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República Bolivariana de Venezuela

Instituto de Capacitación Integral “Jesús Adolfo

Chacín”

Curso “Procesos en la Perforación

De Pozos Petrolíferos”

Objetivo: El sistema de seguridad

Instructores: Ing. Javier Alberto Ríos Paz

Ing. Luis Ernesto Zabala

Ing. Yasmin Vargas

EQUIPO BÁSICO DE PREVENCIÓN DE REVENTONES

CONTROL DE LA PRESIÓN.

Generalidades.

Los fluidos en la formación se encuentran bajo presión, al perforar, esta presión puede

escapar a la superficie, si no se controla.

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Normalmente, el fluido de perforación contrarresta la presión ejercida por la formación.

El peso, densidad o presión del lodo de perforación evita que los fluidos de la formación

lleguen a la superficie. Sin embargo, por muchas razones, el peso del lodo puede

volverse más liviano de lo necesario para controlar la presión en la formación. Cuando

esta situación se presenta, los fluidos de la formación entran al hueco, lo cual se conoce

como patada de pozo “kick”. Un conjunto de preventoras se usa para evitar que los

fluidos de la formación lleguen a la superficie. Las preventoras se conocen como BOPs.

Al cerrar una vávula de este equipo, la cuadrilla puede sellar el pozo. Esto previene que

más fluidos de formación entren en el hueco. Con el pozo cerrado, éste se encuentra

bajo control.

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La cuadrilla usa un equipo de BOP en:

a) Equipos para Perforar Costa Adentro “Land Rigs”.

b) Equipos con Patas Retráctiles “Jackup Rigs”.

c) Equipos Sumergibles “Submersible Rigs”.

d) Plataformas “Platform Rigs”.

Un conjunto de Preventoras Submarinas “Subsea BOP System” se usa en equipos

flotantes de perforación costa afuera como:

a) Semisumergibles “Semisubmersibles”.

b) Barcos de Perforación “Drill ships”.

Las preventoras submarinas son bastante grandes y pesadas. Este tipo de equipo se usa

en taladros flotantes por ser dinámicos, se mueven con el viento y las olas ya que flotan.

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El stack de BOP y la cabeza de pozo se encuentran en el fondo del oceano. Arriba hay

un tubo llamado riser pipe, sobre el stack de BOP.

Reventón “Blowout”.

Un reventón es desastroso. Los fluidos de formación como gas y petróleo se dirigen a la

superficie causando un incendio. Un reventón puede matar a la cuadrilla, destruir el

equipo de perforación y dañar el medio ambiente. Por ello, las cuadrillas de perforación

reciben entrenamiento y trabajan duro para evitar los reventones. Usualmente el control

de patadas de pozo “kicks” es exitoso, por ello los reventones son raros en la actualidad.

Cuando se presentan, son espectacularmente destructivos, y por ello siempre hacen

noticia.

Controlando una patada de pozo “kick”.

Una patada de pozo se define como la entrada de fluidos de formación al hueco

mientras se está perforando. Se presenta cuando la presión ejercida por el fluido de

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perforación es menor que la presión de la formación, mientras la sarta de perforación se

encuentra penetrándola.

El lodo que circula hacia abajo a través de la sarta de perforación Y arriba por el anular

es la primera línea de defensa contra las patadas de pozo. El fluido de perforación crea

una presión adicional mientras está circulando. La presión ejercida por el lodo de

perforación evita que los fluidos de formación entren al pozo.

En el taladro, el lodo previene las patadas de pozo.

Sin embargo, en algunas ocasiones, accidentalmente los miembros de la cuadrilla

pueden permitir que el nivel o el peso del lodo en el hueco disminuyan. Esta

disminución de la densidad o del nivel de fluido de perforación en el pozo puede tener

varias causas. Por ejemplo, la cuadrilla puede fallar al no amtener el pozo lleno de lodo,

cuando se está sacando la tubería de perforación. O puede sacar la tubería demasiado

rápido lo cual hace que disminuya la presión de fondo de pozo por un efecto de

pistoneo.

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Cuando el nivel o el perso del lodo caen, la presión ejercida sobre la formación

disminuye; si esto pasa, los fluidos de formación puenen entrar al pozo. En ese

momento se presenta la patada de pozo. En otras palabras, cuando la presión de la

formación y sus fluidos excede el peso de la columna de lodo, se presenta una patada de

pozo.

Presión = Fuerza popr unidad de área.

Presión = Fuerza/Área.

La presión se expresa en diferentes unidades como: psi, Kilopascales etc.

