Mtodo de CONTROL DE POZOS Pesar y ESPERAR (METODO DEL INGENIERO)A continuacin se presenta un resumen del mtodo para controlar pozos, conocido como ESPERAR y PESAR, as como algunos conceptos bsicos y clculos.

El Mtodo de Esperar y Pesaro tambin conocido como elMetodo del Ingeniero, es aquel en el que se controla el pozo a travs de una sola circulacin. El Lodo de Matar es desplazado dentro de la tubera de perforacin y la arremetida o influjo en el pozo se remueve mientras se realiza el desplazamiento en el pozo..

Pasos para seguir el Mtodo de Pesar y Esperar para Control de Pozos:1. Cerrar el Pozo.2. Permitir que la presin se estabilice y registrar la Presin Estabilizada de Cierre en el Casing, la Presin Inicial de cierre en la Tubera y la ganancia en los Tanques.3. Realizar losClculos de Control de Pozosy se tienen que averiguar los siguientes datos:o Presin de Fondo del Pozo, basada en la presin del drill pipe.o Peso de Matar del Lodo necesario para controlar el influjoo Data de presin de la tubera de perforacin.o Maxima presion del revestidor de superficie durante la operacin de control de pozos.o Maxima ganancia en los tanques durante la circulacin.

4. Alcanzar el peso del lodo en el sistema segn el peso de matar requerido.5. Establecer la circulacin requerida para la Tasa de Matar manteniendo la presin del Casing constante.6. Seguir el programa de tubera de perforacin hasta que el peso de lodo de matar llegue a la mecha.7. Mantener constante la presin en la tubera una vez que el lodo de Matar salga de la mecha hasta completar la circulacin.8. Chequear el peso de lodo de salida y asegurarse que sea igual al peso del Lodo de Matar.9. Parar bomba y chequear flujo para garantizar que el pozo se encuentra esttico.10. Circular y acondicionar Lodo si se requiere.

FORMULAS PARA EL METODO DE ESPERAR Y PESAR.

1.PESO DEL LODO DE MATARKWM = OMW + [SIDPP (0.052 x TVD)]Donde;KWMes el peso del lodo de matar enlpg.OMWes el peso original del lodo enlpg.SIDPPes la presin de Cierre en la Tubera enlppc.TVDes la Profundidad Vertical Verdadera enpies.

2. Determinar la Barita Requerida para alcanzar el KWM

Donde;Barite Requirees la Barita requerida ensacos.Total Mud Volumees el volumen total de lodo enbbl.KWMes el peso de matar del lodo enlpg.OMWes el peso original del lodo enlpg.

3. Tasa de Circulacin Lenta (SCR)SCR = ICP SIDPPDonde;SCRes la Tasa de Circulacin Lenta enlppc.ICP: presion de Circulacion Inicial enlppc.SIDPP:Presin de Cierre en la Tubera enlppc.

4. Presin Final de Circulacin (FCP)FCP = SCR x KWM OMWDonde;FCP: Presin Final de circulacin enlppc.SCR: Tasa de Circulacin Lenta enlppc..KWMes el peso de matar del lodo enlpg.OMWes el peso original del lodo enlpg.

5. Volumen en Tuberia de Perforacion (Emboladas)Volumen en Tuberia de Perforacion(emboladas) = Capacidad de la Tubera (Bls/pie) x TD (pies) Capacidad de la Bomba (Bls/embolada)

6. Programa de Presiones para Tubera de PerforacinIncremento de la caida de presin/ Embolada= (ICP FCP) x Incremento de Emboladas Superficie a Mecha (Emboladas)Donde;ICPes la presion inicial de circulacin enlppc.FCPes la presion final de circulacin enlppc.El incremento de las Emboladas se refiere a cuantas emboladas se requieren para una cada de presin determinada.lppcSuperficie a Mecha se refiere a las emboladas requeridas para llegar de la superficie hasta la mecha.Emboladas.

Mtodo del Perforador o de la Doble Circulada:

Partimos de la hiptesis de mantener en el fondo del pozo una presin constante e igual a la presin de formacin.

Primer Circulada:

El objetivo de esta circulacin es desalojar al fluido invasor. Se abre el pozo y se bombea con un rgimen regulado (presin de bombeo regulado) para darle tiempo a que el fluido invasor se expanda, controlando por manmetro de directa que la presin se mantenga constante e igual a la presin de circulacin la cual es igual a la suma de la presin de bombeo regulado y la presin de cierre por directa, esta circulacin se puede controlar tanto por volmenes, tiempo o con emboladas, en el caso de las emboladas la primer circulada termina una vez alcanzada la cantidad de emboladas necesarias para circular todo el pozo desde las instalaciones de superficie hasta el fondo y nuevamente a superficie. Una vez hecho esto si cerrramos el pozo las lecturas de presin de cierre por directa y por anular deberan ser las mismas debido a que es la misma inyeccin en ambas columnas; pero para estar ms seguros se puede realizar un ensayo de lodo al fluido que retorna, este debe ser el mismo que el que ingresa.

