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Equipos de control de pozo

Equipos de seguridad indispensable para procedimientos de Perforación, Producción y Completamiento
by

Viviana Cubides

on 30 March 2011

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Transcript of Equipos de control de pozo

CONTROL DE POZO

EQUIPOS DE CONTROL DE POZO

ANA MARIA PEREZ
DAVID BENAVIDEZ
ANDRÉS MARTÍNEZ Columna de preventoras de reventones “ B.O.P. “ Es un juego similar a un juego hidráulico de válvulas muy grandes, con diámetros también muy grandes clasificadas para grandes presiones y operan de forma rápida. PREVENTORES ANULARES: También llamados “preventores de bolsa, preventores esféricos, o Hydrils.
Son dispositivos versátiles para controlar presión en la cabeza del pozo
La mayoría de las preventoras anulares son diseñadas para presiones máximas de 1500Psi
Que es?
consiste de un elemento de empaque circular hecho de goma, un pistón, un cuerpo y un cabezal (tapa). Cuando se bombea fluido hidráulico en la cámara 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 lubricación para mover o deslizar la tubería bajo presión.
Importante:
Lo más importante es que el empaquetador debe ejercer suficiente presión contra la tubería para asegurar que haya un buen sello, pero la presión no debería ser tan ajustada que el elemento de empaque se deteriore. Si no se usa la presión correcta, podría llevar a una falla temprana y la subsiguiente reposición, los cuales son costosos y llevan tiempo. PRESIÓN MINIMA
Para obtener el sello se deben tener en cuenta estos factores:
Tamaño del pozo.
Diámetro exterior de la tubería.
Presión en el pozo.
COMO MEJORAR LA OPERACIÓN DEL PREVENTOR ANULAR
No usar presiones mayores a las necesarias.
Probar siempre el empaque antes de colocarlo en la tubería.
Verificar siempre el manual del fabricante.

Válvula Reguladora
Es la que provee la presión de cierre y permite que un fluido pueda viajar en ambas direcciones. Problemas al usar varios tipos válvulas reguladoras

Al no saber las características especificas de cada maquina se puede llegar a un problema grande en el pozo, ya que no se conocen a profundidad las condiciones de presión de operación de los preventores y cual es la presión de cierre recomendada para cada válvula dependiendo de la presión del pozo y la tubería en uso.
Además conlleva
PREVENTORES ANULARES CON FINES ESPECÍFICOS
Funcionan manual o hidráulicamente. Puede tener un elemento de empaque permanente asentado y siempre esta cerrado.

Cabezales giratorios.
Deslizadores de varilla.
Cabezas de circulación.
SISTEMAS DE DESVÍO: Es un preventor conectado a un sistema de tubería de diámetro grande.

Utilización:
Se deben usar sistemas de desvío si no se puede cerrar un pozo por temor a perdidas de circulación o fallas en la formación.
ONSHORE OFFSHORE ENFRIADOR PANEL DE CONTROL CABEZAL GIRATORIO CABEZALES / BOP ROTATIVAS: Organización del conjunto de B.O.P. La columna de preventores tiene una variedad de configuraciones, según la API (Instituto Americano del Petróleo) recomienda los siguientes códigos para designar componentes de arreglos de prevención 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 tubería.
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 presión a control remoto que conecta el riser con el conjunto de B.O.P.
S= Carretel con conexiones de salida laterales para las líneas del estrangulador y control (ahogo).
M= Clasificación 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 columna”
10M-13.5/8” (346.08 mm)-RSRRA “Segunda columna”
5M-18-3/4” (476.25 mm)-RRRRAA “Tercera columna”
Permite que la sarta gire con una presión debajo de ella.

En la perforación permite trabajar bajo el desbalance(Presión hidrostática baja), además permite la circulación atreves del manifold del estrangulador.
ARIETES (ESCLUSAS): La presión de poco debe estar sellada del cilindro de operación, si esto no es así y se presenta una presión alta, esta presión puede activar el ariete, para evitar esto se tienen sellos secundarios. ACUMULADORES: Componentes principales:
Deposito de fluido hidráulico
Acumulador hidroneumático
Sistemas de bombas
Multiple de control de fluidos
Características:
Unidad acumuladora independiente y automática
Capacidad de presión efectiva minima de 3000 psi
Multiple de control indicando las posiciones abierta y cerrada
Válvulas reguladoras automáticas de 0-3000 psi o de 0-5000 psi
Ubicación segura y de libre acceso DEPOSITO DE FLUIDOS HIDRAULICOS: Almacena fluidos a presión atmosférica
Capacidad minima= 2 x volumen total de todas las botellas
ACUMULADOR HIDRONEUMÁTICO: Esférico

Cilíndrico Almacena fluido hidráulico a presión para operar las BOP
Presion de precarga: 1000 a 1500 psi
Capacidad:de 10 a 80 galones
Presion de trabajo: 3000 o 5000 psi

