PRINCIPIOS BASICOS
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PRINCIPIOS BASICOS
QUE ES LA PRESION.-Presin es la fuerza que se ejerce o se aplica
sobre una unidad de superficie. Los tipos de presin que a diario
enfrentamos en la industria petrolera son: presin de fluidos,
presin de formacin, presin de friccin, presin mecnica y presin
humana.
PRESION DE FLUIDO.-
Sencillamente fluido es algo que no es slido y que fluye. Los
lquidos como el agua y el petrleo se asocian inmediatamente a la
condicin de fluido. Pero el gas tambin es un fluido y en ciertas
circunstancias, la sal, el acero y aun la roca pueden transformarse
en fluido bajo condiciones de temperatura extrema. Para nuestros
propsitos los fluidos que consideraremos sern asociados normalmente
con la industria petrolera, estos fluidos son el petrleo, el gas,
agua, fluidos de terminacin, agua de formacin, lodos fluidos de
empaque etc.
Los fluidos ejercen presin. Esta presin es el resultado de la
densidad o peso del fluido. Por lo general la densidad se mide en
libras por galn ppg. La fuerza que ejerce un fluido en un punto
dado se mide en lb/pul2 o psi.
PROFUNDIDADES, PVV (TVD) Y PM (MD).-
Una vez que se aprende a calcular la presin que se ejerce por
pie se puede hacer los clculos para obtener la presin total que se
aplica a una profundidad vertical verdadera determinada.
PRESION DE FORMACIN.-
Es la que existe dentro de los espacios porales de la roca de
esa formacin. Esa presin resulta de la sobrecarga por encima de la
formacin.
QUE ES 0.052?
Es un factor de conversin de la densidad de un fluido en un
gradiente de presin. La gradiente de presin es el aumento de la
presin por unidad de profundidad. Utilizaremos LPG para la densidad
y pies para medir la profundidad. A la cifra 0.052 se llega
utilizando un cubo de 1 pie3, si se llena el cubo con un fluido de
una densidad 1LPG sern necesarios 7.48052gal para llenar el pie3,
el peso total del fluido ser 7.48052lb, mas propiamente 7.48052
libras por pie cbico.
PRESION MANOMETRICA Y ATMOSFERICA.-
Un manmetro ubicado en el fondo de una columna de fluido que lee
la presin hidrosttica de esa columna, tambin esta leyendo la presin
atmosfrica que se ejerce sobre esa columna. Esa presin normalmente
considerada de 14.7psi es el valor de uso generalizado, esta varia
de acuerdo con las condiciones climticas y la altura. Si la lectura
del manmetro es en psi entonces esta incluida la presin atmosfrica
de la columna que se encuentra sobre el. En cambio si se lee en
psig significa que el manmetro se ha calibrado para restar la
columna atmosfrica sobre el.
Las formaciones de presin normal ejercen una presin similar a la
que ejerce una columna de fluido nativo que oscila entre 0.433 a
0.465psi/pie. En general a la gradiente de presin de agua dulce
suele considerarse normal.
Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones
mayores que la hidrosttica del fluido contenido en la formacin. Las
formaciones con presiones anormales, se generan durante la fase de
compactacin, el movimiento del fluido de los poros se restringe o
se detiene, forzando de esa manera a que la sobrecarga sea
soportado mas por el fluido de los poros que por los granos, esto
da por resultado una presurizacin de los fluidos porales,
excediendo por lo general los 0.465psi/pie.
Puede haber otras causas para la existencia de presiones
anormales tales como fallas, domos salinos, movimientos
tectnicos.
Las formaciones con presiones subnormales por lo general tienen
gradientes de presin inferiores al del agua dulce. Pueden
desarrollarse presiones inferiores a lo normal por la desaparicin
total de la sobrecarga, quedando la formacin expuesta a la
superficie. La reduccin de los fluidos porales originales a travs
de las evaporaciones, capilaridad y dilucin producen gradientes
inferiores a 0.433.
PRESION DE FRACTURA.-
Es la cantidad de presin que se necesita para deformar de modo
permanente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formacin.
