VÁLVULAS PREVENTORAS DE REVENTONES

BOP (BLOW OUT PREVENTER)

BLOW OUT PREVENTERBOP

Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de formación permanezca bajo control. Esto se consigue con un sistema de válvulas preventoras (Blow Out Preventers) –BOPs-, el cual es un conjunto de válvulas preventoras y cierres anulares(spools) directamente conectado a la cabeza del pozo.


Qué es una surgencia?

Una surgencia es simplemente el desplazamiento del fluido en el tope del pozo por un influjo no deseado de fluido de formación. Una surgencia no debe ocurrir si la presión hidrostática del fluido en el pozo excede ligeramente a la de la presión de formación.

UN REVENTÓN, ES UNASURGENCIA

DESCONTROLADA


El conjunto BOP debe ser capaz de:

• Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido

que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una

explosión.

• Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones

controladas en forma segura.

• Habilitar el bombeo de fluido de perforación /

terminación hacia el pozo, bajo condiciones controladas,

para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor

(matar el pozo).

• Permitir movimiento de la sarta de perforación /

terminación.


Los requerimientos básicos para una BOP son:

• Debe haber suficiente revestimiento en el pozo que dé un anclaje

firme a la BOP.

• Debe ser posible cerrar el pozo completamente, haya o no tubería

dentro de él.

• Cerrar el pozo debe ser un procedimiento simple y rápido, fácilmente

realizable y comprensible por el personal de perforación.

• Deben existir maneras para circular fluido a través de la sarta de

perforación y a través del anular en forma que se pueda sacar el

fluido de formación del pozo, y de esta manera circular lodo de mayor

densidad para balancear la presión de formación y controlar el pozo.


UBICACIÓN DE LA BOP EN EL EQUIPO


Usos y funcionamiento:

Las principales funciones de un sistema de ‘preventores’ de reventón son:

• Confinar los fluidos del pozo al recinto del pozo.• Suministrar el medio para incorporar fluidos al pozo.• Permitir retirar volúmenes controlados de fluidos del recinto del pozo.• Además de realizar esas funciones primarias, los sistemas de BOP se

usan para:• Regular y monitorear la presión del recinto del pozo.• Centrar y colgar la sarta de perforación en el pozo.• Cerrar el pozo, es decir, sellar el espacio anular entre las tuberías de

perforación y de revestimiento.• “Matar” el pozo o prevenir el flujo de fluidos de la formación al recinto

del pozo.• Sellar el cabezal del pozo (cerrar el recinto). • Recortar la tubería de revestimiento o de perforación en casos de

emergencia.


Tipos de BOP

• Anulares.• Ariete o RAM

A menudo se usan juntos en equipos de perforación, típicamente por lo menos un BOP anular coronando un conjunto de ‘preventores’ de arietes.


BOP TIPO ANULAR

Se usan en la parte superior del conjunto de BOP, y pueden cerrarse alrededor de cualquier diámetro de tubo.

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.

Generalmente es el primer elemento del conjunto del BOP que hay que cerrar cuando ocurre un “kick”.

Se usa en operaciones de “stripping” porque es el único tipo de BOP que puede mantener el sellado durante el paso de las herramientas.


BOP TIPO ANULAR


BOP TIPO ANULAR

Esta es un sello reforzado de caucho o empaque rodeando el hueco del pozo. Cuando se le aplica presión este sello se cierra alrededor del tubo cerrando el espacio anular. Esta válvula tiene la ventaja de poder ser aplicada progresivamente, y se cerrará sobre cualquier tamaño o forma de tubería dentro del pozo. Así de podrá cerrar el pozo sin importar si se cierra sobre la Kelly, o sobre tubería de perforación, o sobre drillcollars. Sin embargo esta capacidad no llega a cubrir algunas herramientas de perfil irregular como estabilizadores o drillcollars espiralados. La válvula preventora anular permite también rotación y movimiento vertical lentos de la sarta de perforación manteniendo el espacio anular cerrado. Esto permite deslizar hacia dentro y hacia fuera la tubería mientras se está controlando el pozo.Algunas válvulas anulares son capaces hasta de cerrar completamente pozo sin tubería pero esta situación acortaría la vida del sello por lo tanto debe ser evitada.