ARIETES PARA TUBERIA: Los arietes para tubería están diseñadas para cerrar alrededor de una tubería. El preventor de reventones tipo ariete es un bloque de acero cortado para encajar con el tamaño de la tubería alrededor de la cual se cerrará. La intención es que el recorte cierre y provea un buen sello alrededor de un diámetro o tamaño de tubería en particular. Se puede mover la tubería en los arietes para tubería. La presión 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 tubería en el cuerpo de la esclusa. Los arietes ciegos tienen elementos de empaque grandes y se hacen para cerrar sin que haya tubería en el pozo. ARIETES CORTADORES
Las esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero con hojas especiales para cortar tubulares (tubería, tubería de perforación, collares -portamechas-, etc.). Quizás haya que usar presiones reguladas más altas que las normales y/o usar reforzadores hidráulicos, según el tipo de ariete cortador y el tubular que se va a cortar. Los arietes cortadores tienen tolerancias de cierre pequeñas. ARIETES CIEGOS/CORTADORES Los arietes ciegos / cortadores combinan tanto la capacidad ciega o de cerrar el pozo abierto como la capacidad de cortar. Éstos ofrecen la ventaja de cortar la tubería y sellar el pozo abierto después de cortar la tubería. 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 diámetro variable (VBR) sellan varios tamaños de tubería y, según el tipo de VBR, un vástago kelly hexagonal. También pueden servir como el ariete principal para un tamaño de tubería y el ariete de soporte para otro tamaño. Un juego de arietes de diámetros variables en un preventor podría 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 tuberías de diferentes diámetros. Los arietes de diámetros variables son adecuados para usar donde hay H2S. Otro tipo de VBR consiste de varias placas troqueladas pequeñas para tubería que se deslizan hacia afuera de una tubería de tamaño mayor hasta que el troquelado correcto se encierra alrededor de la tubería. Se colocan elementos de sellado entre cada placa para efectuar un sello. SISTEMAS DE TRABADO HIDRAULICO DE ARIETES 1. La traba Hydril con posiciones múltiples (MPL) es una traba mecánica que funciona hidráulicamente y que automáticamente mantiene el ariete cerrado y trabado con la presión óptima necesaria en la goma para el sellado del empaque anterior y el sello superior. Las presión de cierre hidráulica cierra el ariete y deja el ariete cerrado y trabado. 2. Las trabas con cuñas Cameron traban el ariete hidráulicamente y mantienen los arietes mecánicamente cerrados aun cuando se libere la presión del accionador. Se puede trabar el sistema de funcionamiento por medio de usar tapas de secuencia para asegurar que la traba con cuñas se retrae antes de aplicar presión en el preventor de reventones abierto. 2. Las trabas con cuñas Cameron traban el ariete hidráulicamente y mantienen los arietes mecánicamente cerrados aun cuando se libere la presión del accionador. Se puede trabar el sistema de funcionamiento por medio de usar tapas de secuencia para asegurar que la traba con cuñas se retrae antes de aplicar presión en el preventor de reventones abierto. El sistema UltraLock de Shaffer incorpora un mecanismo de cierre mecánico dentro del conjunto de pistones. Este sistema de cierre no depende de una presión de cierre para mantener un trabado positivo. Sólo se requiere una función hidráulica para la función de abrir / cerrar del cilindro y el sistema de trabado funcione. El sistema traba automáticamente en la posición de cerrado cada vez que se cierra el conjunto de pistones. Una vez que el pistón en funcionamiento se cierre en la tubería, se enganchan las trabas hasta que se aplica la presión de apertura. Sólo se puede destrabar y volver a abrir el preventor usando presión hidráulica. 3. El sistema UltraLock de Shaffer incorpora un mecanismo de cierre mecánico dentro del conjunto de pistones. Este sistema de cierre no depende de una presión de cierre para mantener un trabado positivo. Sólo se requiere una función hidráulica para la función de abrir / cerrar del cilindro y el sistema de trabado funcione. El sistema traba automáticamente en la posición de cerrado cada vez que se cierra el conjunto de pistones. Una vez que el pistón en funcionamiento se cierre en la tubería, se enganchan las trabas hasta que se aplica la presión de apertura. Sólo se puede destrabar y volver a abrir el preventor usando presión hidráulica. 3. El sistema UltraLock de Shaffer incorpora un mecanismo de cierre mecánico dentro del conjunto de pistones. Este sistema de cierre no depende de una presión de cierre para mantener un trabado positivo. Sólo se requiere una función hidráulica para la función de abrir / cerrar del cilindro y el sistema de trabado funcione. El sistema traba automáticamente en la posición de cerrado cada vez que se cierra el conjunto de pistones. Una vez que el pistón en funcionamiento se cierre en la tubería, se enganchan las trabas hasta que se aplica la presión de apertura. Sólo se puede destrabar y volver a abrir el preventor usando presión hidráulica. COMPONENTES DE SELLADORES ELASTOMERICOS Los elementos de empaque o sellado de los preventores anulares y de arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión. Están construidos en goma de alta resistencia o materiales similares, moldeados alrededor de una serie de dedos de acero. Los dedos de acero añaden 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 más comunes que se utilizan para elementos de empaque son las gomas naturales, el nitrilo y el neopreno. Se han formulado compuestos específicos para la tolerancia con el petróleo, frío y calor extremos, gas agrio y entornos corrosivos. CARRETELES DE PERFORACION/ESPACIADORES