Superar la presin de formacin o entrar un bajo caudal a la
formacin, no es suficiente para provocar una fractura, si el fluido
poral tiene libertad de movimiento. En cambio, si el fluido poral
no puede desplazarse o acomodarse, si puede ocurrir una fractura o
deformacin permanente de la formacin. Las presiones de fractura se
pueden expresar como un gradiente (psi/pie) o un equivalente de
presin en ppg. Los gradientes de presin por lo general aumentan con
la profundidad, principalmente debido a la presin de
sobrecarga.
PRUEBAS DE INTEGRIDAD DE FORMACIN.-
La resistencia e integridad de una formacin se puede determinar
a travs de una Prueba de Admisin LOT o de una prueba de Presin de
Integridad FIT se trata de un mtodo que se utiliza para estimar la
presin y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona debajo
de la caera.
LEAK OFF TEST.-
El estrangulador se abre y se comienza a operar la bomba
regulando en vaco sin presin el estrangulador se cierra . en cada
incremento controlado de volumen se registra la presin. La prueba
se considera completa cuando se alcanza una presin con la cual el
pozo comienza a admitir.
FORMATION INTEGRITY TEST.-
Una prueba de integridad se realiza cuando es inaceptable
producir una fractura o dao a la formacin. El pozo se presuriza
hasta un nivel de presin determinado, si esa presin se mantiene la
prueba es correcta.
PERDIDAS DE PRESION.-
Friccin sencillamente es la resistencia al movimiento para
superar la friccin y mover el fluido es necesario aplicar una
presin, la cantidad de friccin presente y la que se debe superar
depende de muchos factores como la densidad, reologa rugosidad de
las dos superficies en contacto, rea, etc. Cuando se circula en el
pozo se aumenta la presin de fondo de acuerdo a la friccin que se
esta superando en el anular. Cuando se paran las bombas se reduce
la presin en el fondo porque no se esta superando ninguna
friccin.
PRESION DE COMPRESION Y PISTONEO.-
La presin total que acta en un pozo se ve afectada cada vez que
se saca o baja herramienta al pozo. En la sacada se crea un
pistoneo que genera la reduccin de la presin en el pozo. Este
ocurre por que el fluido no puede bajar con la misma velocidad con
que las barras de sondeo estn subiendo, esto crea una fuerza de
succin y reduce la presin por debajo de la columna. Cuando se bajan
las barras demasiado rpido, el fluido no tiene tiempo para despejar
el camino e intenta comprimirse. Las presiones del fondo pueden
llegar a alcanzar a veces el punto de perdida o fractura. El
pistoneo y compresin estn relacionadas con las siguientes variables
que afectan: velocidad de movimiento de las barras, espacio entre
barras y pozo, propiedades del fluido, complicaciones que
restringen el espacio entre barras y sondeo.
PRESION DE FONDO POZO.-
Las paredes del pozo estn sujetas a presin. La presin
hidrosttica de la columna de fluido constituye la mayor parte de la
presin. La contrapresin o presiones ejercidas en el choke, aumentan
en el fondo del pozo por lo tanto la presin de fondo se puede
estimar sumando todos las presiones que inciden.
SURGENCIAS
QUE ES UNA SURGENCIA.-
Es una entrada no deseada de fluidos de la formacin dentro del
pozo. Si se la reconoce y se controla a tiempo, una surgencia puede
ser manejada y eliminada del pozo en forma segura. Si se la deja
proseguir su curso, puede tornarse incontrolable, que es lo que se
conoce con el nombre de REVENTN.
COMO SE PREDICEN LAS PRESIONES DE FORMACIN.-
La mejor manera de evitar una surgencia es que el fluido del
pozo sea lo suficientemente pesado para controlar las presiones de
formacin y liviano para evitar que se pierda circulacin o que se
disminuya la velocidad de perforacin. Existen procedimientos para
predecir las presiones de formacin que son tiles para evitar
surgencias, las siguientes son fuentes para predecir las presiones
de formacin:
1.-Indicacin geolgica ssmica e histrica.
2.-Indicadores obtenidos durante la perforacin.
3.-Perfiles de pozo obtenidos mediante cable.