Principios operacionales de la BOP tipo anular


BOP TIPO ARIETE O RAM

Estas difieren de las anulares en que el sello de caucho es comparativamente mucho más rígido y cierra solamente alrededor de formas predeterminadas. Están hechas para cerrase sobre objetos específicos (como tubería de perforación o de revestimiento) o sobre un hueco abierto (Blind Rams). Pueden estar equipadas con cuchillas que puedan cortar tubería y cerrarse completamente sellando el hueco abierto.(Shear/blind rams).


ComponentesUn BOP de ariete tiene un funcionamiento similar al de una válvula de compuerta, pero usa un par de émbolos 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 están provistas de obturadores (sellos de elastómero).


SENCILLO DOBLE TRIPLE

Tipos de RAM


Válvulas ‘RAM’ para tubería o revestimiento.

Aquí las caras del empaque de caucho están moldeadas para sentar sobre el diámetro exterior dado de una tubería. Estas RAM cerrarán exactamente sobre dicha tubería, cerrando el anular. Si se está usando más de un diámetro de tubería, la BOP debe incluir RAMs para cada uno de dichos diámetros.

Válvulas RAM ciegas o de corte (Shear/blind rams) Estas RAM, llegando desde lados opuestos, son para cerrar completamente el hueco. Pero si hay alguna tubería la aplastarán o cortarán si tienen instaladas las cuchillas de corte (shear Rams) Estas Shear Rams son usadas en BOPs submarinas de forma que el pozo pueda ser abandonado temporalmente. Las Blind RAMs son usadas más generalmente en BOPs ubicadas bajo la mesa del taladro

Tipos de RAM


Acumuladores

Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presión, la totalidad de la cantidad de fluido hidráulico necesario para operar todos los componentes de la BOP y efectuar rápidamente los cierres requeridos. Se pueden conectar entre sí con el fin de que suministren el volumen necesario. Estas botellas son pre-cargadas con nitrógeno comprimido (usualmente de 750 a 1000 psi). Cuando se introduce el fluido hidráulico, por medio de bombas eléctricas, el nitrógeno se comprime aumentando su presión. Para asegurar la operación de la válvula preventora se disponen de varias fuentes de fluido a presión, para el caso de que alguna falle. Similarmente, si se utilizan bombas movidas por electricidad o por aire para la unidad de cierre, debe haber más de una fuente de electricidad o de aire para moverlas. Siempre debe haber un respaldo.


Panel de Control.

Normalmente debe haber más de un panel de control. El panel principal estará localizado sobre la mesa del taladro, al alcance del perforador (generalmente en la casa del perro). Un panel auxiliar, se ubicará en un lugar más seguro para el caso de que el de la mesa falle o no se pueda llegar hasta él, aún se pueda control el pozo en forma segura. El panel de control es operado por aire y normalmente dispondrá de indicadores de aguja que muestren las otras presiones dentro del sistema como las de el acumulador, la del suministro de aire y la del preventor anular. El panel también tendrá normalmente válvulas de control para abrir o cerrar las preventoras, válvulas para abrir o cerrar la línea de choke y de matar el pozo(kill line) y una válvula de control para ajustar la presión anular.


Distribución de los RAMs en la BOP.

Generalmente, el preventor anular irá en la parte superior de la preventora. La mejor distribución para los RAMs restantes dependerá de las operaciones que necesite efectuar.

Las posibilidades son que el Blind RAM vaya sobre los RAMs para tubería, o bajo los mismos, o entre ellos. Las operaciones posibles estarán entonces limitadas por el hecho de que el Blind RAM no puede cerrar el pozo si hay tubería en el hueco.

Con el Blind RAM en la posición inferior, el pozo puede ser cerrado si no hay tubería dentro de él, y los demás RAMS pueden ser reemplazados o reparados en caso de necesidad. Si se presenta un reventón sin tubería en el pozo, podría cerrarse el pozo y lograrse una reducción de presión inyectando lodo dentro del pozo por debajo de los RAMs.

