1.INTRODUCCIÓN.-

Un taladro moderno de Perforación rotatoria, de cualquier tipo consiste de 5 componentes principales:

Broca de perforación y sarta de perforación. Sistema de circulación del fluido de perforación. Sistema de Movimiento de la sarta de perforación. Sistema de suministro de Energía. Sistema de válvulas preventoras. (BOPs)

El término rotaria proviene del movimiento físico de la sarta de perforación y la broca (1), el cual va aplicando una fuerza rotaria de corte a la roca en el fondo del pozo. La rotación puede ser aplicada en superficie a toda la sarta o bien por un motor en fondo a una parte del ensamblaje de fondo (Bottom hole assembly, BHA). La sarta de perforación consiste en tubería de acero la cual conduce en su interior el fluido de perforación hasta la broca de perforación. Esta sarta de perforación es una combinación de tubería „standard‟ de perforación, tubería de perforación más pesada, de mayor diámetro y calibre, y „botellas‟ (Drill collars) aún más pesadas. Todo está sarta es montada en la torre de perforación que tiene un sistema para el movimiento vertical (hacia adentro y hacia fuera) de dicha sarta(3). Este sistema está compuesto de: el malacate, el conjunto de poleas en la corona, el bloque viajero y la línea de perforación. La rotación de la sarta en superficie es aplicada a la sarta por una de dos maneras: Por medio de un sistema de kelly, o por medio de un Top Drive. El fluido de perforación, comúnmente llamado lodo de perforación, se almacena en tanques o piscinas, y desde allí el lodo puede ser bombeado a través del standpipe a la swivel donde entra a la kelly o al Top Drive, luego por toda la sarta de perforación hasta la broca, antes de regresar a la superficie a través del anular, (el espacio entre la sarta de perforación y las paredes del hueco). Y al regresar a la superficie el lodo es pasado por varios elementos del equipo de control de sólidos para que le sean retirados los cortes de la perforación, antes de regresar a los tanques de lodo y completar el ciclo completo (2). Las formaciones en la sección superficial de un pozo, generalmente están aisladas por tubo conductor de acero de diámetro grande, llamado revestimiento o casing, El cual ha sido cementado en su sitio. El espacio anular por el cual el lodo regresa a la superficie es ahora el espacio entre el interior del revestimiento y el exterior de la sarta de perforación. A este revestimiento se conectan las válvulas preventoras o BOPs (Blow Out Preventors)(5), una serie de válvulas y sellos que pueden ser usados para cerrar el anular o la boca completa del pozo con el fin de controlar altas presiones de fondo cuando se presentan. Todo el equipo descrito anteriormente se opera con un sistema central de energía(4), el cual también suministra la energía para el alumbrado eléctrico, para las compañías de servicio, etcétera. Normalmente, esta fuente de energía es una planta eléctrica movida por un motor diesel.

2. JUSTIFICACIÓN.- Durante las operaciones normales de perforación, la presión hidrostática a una profundidad dada, ejercida por la columna de fluido de perforación dentro del pozo, debe superar la presión de los fluidos de la formación a esa misma profundidad. De esta forma se evita el flujo de los fluidos de formación (influjo, patada, o kick) dentro del pozo. Puede ocurrir sin embargo que la presión de los fluidos de formación supere la presión hidrostática de la columna de lodo. El fluido de formación, sea agua, gas o aceite entrará dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo. Una patada de pozo se define como un influjo controlable en superficie de fluido de formación dentro del pozo. Cuando dicho flujo se torna incontrolable en superficie esta patada de pozo se convierte en un reventón. BENEFICIOS DE UN SISTEMA DE SEGURIDAD Los beneficios de un sistema de seguridad bien elaborado son inmediatos, ya que el la organización trabajará sobre una plataforma confiable, que se refleja en los siguientes puntos:

• Aumento de la productividad. • Aumento de la motivación del personal. • Compromiso con la misión de la compañía. • Mejora de las relaciones laborales. • Ayuda a formar equipos competentes. • Mejora de los climas laborales para los RR.HH.

3.1 OBJETIVOS GENERALES.- El objetivo general es analizar el sistema de seguridad de acuerdo a su composición. 3.2 OBJTIVOS ESPECIFICOS.- El objetivo específico es hacer conocer al estudiante las distintas formas de controlar un amago de reventón mediante los preventores y las válvulas de seguridad bop. 4.2 PREVENTOR DE REVENTONES (BOP).-„Preventor‟ de reventones el BOP es una válvula especializada, grande, usada para sellar, controlar y monitorear los pozos de gas y petróleo. Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones erráticas extremas y flujo incontrolado (amago de reventón de la formación) que surge del yacimiento durante la perforación. Los amagos o arremetidas de la formación llevan a un evento potencialmente catastrófico conocido como reventón. Además de controlar la presión pozo abajo y el flujo de petróleo y gas, los „preventores‟ de reventón evitan que la tubería de perforación y revestimiento, las herramientas y los fluidos de perforación sean expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventón. 4.2.1 USOS Y,FUNCIONAMIENTO

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.