INDICADORES DE PRESION DURANTE LA PERFORACIN.-
A continuacin se detallan las seales mas habituales que indican
una zona de presin anormal:
1.-VARIACIN EN LA VELOCIDAD DE PENETRACIN:
Es uno de los mtodos mas ampliamente aceptados para determinar
cambios en la presin poral. Una abrupto cambio en la velocidad de
avance indican que estamos perforando una nueva formacin que podra
ser permeable. Sin embargo existen otros factores que afectan la
velocidad de penetracin: Cambios en la formacin, factores
hidrulicos, peso sobre el trepano, tipo de trepano, estado del
trepano, velocidad de rotacin, propiedades del fluido, peso del
lodo, el perforador.
2.-DERRUMBES.-
A medida que la presin de formacin supera la presin de la
columna de lodo, esta pierde eficacia para sostener las paredes del
pozo y eventualmente al material peltico a desmoronarse de las
paredes del pozo, este derrumbe tambin depende del grado de
buzamiento de la formacin, consolidacin etc.
3.-AUMENTO EN EL CONTENIDO DE GAS.-Aumento del contenido de gas
en el fluido de perforacin constituye una buena seal para detectar
zonas de presin anormal, sin embargo los recortes con gas no
siempre son consecuencia de una condicin no balanceada.
GAS DE FONDO.-
Cuando se perfora una formacin que contiene gas, se circulan en
el pozo recortes que contienen gas. La presin hidrosttica de estas
partculas se reduce a medida que circulan hacia arriba, el gas de
recortes se expande y se libera en el lodo.
GAS DE CONEXIN O DE MANIOBRA.-
Cuando se perfora con un peso mnimo de lodo, el efecto de
pistoneo producido por el movimiento ascendente de la tubera
durante una conexin o una maniobra pueden pistonear gases y fluidos
al interior del pozo. Cuando aumentan estos gases, es posible que
los gases de formacin tambin este aumentando o que la diferencial
de presin cambie.
4.-VARIACION EN EL TAMAO DE LOS RECORTES.-
Los recortes son fragmentos de roca desprendidos de la formacin
por la accin del trepano, el tamao u forma de los recortes depende
en gran medida del tipo de formacin del tipo de trepano, peso sobre
el trepano, desgaste del trepano y de la diferencial de presin.
5.-AUMENTO DEL TORQUE Y DEL ARRASTRE.-
Durante una perforacin normal, el torque rotativo aumenta
gradualmente a medida que aumenta la profundidad debido al contacto
entre las paredes del pozo y la herramienta. El aumento en la
presin de formacin provoca una mayor cantidades de recortes.
6.-VARIACIONES EN EL EXPONENTE dc NORMAL.-
Este mtodo se ha convertido en una herramienta muy til para
detectar y predecir presiones anormales, la preparacin del
exponente d es simple y no requiere especial. La informacin que
debe estar disponible es: el ROP, RPM de la rotacin, peso aplicado
sobre el trepano, dimetro del pozo y tipo de trepano utilizado,
calculo del factor de graficacin del mismo. Los cambios en la
inclinacin de la lnea sealan las zonas presurizadas.
Si se la emplea en forma apropiada nos permitir predecir el
comportamiento de la presin de formacin y evitar las
surgencias.
7.-DISMINUCION DE LA DENSIDAD DE LUTITA.-
En condiciones normales de presin, las Lutitas sufren una
consolidacin normal y su densidad aumenta uniformemente a medida
que aumenta la profundidad. Este aumento uniforme permite predecir
la densidad de la arcilla. Cualquier reduccin en la tendencia puede
ser interpretada como una zona de alta presin.
8.-AUMENTO EN LA TEMPERATURA DE LA LNEA DE FLUJO.-
El sello existente en la parte superior de la zona de transicin
limita el movimiento de agua y como resultado, se registran
temperaturas por encima de lo normal tanto en la zona de transicin
como en la formacin con alta presin que esta debajo.
9.-AUMENTO EN EL CONTENIDO DE CLORURO.-
Los aumentos en el contenido de cloruros o de sal en los fluidos
de perforacin son indicadores validos de presin. Pero estas
variaciones son difciles de establecer a menos que se realicen
controles minuciosos de las muestras de lodo.