Para evitar que la patada de pozo se convierta en un reventón, la cuadrilla del taladro

usa un equipo de preventoras de reventones “BOP stack”.

PREVENTORAS DE REVENTONES “BLOWOUT PREVENTERS”.

Conceptos Básicos.

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El stack de BOP comprende varias válvulas de gran tamaño apiladas una encima de la

otra.

Estas válvulas se conocen como BOP. Los fabricantes establecen rangos para los stacks

de BOP para controlar presiones que van desde 2000 psi, hasta 15000 psi (14000 a

100000 KPa).

Usualmente los taladros tienen dos tipos de preventoras. En la parte superior del stack

hay un preventor anular (Hydrill). Se conoce como BOP anular porque al cerrarlo rodea

la tubería en el pozo en forma de anillo o ánulo.

Debajo del Hydrill o preventor anular están las Preventoras tipo Ram “Ram preventers”.

Las válvulas en las preventoras tipo Ram se cierran forzándose entre sí.

La línea del Choque es una tubería a través de la cual fluyen los fluídos que salen del

pozo hacia el distribuidor del choque “Choke Manifold” cuando las preventoras estám

cerradas. Aún cuando las preventoras cierran el pozo, la cuadrilla necesita tener una

forma de circular la patada o burbuja que viene con el lodo, para sacarla del pozo.

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Cuando la BOP cierra el pozo, el lodo y los fluidos de formación salen a través de la

línea del choque, hacia el choke manifold. El manifold está hecho de tubería y válvulas

especiales. La válvula más importante es el choke. Se trata de una válvula con una

abertura ajustable. La cuadrilla circula la patada a través del choke para mantener una

contrapresión en el pozo.

Al mantener la cantidad correcta de contrapresión en el pozo se evita que más fluido de

formación siga entrando al hueco. Simultaneamnete se puede circular la patada fuera del

pozo y agregar lodo de perforación más pesado para matar el pozo, controlándolo. Los

fluidos salen del choke manifold, y usualmente van a un separador de lodo-gas “mud–

gas separator”. Un separador separa el lodo del gas en una patada de pozo. El lodo libre

de gas regresa a los tanques, el gas se quema a una distancia segura del taladro.

Operación del BOP.

Cuando se presenta una patada y las preventoras están abiertas, los fluidos de formación

hacen que el lodo fluya hacia arriba y dentro del stack de BOP. Cuando el perforador

cierra el preventor anular, el fluijo se detiene. Usualmente los perforadores cierran

primero el preventor anular. Al cerrar el preventor anular, los fluidos se desvían hacia la

línea del choke, y finalmente hacia el choke manifold.

El perforador puede abrir una válvula en la línea del choke, y circular la patada de

forma segura a través del choke manifold.

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a) El preventor anular puede cerrar alrededor de:

A. Drill pipe.

B. Drill collars.

C. Hueco Abierto “Open Hole”.

D. Herramientas “Tools”.

Usualmente el preventor anular se cierra primero.

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b) Los preventores tipo Ram están conformados por:

A. Pipe Rams.

B. Ciegos “Blind Rams”.

C. Ciegos de Corte “Blind Shear Rams”.

D. Rams de diámetro variable “Variable Bore Rams” (VBR).

A. Un Pipe Rams cierra alrededor del drill pipe.

Algunos pipe rams se usan para suspender lña sarta de perforación “drill string” en

equipos de preventoras submarinos. Van debajo del preventor anular Hydrill en caso de

que este falle al tratar de controlar una patada.

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Actúan como un back up del preventor anular.

B. Rams Ciegos “Blind Rams”: Están diseñados para cerrar el poozo cuando no hay

tubería de perforación en el mismo.

C. Rams Ciegos de Corte “Blind Shear Rams”: Están diseñados para cerrar el pozo y al

mismo tiempo cortar la tubería.

Tienen cuchillas, y se usan en emergencias extremas, como en equipos flotantes, cuando

el equipo o taladro tiene que moverse a una distancia segura en el mar.

D. Rams de Diámetro Variable “Variable Bore Ram” (VBR): Son especiales, ya que

pueden cerrarse alrededor de tuberías de diferente diámetro, desde tubos de 5” hasta 3”.

EQUIPO BÁSICO DE PREVENTORAS “BASIC BOP EQUIPMENT”.

Generalidades.