Si se circulan fluidos abrasivos, generalmente no es deseable circular por las aberturas de circulación de los preventores de ariete, arriesgando daños al cuerpo de los preventores. El carrete de perforación o circulación provee salidas y cuesta menos reemplazar. Esto agregará una altura adicional a la columna e incrementará la cantidad de puntos de conexión por los cuales se podría desarrollar una fuga. Sin embargo, el carrete de perforación / espaciador provee más flexibilidad para las opciones de conectar las líneas del estrangulador o control (ahogo). MINIMIZAR EL DESGASTE DEL PREVENTOR DE REVENTONES La tubería que entra en contacto con el conjunto de BOP crea una fricción y desgaste de metal sobre metal. Dedido una descentralizacion que puede ser por varios pies se pueden generar daños que resulta en un desgaste excéntrico en el diámetro del conjunto, o en las caras de los arietes y el anular. También puede haber desgaste y daños en la tubería de revestimiento (casing) y en el cabezal del pozo; para minimizar este desgaste se usa aros de desgaste o bujes. CONEXIONES EN LAS LÍNEAS DE ESTRANGULACIÓN /AHOGO Las conexiones de las líneas de alta presión a la columna son puntos débiles que se deben verificar. Algunos de los problemas son el uso de niples demasiado livianos, aros de sellado sucios, superficies dañadas en las planchas de apoyo, tuercas flojas y niples o tuberías largos sin soporte, uso de mangueras de baja presión donde no hay mucho lugar para tubería de acero. Es especialmente peligroso si la línea involucrada es la línea del estrangulador. LÍNEA DE LLENADO En la columna se debería incluir una línea de llenado encima del preventor superior. El propósito
de esta línea es el de llenar el pozo durante las maniobras y cuando no se está circulando el pozo. HERRAMIENTA DE PRUEBA DEL PREVENTOR DE REVENTONES En la parte superior de la(s) unión(es) de la tubería hay otra herramienta que tiene los accesorios de conexión del manifold hasta la bomba de pruebas. Dispositivo que se sujeta a la punta de una tubería y se corre hasta el fondo de la columna del preventor o en el cabezal de la tubería de revestimiento, inicialmente el peso de la tubería lo sostiene en su lugar. Encima de lo sellos hay una abertura al ID de la tubería para permitir que se bombee agua para llenar el hoyo y permitir que se prueben los preventores a presión. SISTEMAS DE CIERRE/ACUMULADOR El acumulador provee una manera rápida, confiable y práctica para cerrar los preventores cuando ocurre un amago de reventón (surgencia). Los sistemas de cierre tienen bombas adicionales y un volumen excesivo de fluido. Las bombas de aire / eléctricas se conectan para recargar la unidad automáticamente a medida que disminuye la presión en el botellón del acumulador LA PRECARGA DE NITRÓGENO: Un elemento importante del acumulador es la precarga de nitrógeno, este es el fluido hidráulico que proporciona la presión de cierre de los preventores. Si los botellones pierden su carga por completo, no se puede guardar ningún fluido adicional bajo presión.
FLUIDOS DE CARGA
DEL ACUMULADOR El fluido que se usa en el acumulador debera ser un lubricante que no sea corrosivo ni que forme espuma, que no deberá ablandar los elementos de sellado de goma ni hacer que se vuelvan quebradizos. Debería ser resistente al fuego y al clima.
Los aceites inapropiados / aguas corrosivas dañarán 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 mínimos de los sistemas de cierre; Dado que es mejor tener más que el volumen mínimo, la mayoría de los operadores y contratistasprefieren usar tres veces el volumen necesario para cerrar todo lo que está en la columna. MANIFOLD DEL ESTRANGULADOR El propósito del manifold es el de proveer un método de circulación desde la columna del preventor bajo una presión controlada. El manifold provee rutas alternativas para que se puedan cambiar o reparar los estranguladores y lasválvulas. ESTRANGULADORES ESTRANGULADORES FIJOS ESTRANGULADORES AJUSTABLES: El estrangulador controla el caudal de flujo de
los fluidos. Al restringir el fluido a través de un
orificio, se coloca fricción o contrapresión en el
sistema, permitiendo controlar el caudal del flujo y
la presión del pozo. Los estranguladores para controlar pozos tienen un diseño diferente que los estranguladores para la producción de gas y petróleo. Los estranguladores fijos (porta orificios) generalmente tienen un cuerpo de estrangulador en línea para permitir la instalación o cambio del tubo reductor del estrangulador con un orificio de cierto tamaño. Este es el tipo básico de estrangulador. Tiene una barra ahusada (estrecha) y un asiento. A medida que la barra se acerca más al área de asiento, hay menos distancia libre y más restricciones para el fluido que pasa por ella, produciendo más contrapresión 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.
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