INTRUMENTOS DE PERFILAJE PARA MEDIR PRESION.-
Los perfiles de Induccin normales miden la Resistividad elctrica
de la formacin. Dado que por lo general las formaciones pelticas de
alta presin contienen mas agua su resistividad, es menor que las de
las formaciones de presin normal que son mas secas. Para calcular
La presin de formacin se pueden medir las variaciones de
resistividad.
CAUSAS DE UNA SURGENCIA.-
Siempre que la presin de formacin exceda la presin que ejerce la
columna de fluido del pozo puede ocurrir que el fluido entre en el
pozo. Esto puede tener su origen en uno o una combinacin de los
siguiente factores: Densidad insuficiente de lodo; Llenado
deficiente del pozo; Pistoneo compresin, Perdida de circulacin;
Obstrucciones en el pozo; Aumento en la presin de formacin;
Problemas con el equipamiento.
1DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO.-
Una causa habitual de surgencias es la densidad del fluido que
no tiene el peso suficiente para controlar la formacin. El fluido
del pozo debe ejercer suficiente presin hidrosttica para al menos
igualar la presin de formacin. Puede haber muchas causas para una
densidad incorrecta de fluido y esta son: Penetracin de agua de
lluvia al sistema de circulacin, Corte del peso de fluido por
agregar agua intencionalmente en el sistema. Cada vez que se
mezcle, se agregue o se transfiera fluido a las piletas se debe
notificar al responsable del pozo.
2LLENADO DEFICIENTE DEL POZO.-Siempre que cae el nivel del
fluido en el pozo, tambin cae la presin hidrosttica ejercida por el
fluido. Cuando la presin hidrosttica cae por debajo de la presin
hidrosttica el pozo fluye. Las normas API indican que se debe
llenar el pozo antes de que la presin hidrosttica descienda 75psi.
Para calcular la cantidad de tubera Seca que se pueda sacar antes
de que la presin hidrosttica descienda mas de 75psi.
Para calcular la cantidad de tubera llena se puede que se puede
sacar antes de una reduccin de 75psi:
3EFECTO PISTONEO Y COMPRESION.-Cada vez que se mueva el sondeo a
travs del fluido aparecen fuerzas de pistoneo (swab) o de compresin
(surge). Estos estn relacionados con las siguientes variables que
los afectan: Velocidad de movimiento de la herramienta; Espacio
entre la herramienta y las paredes del pozo; propiedades del
fluido; complicaciones que restringen el espacio entre herramienta
y pozo.
4PERDIDA DE CIRCULACIN.-
Si el nivel de fluido en el pozo baja, tambin disminuye la
presin que estaba ejerciendo. Si la presin hidrosttica del fluido
pierde nivel por debajo de la presin de formacin, el pozo puede
comenzar a fluir. En general, las causas de una perdida de
circulacin puede ser: Fluidos de lodo versus fluidos de terminacin;
Presin de circulacin; presin de compresin.
5OBSTRUCCIONES EN EL POZO.-Cuando hay obturacin del pozo se debe
recordar que puede haber presin atrapada bajo la misma. Cuando se
esta perforando o frezando una obstruccin ( un packer, un tapn de
cemento, una caera colapsada .
6AUMENTO EN LA PRESION DE FORMACIN.-Durante las actividades de
perforacin, de profundizacin y de desvo es posible encontrar
presiones anormales. Las presiones y temperaturas a cualquier
profundidad pueden predecirse con un margen razonable de
seguridad.
La presin en una formacin es aproximadamente igual a la ejercida
por una columna de agua que se extiende desde la superficie a la
profundidad de la formacin o entre 43 y 46 psi/100pies. Sin embargo
no son raras las presiones anormales. Hay muchas condiciones
geolgicas que pueden modificar las presiones de formacin y son:
Fallas; estructuras anticlinales; Domos salinos; Macizos de
arcilla, Zonas recargadas y Zonas agotadas.
