, debe tener cuidado y atencin a lo largo de la operacin. Presiones de cierre Flotador, vlvula de cierre (Bpv) en la sarta. Presin en tubera de revestimiento excesiva. La presin a velocidad de Control de pozo no esta Disponible o no es confiable . Falla de la bomba /cambio de bombas. Bloqueos en la sarta. Hueco en la sarta. La tubera est demasiado corroda para extraerla del pozo. Falla de la presin del manmetro. Estrangulador/manifold de control y problemas corriente abajo. Espacio anular bloqueo / colapso. Cambios en los cajones o piletas de lodo. Daos y falla en la tubera de revestimiento. Prdida de circulacin /reventones subterrneos severos. Tapones de cemento. Falla del BOP. Presin entre sartas y tubera de revestimiento. Tolva o embudo tapado. Conexiones de sarta. Deteccin del punto libre. Tubera atascada. Pesca. Herramientas de pesca. Congelamiento. Fresar. Agujereado de tubera Bajo presin (hottapping). Problemas mecnicos y de hoyo

SISTEMA DE CIRCULACIN El sistema de circulacin est compuesto por muchos componentes individuales: Bombas lneas en la superficie tubos verticales(stand pipe) mangueras de perforacin (manguerote) cabezas giratorias mando superior (top drive) sartas de trabajo espacio anular del pozo (generalmente la tubera de revestimiento), Zarandas tanques para fluidos manifolds de circulacin afines (por ejemplo, bomba, tubera vertical, estrangulador y control).

INDICADOR DE RETORNO DELODO (SENSOR DE LA LNEA DE FLUJO) Por lo general el indicador de retorno de lodo es una paleta en la lnea de flujo. La paleta que est en la lnea de flujo informa el flujo del fluido en la lnea. 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).

Conclusin

El control de un pozo es necesario para el manejo de una situacin de riesgo provocada por una arremetida o por la sospecha de ella. Las arremetidas y los influjos son provocados porque la presin que ejerce la columna hidrosttica del fluido de perforacin es menor que la presin de poro de la formacin lo que produce que los fluidos que estn dentro de ella invadan la tubera generando un aumento de los tanques y posiblemente, dependiendo del tipo de influjo, un aumento en las unidades de gas. El control del pozo debe provocar que la presin dentro de la tubera sea igual a la presin de la formacin o mayor. La presin de la formacin es medida al cerrar el pozo y medir la presin en el cabezal. Con el gradiente hidrosttico de los fluidos se puede determinar el tipo y la cantidad del influjo junto con la presin de la formacin.