Segunda Circulada:

El objetivo de esta circulacin es ingresar al pozo un fluido cuyo peso especfico sea el suficiente para controlar la presin de formacin (densidad de ahogo). Las presiones se controlarn por el manmetro del anular (debido a que el fluido invasor ya no interferir en las lecturas porque ya ha sido desplazado y adems este manmetro es de ms pronta repuesta debido a su cercana a la vlvula aguja).Se mantendr una presin constante e igual a la presin de cierre por directa mientras se circula de superficie hasta el fondo, una vez alcanzadas las emboladas necesarias para circular dicho tramo, se comienza a abrir la vlvula aguja (estrangulador) de modo de ir disminuyendo la contrapresin creada ya que estamos ingresando al anular un fluido de mayor densidad que ir ganando altura por ello generando mayor presin hidrosttica y si no alivianamos la contrapresin de la aguja podramos llegar hasta a fracturar la formacin, existen dos maneras de ir abriendo el estrangulador, una es por exceso y la otra es por defecto, en ambos se va reduciendo la presin en intervalos segn la cantidad de emboladas, hasta que la contrapresin de la aguja llega a ser cero.De esta manera el poso se encuentra equilibrado y ahogado.

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.

Principios del control del pozoPrincipios del control del pozoEl preventor de reventn o BOP controla las arremetidas del pozo, evitando explosiones, incendios y prdida de equipos y vidasEquipo Editorial de Petrleo Internacional, Octubre 2010

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 (del ingls Blowout Preventer), por lo que el resto de este artculo est limitado a describir los componentes y funcionamiento de este importante equipo.

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 pozo abajo 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.

Los trminos preventor de reventn, conjunto de preventores de reventn y sistema de preventores de reventn se usan en forma comn e intercambiable para describir, en general, varios preventores apilados de diversos tipos y funciones, as como sus componentes auxiliares. Un preventor de reventones submarino tpicamente incluye componentes como lneas hidrulicas y elctricas, mdulos de control, acumuladores hidrulicos, vlvulas de prueba, lneas de matar y estrangular y vlvulas, junta del tubo elevador, conectores hidrulicos y bastidor de soporte.

Dos categoras de BOP son las prevalentes: de arietes y anular. Los conjuntos de BOP generalmente utilizan los dos tipos, con al menos un BOP anular apilado sobre varios BOP de ariete.

Los preventores de reventn se usan en tierra, en plataformas marinas y en el lecho marino. Los BOP en tierra y submarinos se aseguran en la parte superior del pozo, conocida como cabezal del pozo. Los BOP en plataformas marinas se montan debajo de la cubierta. Los BOP submarinos se conectan a la plataforma costa afuera a travs del tubo montante de perforacin, que brinda una va continua para la sarta de perforacin y los fluidos que emanan del recinto del pozo. En realidad, el tubo elevador extiende el recinto del pozo hasta la plataforma.

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.

Los yacimientos comerciales de petrleo y gas, cada vez ms raros y remotos, han llevado la exploracin y produccin de pozos a zonas costa afuera en aguas profundas, que requieren que los BOP permanezcan sumergidos en condiciones extremas por largo tiempo. Como resultado, los BOP se han tornado ms grandes y pesados (una unidad de BOP de un solo ariete puede pesar ms de 30.000 libras), en tanto que el espacio asignado a los conjuntos de BOP en las plataformas marinas no ha aumentado proporcionalmente. Por tanto, un punto clave en el desarrollo tecnolgico de preventores de reventn en las dos ltimas dcadas ha sido limitar su huella y peso, pero aumentar su seguridad y capacidad de operacin.

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.

Las regulaciones requieren que un preventor anular pueda cerrar completamente un recinto de pozo, pero generalmente no son tan efectivos como los preventores de ariete para mantener el sello en un pozo abierto o sin entubar. Tpicamente, los preventores anulares van ubicados en la parte superior del conjunto de BOP, con uno o dos BOP anulares encima de una serie de varios preventores de ariete.

Un preventor anular usa el principio de cua para sellar el recinto del pozo. Tiene un sello de caucho tipo donut, conocido como unidad obturadora de elastmero, reforzada con costillas de acero. La unidad obturadora est situada en el compartimiento del BOP entre el cabezal y el pistn hidrulico. Cuando se activa el pistn, su empuje hacia arriba fuerza el cierre de la unidad de obturacin, como un esfnter, sellando el espacio anular o el pozo abierto. Los preventores anulares tienen slo dos piezas mviles, pistn y unidad de obturacin, que los hacen ms simples de mantener que los preventores de ariete.

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:

Seal elctrica de control, enviada desde la superficie a travs de un cable de control.Seal acstica de control, enviada desde la superficie basada en una pulsacin modulada/codificada de sonido, transmitida por un transductor submarino.Intervencin de vehculo de mando a distancia (ROV), vlvulas de control mecnico y presin hidrulica al conjunto de BOP.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.

Sistema de SeguridadEs el sistema diseado para cerrar el pozo en caso de contingencia y para permitir el desalojo de arremetidas ocurridas durante el proceso de perforacin o reacondicionamiento. Este sistema esta integrado por: Vlvulas de seguridad, carreto de perforacin, mltiple de estrangulacin, unidad acumuladora de presin, tanques de viajes, separadores de gas y lnea de venteo.