A continuación se enumeran las partes principalkes de un equipo de prevención de

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reventones BOP para taladros de perforación en tierra firme, equipos offshore de patas

retráctiles “jackup”, plataformas, o equipos offshore sumergibles:

a) Panel de control del BOP del perforador.

b) Unidad del acumulador del BOP.

c) Choke manifold.

d) Panel de control de choke.

e) Separador de lodo-gas.

f) Línea de quemado “Flare Line” y quemadero “Flare Pit”.

g) Tanque de viaje.

h) Válvulas de la sarta de perforación.

Panel de control del BOP del perforador.

En él el perforador abre y cierra la BOP y las líneas que van al choke manifold.

Usualmente este panel está localizado en la mesa, cerca al perforador.

Las palancas e interruptores le permiten el perforador abrir y cerrar rápidamente las

preventoras y otras válvulas en el sistema.

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Acumulador.

Las botellas del acumulador almacenan fluido hidráulico a alta presión, mayor de 3000

psi (20000 Kpa). Estos fluidos a alta presión aseguran que las preventoras cierren y

abran rápidamente. La unidad del acumulador de operación del BOP se instala a cierta

distancia del taladro.

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Líneas Hidráulicas.

Cuando el perforador activa la unidad de operación del BOP, bombea fluido hidráulico

a través de líneas y dentro del BOP. La presión abre o cierra las BOP.

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Palancas de Operación del Acumulador.

Usualmente el perforador opera el acumulador desde el panel de control en la mesa del

taladro. Sin embargo, en una emergencia los miembros de la cuadrilla pueden operar el

BOP usando las válvulas de control que hay en el acumulador.

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Choke Manifold.

Este es un choke manifold. El flujo llega al choke manifold desde el BOP a través de la

línea del choke. Usualmente el manifold tiene dos válvulas especiales operadas a

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control remoto llamadas chokes. Por lo general el flujo fluye sólo a través de uno de los

chokes. Los otros chokes actúan como back ups.

Operación del Choque.

El perforador gradúa la cantidad de flujo a través del choque ajustando el tamaño de la

abertura en el mismo, haciéndolo más grande o más pequeño, con incrementos de 1/16

de pulgada. Cuando la abertura es pequeña, el flujo es menor. Cuando la abertura es más

grande, el flujo es mayor. Con menos flujo, se tiene mayor contrapresión en el pozo. A

mayor flujo, menor contrapresión en el pozo.

Este ajuste en la contrapresión, mantiene la contrapresión en el fondo del hueco, de

forma que no puedan entrar más fluidos de formación en el mismo.

Panel de Control del Choke.

Es usado por el perforador u otros miembros de la cuadrilla para ajustar el tamaño de la

abertura del choque, a medida que los fluidos de la patada de pozo fluyen por éste.

Observando la presión en el drill pipe y en el casing, y manteniendo la bomba de lodo a

una velocidad constante, el operador del choque puede ajustarlo.

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para mantener una presión constante en el fondo del pozo.

Para controlar una patada y circularla exitosamente fuera del pozo, el operador del

choque debe mantener la presión de fondo constante.

Separador de lodo-gas.

Los fluidos de la patada y el lodo pasan del choke manifold al separador a través de una

línea.

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Con frecuencia, la mayor parte de una patada está conformada por gas, sin embargo, los

fluidos de formación también pueden contener agua, aceite, o una combinación de los

mismos. En cualquier caso, el separador remueve el gas del lodo. Después de remover

el gas, la bomba envía el lodo libre de gas a los tanuqes, y al fondo del pozo. El gas que

sale del separador va al quemadero.

Operación del Separador.

En un separador, el lodo y el gas que viene del choke manifold entran por la parte

superior del separador y y caén sobre varios platos.

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A medida que el lodo cae sobre los platos, el gas se separa de este, y sale por la línea del

quemador. El lodo libre de gas cae al fondo del separador, y sale por una línea hacia los

tanques, donde es circulado de nuevo dentro del pozo.

Quemadero y Línea del Quemadero.

La línea del quemadero “flare line” conduce el gas desde el separador hasta el

quemadero “flare pit” en los equipos de perforación terrestres. El gas se quema en el

flare pit. La salida del gas de la línea del quemadero está a una distancia segura del

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taladro. Aúnque se esté quemando gas, la cuadrilla puede trabajar en forma segura.

En las plataformas mar adentro,en las cuales no hay quemadero, la línea de quemado

está a un lado del equipo. La línea está sobre el agua, a una distancia segura de la

plataforma.

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Tanque de Viaje.

Es un tanque de lodo especial. Se usa cuando se está sacando tubería del pozo, por

ejemplo, para cambiar la broca. También se usa cuando se está metiendo tubería. El

hecho de sacar la tubería y volver a meterla se conoce como un viaje “trip”, de ahí el

nombre de este pequeño tanque. Este tanque se usa para llevar un registro preciso de la

cantidad de lodo que la sarta desplaza en el hueco.

Operación del Tanque de Viaje.

Cuando la cuadrilla saca la tubería del pozo, el nivel del lodo en el hueco cae. Si la

cuadrilla permite que este nivel baje mucho, el lodo no ejercerá suficiente presión como

para evitar que los fluidos de formación entren en el pozo. Por ello, a medida que la

cuadrilla saca tubería, continuamente circulan fluido desde el tanque de viaje para

reemplazar el volumen de la sarta de perforación, y mantene rel hueco lleno. La

cuadrilla también está alerta a cambios inusuales, y se aseguran que el volumen de lodo

que se envía al pozo reemplace exactamente el volumen ocupado por la sarta de

perforación.

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Ya que los volúmenes son pequeños, el tanque trae una escala medida en pequeños

incrementos, como por ejemplo décimas de barril o de litro de lodo. Si el volumen de

lodo que la cuadrilla coloca en el pozo es menor que el volumen de la tubería que se

saca, es probable que los fluidos de la formación entren en el pozo.

Supongamos, por ejemplo, que la cuadrilla saca una parada de drill pipe del pozo. Y que

esta tubería desplaza 0.7 bbls (111 litros). Entonces la cuadrilla debe bombear dentro

del pozo 0.7 bbls o 111 litros para reemplazar la parada.

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El nivel de lodo en el tanque de viaje debe disminuir en 0.7 bbls o 111 litros. Si el nivel

del tanque no disminuye en esta cantidad, los fluidos de formación han entrado al pozo,

y la cuadrilla debe tomar medidas para controlarlo.

EQUIPO DE BOP SUBMARINAS “SUBSEA BOP EQUIPMENT”.

Generalidades.

Es similar al equipo de de superficie, sin embargo, existen algunas diferencias

importantes.

Se unen al pozo en el fondo del oceano. Mientras tanto, el equipo flota sobre el agua

cientos o miles de pies o metros por encima de ellas.

Sus partes son: Preventoras “BOP stack”, equipo de superficie “surface stack”, y:

a) Unión Flexible “Flexible Joint” (Ball Joint).

b) Tubo marino “marine riser”, con las líneas del choque y de matar el pozo.

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c) Líneas guía “guide lines”.

d) Unión telescópica “telescopic joint” y líneas tensionadoras “riser tensioner lines”.

e) House bundle.

f) Dos accesorios de control “control pods”.

El perforador controla las válvulas del BOP submarino desde un panel de control

eléctrico del equipo. El “house bundle” lleva las señales de control y el fluido hidráulico

dese el equipo flotante y las conduce hacia abajo a través del mar hasta el accesorio de

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control “control pod” en la válvula del BOP seleccionada.

Tubo Marino “Marine Riser Pipe”.

Se trata de un tubo y accesorios especiales. Sella entre la parte superior del BOP

submarino y el equipo de perforación, ubicado en el taladro flotante.

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Los miembros de la cuadrilla corren la sarta de perforación en el hueco a través de los

riser pipes. El riser pipe también conduce el lodo hacia arriba. Los fabricantes unen a la

parte exterior del riser pipe dos tubos mas pequeños llamados líneas del choque y de

matar el pozo. Estos tubos se usan durante una patada de pozo o en operaciones

especiales.

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a) Líneas guía “guide lines”. Ayudan a guiar y colocar las BOP en el fondo del oceano.

b) La unión flexible “flexible joint” amortigua el estrés por doblamiento en el riser pipe

y en la BOP.

c) La unión telescópica “telscopic joint” compensa el movimiento vertical del equipo

flotante.

Los miembros de la cuadrilla también usan un sistema de tensionamiento “rising

tensioning system”. Las líneas tensionadoras “riser tensioner lines” soportan el riser

pipe, el cual es bastante largo.

LEVANTADOR “RISER” Y LÍNEA GUÍA TENSIONADORA “GUIDELINE

TENSIONER”.

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Ejercen tensión constante en el riser pipe y en las líneas guía “guide lines”. Esta tensión

suspende el riser pipe, y también compensa el movimiento del taladro, causado por las

olas.

Los sistemas levantadores tensionadores “riser tensioner systems” usualmente tienen

capacidades que van desde 300000 libras (135000 Kg) hasta 1000000 libras (455000

Kg) con 50 pies o 15 metros de cable de alambre. Estos sistemas usan más de 12

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tensionadores de compresión tipo botella “compression bottle tensioners”, los cuales

usan presión de aire para la compensación.

VÁLVULAS DE LA SARTAS “DRILL STRING VALVES” Y IBOPS.

Generalidades.

Detienen los fluidos que suben por la sarta. Con frecuencia, si se presenta una patada

con la broca fuera del fondo, los fluidos de formación fluyen hacia arriba a través del

anular y de la sarta de perforación.

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La cuadrilla cierra las válvulas de sarta para detener el flujo en la misma. Si la Kelly

está colocada, ellos pueden cerrar la válvula superiro o inferior de la Kelly.

a) Válvula inferior de la Kelly “lower Kelly cock”.

b) Válvula superior de la Kelly “upper Kelly cock”.

c) Válvula de apertura total “full opening valve”.

Si la Kelly no está colocada, la cuadrilla puede instalar una válvula de apertura total

“full opening valve” en la parte superior de la sarta.

Un preventor interno de reventones “Inside Blow Out Preventer” (IBOP) es una válvula

de una vía, una válvula cheque que ellos pueden instalar en la sarta.

Un tipo de válvula IBOP es la flotadora “float valve”, la cual usualmente va en la sarta,

cerca de la broca. Previenen un flujo hacia arriba, por el interior de la sarta. Otro tipo de

IBOP es la válvula de tirar “Drop In Valve” (DIV). Ella se tira dentro de la sarta y cae

dentro de un landing sub especial que usualmente se coloca cerca de la parte superior

del drill collar en la sarta. Le permite al perforador bombear lodo hacia abajo a través de

la tubería. Es una válvula cheque que no permite que el fluido se devuelva por la sarta.

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Otro tipo de IBOP es la válvula cheque “heavy duty check valve”, o “gray type valve”.

Es una válvula cheque que la cuadrilla instala en la superficie, usualmente se usa en

operaciones de stripping. Stripping es cuando se corre drill pipe en el hueco mientras la

BOP está cerrada y bajo presión.

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Válvulas Superior e Inferior de la Kelly “Upper/Lower Kelly Cocks”.

La válvula superior de la Kelly “upper Kelly cock” se encuentra sobre la misma. Sirve

como back up de la válvula inferior “lower kelly cock”. Si la lower kelly cock falla, la

cuadrilla usa una llave especial para cerrar la válvula superior “upper”. Esto protege al

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equipo que se encuentra sobre la Kelly del flujo a alta presión.

Usualmente los miembros de la cuadrilla cierran la válvula inferiorsi una patada pone en

riesgo el equipo sobre la Kelly. Esta válvula va en la parte inferior de la kelly. Se usa

una llave especial para cerrarla. También se puede cerrar la lower kelly cock para evitar

que el lodo fluya fuera de la kelly, cuando se zafa para conectar tubería.

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VÁLVULA DE APERTURA TOTAL “FULL OPENING SAFETY VALVE”.

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Si la Kelly no está puesta y se presenta un flujo, la cuadrilla puede insertar la safety

valve en la sarta. Este procedimiento se conoce como stabbing. Una válvula full

opening valve tienen una abertura interna lo más grande posible.

Cuando está totalmente abierta, el flujo que viene del drill pipe pasa a través de la

válvula sin restricción; esta abertura relativamente grande le permite a la cuadrilla

instalar la válvula en contra de la presión que viene de la sarta. La válvula se levanta por

las manijas. Se confirma que esté abierta, y se instala en el tope del drill pipe. Entonces

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se enrosca en el drill pipe. Finalmente se usa una llave especial para cerrar la válvula y

detener el flujo.

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Uso de la Válvula de Seguridad.

El perforador debe asegurarse de que el taladro tiene los crossover subs correctos en la

mesa. La cuadrilla debe ser capaz de colocar la válvula de seguridad sobre cualquier

tubería o herramienta que se encuentre en la mesa rotaria.

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Por ejemplo, si un drill collar está colgando en la rotaria, puede que la rosca de la

válvula no coincida con la rosca del drill collar. Se necesita un cross over.

Válvulas Flotadoras.

También previenen el flujo hacia arriba a través de la sarta de perforación. Los

miembros de la cuadrilla la ubican en un tubo substituto, el cual es un accesorio especial

de perforación que va justo encima de la broca. Un tipo de estas válvulas le permite al

lodo fluir hacia abajo, pero no devolverse por la tubería.

Bajo condiciones normales, la presión de las bombas mueve el lodo hacia abajo a través

de esta válvula de una vía. Un influjo de fluidos de formación debajo de ella hace que se

cierre. Esto evita el flujo hacia arriba a través de la sarta