4.2.2 TIPOS DE BOP

4.2.3 PREVENTOR ANULAR

El preventor anular tanbien es conocido como esférico (figura5). Se instala en la parte superior de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote.

El tamaño y capacidad deberá ser igual a los de arietes.

El preventor anular consta en su parte interior de un elemento de hule sintético que sirve como elemento empacador el momento de cierre, alrededor de la tubería 4.2.4 UN ‘PREVENTOR’ TIPO ANULAR puede cerrarse alrededor de la sarta de perforación, de revestimiento o de un objeto no cilíndrico, como la junta Kelly. La tubería de perforación, incluidas las uniones de diámetro mayor o conectores roscados, puede moverse verticalmente a través de un „preventor‟ anular a tiempo que se contiene la presión desde abajo aplicando un control cuidadoso de la presión hidráulica de cierre. Los preventores anulares son también efectivos para sellar alrededor de la tubería de perforación, incluso mientras gira durante la perforación.

4.3 PREVENTOR DE ARIETES .-Este preventor tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes de acuerdo a los arreglos de preventores elegidos, como se explicara más adelante.

Las características principales de estos preventores son:

El cuerpo del preventor se fabrica como una unidad sencilla o doble.

Puede instalarse en pozos terrestres o marinos.

La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.

Tiene un sistema secundario para cerrar manualmente.

Los arietes de corte sirven para cortar tuberías y cerrar completamente el pozo

Los arietes son de acero fundido y tienen un conjunto de sello diseñado para resistir la compresión, estos pueden ser de los siguientes tipos:

-Arietes para tuberías.

-Arietes variables (tubería y flecha).

-Arietes de corte.

Los arietes variables son similares a los de tuberías siendo la características distintiva la de cerrar sobre un rango diámetros de tubería, asi como medido variables de la flecha.

Las presiones de trabajo de los preventores son de 3000, 5000,10.000y15, 000 lb/pg².

4.3.1 UN 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) que se comprimen uno contra el otro, contra la pared del pozo y alrededor de la tubería que atraviesa el recinto del pozo. Salidas en los lados del cuerpo del BOP se usan para conexiones de las líneas de estrangular y de matar o de válvulas.

4.4 ARREGLO DE PREVENTORES

A = preventor anular.

G= cabeza rotatoria

K=1000lb/pg² (70kg/cn²).

R= preventor de arietes.

Rd = preventor de arietes para tuberías.

Rt = preventor triple con tres juegos de arietes.

S =carrete de control con salidas laterales de matar y estrangular.

Para definir los rangos de presión de trabajo del conjunto de preventores se considera lo siguiente:

Resistencia a la presión interna de la TR que soporta al conjunto de preventores .

Gradiente de fractura de las formaciones próximas a la zapata de la última tubería de revestimiento.

Presión superficial máxima que se espera mejor. se considera que la condición más crítica se presenta cuando en un brote, el lodo del pozo es expulsado totalmente por el fluido invasor.

4.4.3 RAM EMERGENCIA POZO

La balanza de pagos carnero fue inventado por James Smither Abercrombie y Harry S. Cameron en 1922, y fue lanzado al mercado en 1924 por Cameron Iron Works. [3] Un BOP-RAM tipo es similar en funcionamiento a una válvula de compuerta, pero utiliza un par de émbolos opuestos de acero, los carneros. Los arietes se extienden hacia el centro del pozo para restringir el flujo o retraer abierta con el fin de permitir el flujo. Las caras interiores y la parte superior de los carneros están equipados con los envasadores (juntas elastoméricas) que presionan uno contra el otro, contra el pozo, y alrededor de la tubería que atraviesa el pozo. Salidas a los lados de la carcasa BOP (cuerpo) se utilizan para la conexión a ahogar y matar conducciones y válvulas. Rams, o bloques de RAM, son de cuatro tipos principales: las tuberías, ciego, de corte y corte ciego. Carneros tubería cerrarse alrededor de un tubo de perforación, restringiendo el flujo en el espacio anular (en forma de anillo espacio entre los objetos concéntricos) entre el exterior de la tubería de perforación y el pozo, pero no obstruir el flujo dentro de la tubería de perforación.