7PROBLEMAS CON EL EQUIPAMIENTO.-El equipamiento suele estar
diseado para condiciones de trabajo duras. Esta siempre sujeto a
desgaste rotura. Hasta la herramienta mejor diseada se desgasta
eventualmente, o sufre fatiga aun con los mayores cuidados. El agua
salada el H2S, la exposicin a fluidos de formacin corrosivos, el
traslado de equipo, etc. Todos estos elementos contribuyen al
deterioro. Realizar pruebas del equipo en cada pozo, cada dos
semanas o de acuerdo a las polticas de la empresa operadora.EQUIPO
DE SUPERFICIE
PREVENTOR DE REVENTONES.- Se trata de una parte del equipo que
consiste en un juego de Vlvulas hidrulicas muy grandes con
orificios de tamao considerable, niveles de alta presin y adems
accionan con rapidez.
PREVENTOR ANULAR.- Son a veces denominadas tipo Bolsa , tipo
esfricas o simplemente Hydrill.
Se utiliza para cerrar sobre cualquier dimetro de tubera que
este en el pozo.
Se utiliza como lubricador para bajar o sacar herramienta bajo
presin.
El Preventor anular consiste en un empaquetador circular de
caucho, un pistn un cuerpo y una tapa.
La presin mxima de cierre para estos preventores es de 1500psi.
Una presin de cierre mnima mantendr el empaquetador en buenas
condiciones.
En general para mover la tubera bajo presin, la presin de cierre
debe ser regulada en aproximadamente 800 a 900psi. El elemento
empaquetador esta fabricado de un Caucho de alta resistencia o de
un material tipo caucho que por lo general moldea alrededor de una
serie de lengetas.
Aunque el anular puede cerrar sobre una multitud de tuberas y
formas solo debe probarse utilizando el cuerpo de la sarta de
trabajo. Hay ocasiones en que un sello particular resulta necesario
tal es el caso cuando se cierra alrededor de un cable de perfilaje
o vstago.
La mayora de los fabricantes de equipos de BOP poseen una gran
variedad de preventores anulares de propsito especial. En general.
la funcin especifica de cada uno se reconoce por su
denominacin.
PREVENTOR DE ESCLUSAS O RAMS.- La esclusa de tubera o rams es el
constituyente bsica del Preventor. La confiabilidad de esta se debe
en parte a su simplicidad y en parte al esfuerzo en su diseo. El
Preventor de esclusa es un bloque de acero que se recorta de manera
de adecuarse al tamao de la tubera, se encuentra una empaquetadura
de caucho autoalineable, adems existe otro empaquetador de caucho
similar en la parte superior de la esclusa que sella la parte
superior del alojamiento de la esclusa en el cuerpo del
Preventor.
Las esclusas viene en diferentes medidas y presiones nominales.
Estas pueden consistir desde juegos manuales simples de un solo
juego de esclusas a cuerpos de mltiples esclusas. Las esclusas
pueden tener un vstago pulido que se cierra al hacer girar las
manijas que se encuentran a cada lado y permiten atornillar los
rams hacia adentro y alrededor de la tubera. Pueden encontrarse
conjuntos complejos de mltiples rams alojados en un nico cuerpo y
se operan por control remoto de presin hidrulica.
La mayor parte de las esclusas estn diseadas de manera tal de
permitir sellar la presin que proviene solo del lado inferior. Esto
significa que, al colocarla en posicin invertida la esclusa no va a
mantener presin. Adems, no se podr probar la presin desde el lodo
superior. Por consiguiente, debe tener sumo cuidado en armarse el
conjunto.
RAMS DE TUBERA.- La mayora de los rams cuentan con guas para
centrar la tubera. El recorte del cuerpo de la esclusa se adapta
casi perfectamente a la circunferencia de la tubera. Debe tenerse
mucho cuidado al cerrar la esclusa que se encuentra cerca de la
cupla del sondeo.
RAMS CIEGOS O DE CIERRE TOTAL.- Las esclusas ciegas cuentan con
elementos empaquetadores de buen tamao y estn diseadas para cerrar
sobre el pozo abierto.
ESCLUSAS DE CORTE.- Son otro tipo de rams ciegos que tiene hojas
filosas especiales para cortar tubulares (tubera, sondeo,
portamechas). Deben utilizarse presiones mayores que las reguladas
normales y/o potenciadores hidrulicas. En el momento de probar su
funcionamiento no deben cerrarse bruscamente sino a travs de una
presin reducida de mas o menos 200psi. Cuando se prueban estas el
material de la empaquetadura se extruye, no se recomienda ensayos
de presin de las esclusas de corte mas de lo necesario.
ESCLUSA DE DIMETRO VARIABLE.- Los rams de dimetro variable
sellan sobre distintos dimetros de tubera o vstagos hexagonales,
sirven tambin como esclusa primaria para un dimetro de tubera y de
reserva o alternativo para otro dimetro distinto.
En aquellos pozos con columnas de dimetro combinados y en los
que el espacio resulta muy importante, utilizar rams de dimetro
variable.
UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION.- Al producirse una Surgencia
es esencial cerrar el pozo lo mas rpido posible para evitar una
surgencia mayor. En general los sistemas manuales son mas lentos
que las unidades hidrulicas.
UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION.-
Al producirse una Surgencia es esencial cerrar el pozo lo mas
rpido posible para evitar una surgencia mayor. En general los
sistemas manuales son mas lentos que las unidades hidrulicas.
Hoy en da, el equipo estndar utiliza un fluido de control que
puede consistir en un aceite hidrulico o una mezcla especial de
productos qumicos y agua que almacena en botellones o cilindros del
acumulador a 3000psi. Una cantidad suficiente de fluido se almacena
bajo presin para que todos los componentes del conjunto de BOP
puedan funcionar con presin y adems mantener siempre una reserva de
seguridad. A medida que la presin en los botellones del acumulador
disminuye, las bombas de aire o elctricas instaladas para recargar
la unidad arrancan en forma automtica.
REQUISITOS DE VOLUMEN.- El sistema del acumulador debe tener
capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir
o superar los requerimientos mnimos de los sistemas de cierre. La
mayora de los operadores y contratistas prefieren usar un factor de
tres veces del volumen necesario para cerrar y mantener cerradas
todas las vlvulas de los preventores. La idea principal es mantener
una reserva energtica suficiente que la restante de la precarga de
Nitrgeno.
Ejemplo de requerimientos estimativos del volumen del acumulador
:
BOP anular Hyd GK 13.5/8-3000 para cerrar=17.98gal.
Tres rams Cameron Tipo U 13.5/8-3M para cerrar=17.40gal.
Total
=35.38gal.
Factor de cierre de 1.5
=53.07gal.
Y mediante la Siguiente Ec. Se calcula el volumen acumulado
total
V3 = VR[(P3P2)-(P3P1)]=53.07[(10001200)-(10002000)]
V3 = 159.22gal = 160gal
VR = Volumen utilizable.
V3 = Volumen total.
P1 = Presin Mxima.
P2 = Presin mnima de Operacin.
P3 = Precarga de Nitrgeno.
Del ejemplo precedente concluimos que se necesitan ocho
botellones de 20gal cada uno, lo que dara un resultado total mnimo
de 60gal de fluido aprovechable.
FLUIDOS DE CARGA DEL ACUMULADOR.- El fluido utilizado para el
acumulador ser un lubricante anticorrosivo antiespumoso y
resistente al fuego y a las condiciones climticas adversas. Adems
debe impedir el ablandamiento o resquebrajamiento de los elementos
selladores de caucho. El Aceite hidrulico posee estas
caractersticas.
PRECARGA DE NITROGENO.- Un elemento importante del acumulador es
la precarga de Nitrgeno de 1000psi en los botellones en caso de que
los botellones pierdan la carga por completo no podr almacenarse
ningn fluido adicional bajo presin.
Para controlar la precarga de los acumuladores es necesario:
Cerrar el paso de aire a las bombas de aire y de energa a las
bombas elctricas.
Cerrar la vlvula de cierre del botelln.
Abrir la vlvula de purga y purgar el fluido hacia el tanque
reservorio principal.
La vlvula de purga debe permanecer abierta hasta verificar la
precarga.
Instalar el conjunto de carga y medicin, abrir la vlvula, el
medidor debe proporcionar una lectura de 1000psi. Cerrar la vlvula
de precarga, luego retirar el conjunto de carga y medicin volver a
colocar el capuchn protector.
Abrir la vlvula de cierre del botelln.
Reconectar el paso de aire y energa la unidad debe recargarse en
forma automtica.
MANIFOLD DE CONTROL.- Sirve para facilitar la circulacin desde
el conjunto del BOP bajo una presin controlada. Las distintas
entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder
cambiar estranguladores o reparar vlvulas. Estas recomendaciones
establecen la presencia de :
Un equipamiento de mltiples entradas y salidas sujeto a la
presin del pozo y/o bombeo (por lo general lneas arriba de los
chokes) debe contar con una presin de trabajo por lo menos igual a
la presin nominal de los BOPs que se estn utilizando. Debe ser
probado con la misma presin que se prob el stack de BOP.
Los componentes deben seguir las especificaciones API para
soportar presin, temperatura abrasin y corrosin de los fluidos de
formacin y lodos.
Para presiones mayores de 3000psi se debe utilizar conexiones a
bridas o grampas para los componentes sujetos a presin.
El estrangulador mltiple debe colocarse en lugar accesible,
Preferentemente fuera de la Subestructura del equipo.
Deben suministrar derivaciones alternativas para el flujo y
hacia el quemador corriente debajo de la lnea del estrangulador
para aislar partes erosionadas o tapadas.
La lnea de purga o lnea de venteo debe obviar el paso por las
vlvulas estranguladoras debe tener al menos el mismo dimetro de la
lnea del choke.
Deben suministrar derivaciones alternativas para el flujo y
hacia el quemador corriente debajo de la lnea del estrangulador
para aislar partes erosionadas o tapadas.
La lnea de purga o lnea de venteo debe obviar el paso por las
vlvulas estranguladoras debe tener al menos el mismo dimetro de la
lnea del choke.
La lnea del choke que conecta el conjunto BOP al estrangulador
las lneas corriente abajo del choke deben:
Ser lo mas rectas posibles.
Estar perfectamente ancladas para impedir movimientos bruscos.
Tener un orificio del tamao necesario para evitar erosin excesiva o
friccin del fluido.
El tamao mnimo para las lneas del estrangulador es de 3in de
dimetro nominal. En caso de operaciones de volmenes elevados y de
perforacin con aire o gas se recomienda dimetro nominal de 4in o
superiores.
El manifold de control debe tener un colector instalado
corriente abajo del choke con el fin de derivar juntas o lneas de
salida.
Deben instalarse manmetros adecuados para soportar el problema
de fluidos abrasivos y lograr que las presiones de tubera de
perforacin sean monitoreadas con precisin y leerse con facilidad en
el lugar donde se llevan a cabo las operaciones de control del
pozo.
Todas las vlvulas del manifold que puedan verse afectadas por la
erosin proveniente del control de pozo deben ser de paso pleno. Se
recomiendo poner dos vlvulas de paso pleno entre el conjunto de BOP
y el choke.
ESTRANGULADORES.- Es un elemento que controla el caudal de
circulacin de los fluidos al restringir el paso del fluido con un
orificio se genera una contrapresin o friccin extra en el sistema,
lo que provee un mtodo de control del caudal de flujo y de la
presin del pozo.
Los chokes utilizados en el control de pozos tienen un diseo
diferente de los chokes de produccin de gas y petrleo. Por lo
general del choke de produccin no resulta adecuado. Para controles
de pozo se utilizan chokes ajustables manuales o a control
remoto.
ESTRANGULADOR FIJO.- Llamados tambin estranguladores positivos
normalmente tienen un alojamiento portaorificio en su interior para
permitir la instalacin o cambio de orificios calibrados.
ESTRANGULADOR MANUAL AJUSTABLE.- Posee un vstago o aguja y
asiento cnico a medida que la aguja se acerca al asiento disminuye
el espacio anular y restringe de paso de fluido. Sirve como
estrangulador de soporte y a menudo como choke principal . Se debe
verificar su trabajo y lubricar correctamente.
ESTRANGULADOR AJUSTABLE A CONTROL REMOTO.- Son los preferidos en
las operaciones de perforacin y en trabajos de control. Tienen la
ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas, y controlar la
posicin relativa de apertura del choke desde la consola.
Estos por lo general presentan modelos de 5000 a 15000psi
adecuados para servicio con H2S. Utilizan un vstago que se mueve
hacia dentro y hacia fuera de un asiento cnico. La abertura plena
cuando el vstago esta totalmente fuera de la compuerta es
normalmente 2in.
VLVULAS SUPERIOR DEL VSTAGO.- La vlvula superior del vstago es
una pare comn y reconocida de la parte superior del vstago , el
objetivo principal de esta vlvula es proteger la cabeza de inyeccin
y el manguerote . Generalmente debe ser probada cuando se procede a
la prueba de los preventores.
VLVULA INFERIOR DEL VSTAGO.- Esta vlvula es de apertura plena
que se utiliza como reserva de la superior. Permite la remocin del
vstago cuando la presin en tubera es grande haciendo peligrar las
conexiones superiores al vstago.
VLVULA TIW.- Adems de las vlvulas del vstago o Top drive es
necesario mantener en el equipo otra vlvula de seguridad de pasaje
pleno. Si ocurriera una surgencia durante la bajada, esta vlvula
deber instalarse de inmediato. Eso significa que deber tener a mano
en un lugar de fcil acceso para el turno. La vlvula de seguridad o
gua (Stabbing) comnmente denominada vlvula TIW es una vlvula de
apertura plena tipo esfrica o tapn. Debe ser lo suficientemente
liviana como para ser manipulada por el turno o en su defecto
indicar los procedimientos para levantarla con un guinche
automtico. La vlvula podr acoplarse a un dispositivo removible de
dos o tres brazos y con un buen balanceo para facilitar su
manipuleo.
INSIDE BOP.- El BOP interior algunas veces denominado Vlvula
Gray de contrapresin o vlvula de retencin es una vlvula
unidireccional a resorte que puede ajustarse en posicin abierta
mediante un vstago roscado.
Se utiliza para Stripping en pozos con presin. Por su diseo las
herramientas de cable no pueden correrse a travs el BOP
interno.
VLVULAS DE CONTRAPRESION BPV.- Varios tipos de dispositivos
pueden clasificarse como vlvulas de contrapresin o BPV. Los
flotadores, BOPs internos, vlvulas de contrapresin y vlvulas de
retencin. Son todos instrumentos que operan de manera similar para
evitar el flujo y la presin suban por dentro de la columna. Esta
vlvulas son necesarias en muchas actividades como bajada y sacada
de sondeo bajo presin. La vlvula de flotacin esta ubicada justo
encima del trepano, sirve para proteger la sarta del fluido de
retorno o de reventones internos. Los tipos mas comunes de
flotadores son a pistn, a resorte y charnela. Algunos flotadores a
charnela tienes pequeos orificios que atraviesan la flotadora con
el fin de determinar la presin por debajo.
TRIP TANK.- El Trip tank es un tanque pequeo (90bbl) que permite
la medicin correcta del fluido dentro del pozo. Es el modo mas
adecuado para medir el volumen de fluido necesario para llenar el
pozo en una sacada o el volumen de fluido desplazado en la bajada
de herramienta. A medida que se saca cada tiro de tubera del pozo
el volumen de fluido en el pozo disminuye por efecto del
desplazamiento del acero.
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED PBrush
Orificio indicador
de posicin del
pistn
Placa de Desgaste
Insertos de acero
Unidad de sello
Tapa o cabezote
Cmara de apertura
Cmara de cierre
Pistn
Sellos
CAUCHO
NATURAL
NITRILO
NEOPRENO
EMBED PBrush
EMBED PBrush
EMBED MSPhotoEd.3
Bomba Trip Tank
NIPLE
CAMPANA
TRIP TANK
FLOW LINE
ZARANDA
PREVENTOR
ANULAR
DRILLING
SPOOL
PREVENTOR
DOBLE
PREVENTOR
SIMPLE
DRILLING
SPOOL
EMBED MSPhotoEd.3
EMBED MSPhotoEd.3
EMBED MSPhotoEd.3
EMBED PBrush
EMBED Equation.3
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