Con un preventor anular encima, se puede bajar con tubería sosteniendo la presión cuando se abra el Blind RAM. La desventaja es que la tubería de perforación no puede quedar suspendida en los RAMs y así matar el pozo por circulación a través de la sarta de perforación.

Con los Blind RAM en la posición superior , los RAM inferiores se pueden cerrar con tubería en el pozo, permitiendo que los Blind RAM sean sustituidos con RAM para tubería. Esto minimizaría el desgaste en los RAM inferiores pues los superiores absorberían el desgaste por el movimiento de la sarta por moverla con los RAM cerrados. La tubería de perforación puede ser colgada de cualquiera de los RAM y cerrar completamente el pozo con los Blind RAM. La principal desventaja sería que el Blind RAM no se podría usar como ‘Válvula Maestra’ para permitir cambios o reparaciones por encima de ella.

PERFILAJES A POZO ENTUBADO

PERFILAJE A POZO ENTUBADOOBJETIVOS

Los registros o perfiles a pozo entubado se corren para

adquirir la información que no se obtuvo cuando se

corrieron los perfiles a pozo abierto y para determinar

distintos parámetros del pozo entubado, el más

importante es conocer si la cementación fue realizada

correctamente, es decir que no haya comunicación entre

las distintas zonas que contengan fluidos, sean

hidrocarburos o aguas.

PERFILAJE A POZO ENTUBADOINTRODUCCIÓN

Los registros o perfiles a pozo entubado básicos son los

siguientes:

• CBL – VDL: evalúa la calidad de la adherencia del

cemento entre el casing y formación.

• Rayos gamma: evalúa características litológicas de las

formaciones atravesadas y como correlación para

efectuar los punzados en las zonas de interés.

• CCL: Utilizado para ajustar la profundidad de la zona a

punzar en función de la posición de las cuplas del

casing.


El éxito de cementar el casing y otras cañerías cortas es

una operación difícil que requiere de una planificación

apropiada de trabajo en función de las condiciones del

pozo y de las condiciones de los mecanismos de presión

involucrados durante la colocación de la lechada de

cemento.

Las causas de una mala o deficiente cementación se

pueden clasificar en 2 grandes categorías:


1. Problemas de flujo de origen mecánico:

Tuberías mal centralizadas en pozos desviados.

Derrumbes parciales de las paredes del pozo.

Preflujo ineficiente.

Régimen de flujo incorrecto.

Estas condiciones se caracterizan por una remoción

incompleta del lodo en el espacio anular del lugar donde

debe ir el cemento.


2. Degradación de la lechada de cemento durante la

etapa de fragüe:

A través de experimentos en laboratorios confirmados

por pruebas de campo se ha demostrado que la presión

diferencial entre los poros del cemento y la presión de la

formación es la causa de muchas fallas en la

cementación.

Un cemento con buen fragüe tiene una permeabilidad

del orden de 0,001 mD, tamaño de poro igual a 2 mm

(2*10-6 m) y una porosidad del 35 % promedio.


Pero si el fragüe no ha finalizado y migra gas hacia el

cemento genera una red de poros tubulares con

diámetros que pueden llegar hasta 0,1 mm y aumentar

las permeabilidades con valores de 1 a 5 mD.

El cemento así fraguado puede soportar el casing, pero

se dice que está en estado “gaseoso” y no es capaz de

proporcionar un sello impermeable al gas de la

formación que podrá migrar de un reservorio a otro

punzado y fluir por él.


Actualmente se tienen aditivos para prevenir este

mecanismo y asegurar un buen aislamiento apropiado

en zonas que contiene gas.

Un programa de evaluación de la cementación deberá

ser capaz de determinar la calidad de la operación de la

cementación o la necesidad de trabajos de reparación y

analizar las causas de fallas con el fin de mejorar los

programas de cementación de futuros pozos en el

mismo campo.

VÁLVULAS PREVENTORAS DE REVENTONES

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