4.5 CHOKE MANIFOLD .-El Choke Manifold sirve para controlar la presión del pozo y para manejar la dirección del flujo de acuerdo a las necesidades del pozo. El choke manifold para

pruebas de Surface Well Testing puede tener diferentes diámetros: 2 9/16”, 3 1/16”, 4 1/16” y pueden ser para diferentes presiones de trabajo (WP): 5000, 10000, 15000 y 20000 psi. La elección del tipo del choke manifold dependerá del tipo de pozo, la presión esperada en cabeza de pozo, el caudal esperado de aceite o gas y los requerimientos del cliente.

4.5.4. ESTRANGULADORES VARIABLE Y FIJO.-Los estranguladores variable y fijo en un choke manifold cumplen distintas funciones, el choke variable o ajustable se usa siempre para limpiar el pozo o también llamado periodo de limpieza, el choke ajustable nunca se usa para medir un pozo debido a que el diámetro del orificio no tiene precisión, durante el periodo de limpieza el pozo normalmente aporta suciedad y sólidos que tapan el estrangulador, el estrangulador variable permite destapar con un pequeño movimiento de apertura y regreso al diámetro original, evitando cerrar el pozo para destapar el estrangulador.

4.8. MANIFOLD:

El manifold se usa para distribuir el fluido de control presurizado a las válvulas de cuatro vías y se conecta a la línea de alimentación que viene de las botellas y de las bombas.

Las válvulas de cuatro vías utilizadas para operar el BOP y las válvulas hidráulicas están directamente conectadas al manifold

Para permitir operaciones en cualquier tipo de BOP y de valvula hidráulica, el manifold cuenta con dos reguladores para disminuir la presión del acumulador de 3000Psi a un valor máximo de 1500Psi

4.8.2. VALVULA REGULADORA DE PRESION DEL BOP ANULAR

La válvula reguladora de presión del bop anular es controlada neumáticamente permitiendo así una regulación con control remoto.

En este caso, escogiendo la posición del selector es posible regular la presión ya sea desde el panel de control remoto, que operando directamente en la unidad.

Se puede leer el valor de la presión regulada en el manómetro de presión del manifold.

4.9.1 EJERCICIO #1

Se produjo un amago de reventón que fue detectada por un aumento de volumen en el tanque que fue de 100 Bbl

a).-Calcular la presión de formación

b).-Altura de influjo

C.-Densidad de influjo

d).-Densidad para ahogar el pozo

e).-Densidad para seguir perforando con una diferencial de presión de 500PSI

DATOS

Densidad del lodo= 11.24 LPG 7 2637.2ft

Ht= 4000m =13124ft

GSG=9(5/8)´´x8.355´´x2800m 9185.8ft

HW=5´´x3´´x400ft

PM=6(1/2) ´´x2 (1/4) ´´x800ft

V tanque=100Bbl 6 1

OH=9(1/2) ´´

Tp=4(1/2) ´´x3.826´´

SIDPP=700PSI 5 2 400ft

SICP=1000PSI

4 3 800ft

a).-Calcular la presión de formación

Pf= Ph+SIDPP

Pf= (0.05x11.24x4000x3.281)+700

Pf=8370.7PSI

b).-Calcular la altura de influjo

Vh=

Vs=

Vh+Vs=37.7+25.34=62.64 => 100Bbl-62.4Bbl=37.36Bbl

Cg=

1ft 0.068Bbl => X=549.41ft

X 37.36Bbl

H influjo= (800+400+549.41)ft

H influjo=1749.41ft

c).-Calcular la densidad de influjo

Densidad de influjo siempre es <8.35LPG

Pf=Ph+Pinflujo+SICP

D influjo

D influjo=7.9LPG 7.9<8.33 cumple

d).-Calcular la Densidad para ahogar el pozo

Es la densidad minima para evitar la invacion de fluido de las formaciones

Densidad tiene que ser > Densidad inicial

12.26 >11.24 cumple

e) Calcular la Densidad para seguir perforando ▲P=500PSI

4.9.2 EJERCICIO 2: PRESIÓN DE SURGENCIA.

Calcule la densidad equivalente bajo la junta de un revestidor de 4.000 pies cuyo diámetro externo es de 10,75 pulg. y diámetro interno 10,0 pulg, si el revestidor está siendo bajado en un hoyo de 12 pulgadas lleno de fluido de perforación de 9,0 lb/gal y viscosidad plástica de 2,0 cp, a una velocidad de 1,0 pie/seg. Asuma que el revestidor está cerrado. Solución: Como el revestidor está cerrado en su parte inferior, la tubería desplazará un volumen de fluido de perforación igual al volumen que ella ocupa en el pozo. En base a esto se calcula la velocidad en el anular del fluido que es desplazado por la tubería mediante la ecuación:

Se calcula el gradiente de presión viscosa

Con esto se calcula la presión de sugerencia debajo de los 4000ft para presión de sugerencia viene dada por la ecuación:

La densidad equivalente a una profundida de 4000ft para esta presión de sugerencia viene dada por la ecuación: