Equipamiento

Equipamiento

Objetivos del Aprendizaje Aprender el equipamiento basico de control de pozo, incluyendo información de:

• El preventor de reventones, o BOP • Equipo asociado • Equipo auxiliar • Que se necesita y porque • Características de operaciones • Mantenimiento y limitaciones

Equipamiento de Superficie

• El preventor de reventones, o BOP, y el equipo relacionado con el control de presión son usados a través de toda la industria de exploración y producción.

• El equipo es robusto y seguro cuando se mantiene apropiadamente. • Controla la altas presiones de formación • Permite el pase de la sarta y herramienta • Proviene la circulación

• El BOP y el equipo pueden trabajar bajo presiones altas. • Cuando se incrementa la capacidad de presión, la

tolerancia a errores disminuye.

Compendio

Equipamiento

BOP

Sellos y Elastómetros

Instalación del Preventor

Bridas y Anillos

BOP Minimizar el Desgaste

Herramienta de Prueba del BOP

Conecciones de la Líneas Del

Estrangulador/Matado

Válvula de Seguridad Flotadores y de Contrapresión

Sistema de Cierre (Acumuladors)

Equipmento de Manejo del gas

Sistema De

Circulación

Línea de Llenado

Bombas

Manifold de Circulación

Temblorina (Rumba)

Indicador de Retorno de Lodo

Anulares

Rams

Carretes

Manifolds del estrangulador

y Matado

Estranguladores

Presas/Tanques

Manómetros

Sistemas de Información

Tanque de Viaje

Sistema de Rotación

Flex Rig

Componentes del Equipo

Detector de Gas

BOP Código De acuerdo a la regulación API RP 53 codifica al preventor de la siguiente manera:

– A = preventor tipo anular. – G = cabeza rotativa. – R = ram simple con un preventor: de tubería, ciego o corte,

posicionado de acuerdo a preferencia del operador. – Rd = ram doble, posicionado de acuerdo a preferencia del

operador. – Rt = ram triple con tres rams, a preferencia del operador. – CR = Conector en el raiser o entre los preventores. – CW = Conector del cabezal, utilizado para conectar el

cabezal y los preventores, con la presión de trabajo igual a la del preventor.

– S = Carrete de trabajo y conexión de la línea del estrangulador y de matado.

– K = 1,000 psi rango de presión de trabajo.

Arreglo del Preventor

La configuración de BOPs es compleja. El tipo y arreglo depende en varios factores

• Anticipación de presión máxima de formación • Tipos de fluidos de formación • Debe ser versátil

– Cierre sobre tubería – Cierre en pozo abierto – Proveer vías de circulación – Alternar vías de circulación

• Experiencia en el área • Operador/Contratista

– Política – Disponibilidad

• Altura, peso, etc.

Annular

Annular

Spool

Spool

Spool

Spool

Ram

Ram Ram

Ram

Ram

BOP

Anulares Rams

Tipo de Preventores Anulares

General Hydril

Shaffer Cameron

Cabeza Rotatíva Diverter

Preventores Anulares - General

Preventores Anulares son unidades de control de presión del cabezal de pozo versátiles.

• Pueden sellar en en varios tamaños de tubería • Pueden sellar en en cable de alambre • Pueden sellar un pozo abierto

Se pueden usar como cabeza lubricación para movimiento de tubería/stripping bajo presión.

Preventores Anulares - General

• Las partes del Preventor son: – Elemento empaquetador de goma (caucho) circular – Pistón – Cuerpo – Tapa

El fluido hidráulico es bombeado dentro de la cámara de cierre para cuasar que el empaque sea empujado hacia adentro.

• El sello normalmente se obtiene con el movimiento vertical o horizontal del empaquetador.

Preventores Anulares - General

Presiones de operación, características, y limitaciones varían porque hay muchos diferentes modelos y fabricantes.

• Por estos variantes, reguladores hidráulicos tiene que permitir ajustes de la presión de operación.

El problema que recurre más frecuentemente, cuando se usa diferentes modelos, es no tener conocimiento de las presiones de operación y presiones del cierre del preventor.

Preventores Anulares - General

Entre mas grande el tamaño del pozo y mas pequeña es la tubería, mas presión de cierre se necesita para realizar el sello.

• Puede requerir un incremento en la presión para sellar al contorno de objetos en forma irregular.

• Un aumento en la presión puede deteriorar el packer.

Preventores Anulares - General

• Toma mas tiempo cerrar un preventor de tipo anular que uno de tipo ariete porque el anular requiere mas fluido hidráulico.

• Trate de mantener la presión de operación del preventor anular aun valor mínimo posible para poder preservar la vida del packer.

Preventores Anulares - General

La válvula reguladora es crucial para mover o para el stripping de la tubería y las juntas de tubería. Esto mantiene la presión constante y sella contra la tubería.

• Permite el flujo pasar por el regulador par mantener la presión constante.

• Un desventaja: si la presión del pozo es más que la presión del múltiple y si el sello falla, la presión del pozo puede entrar al sistema de cierre y a través del regulador al acumulador.

El fabricante puede proporcionar un packers que esten pre-partidos, permitiendo su remoción cuando el kelly o la sarta no se pueden sacar del pozo.

Preventores Anulares - Hydril

MSP • Aplicaciones para pozos grandes • Usa presión baja • Típicamente utilizado como un diverte

Hydril GK Series

GK De gran uso, muy popular.

• Disponible en tamaños de 7 1/16” hasta 16 ¾”.

• Disponible hasta 15K de presión. • Energizado con la presión del

pozo – la presión del pozo incrementa la fuerza de cierre en el packer.

– Cuando presión del pozo incremente, la presión regulada de cierre se tiene que ajustar.

– Consulte al fabricante por la tabla de la presión de pozo vs. presión regulada de cierre.

Hydril GK Series

Hydril Serie GX

GX Diseñado para presiones altas.

• Disponible en 11”, 13 ⅝” y 18¾”. • Disponible en rangos de

presiones de 10 y 15K. • No es energizado por el pozo

como el GK.

Hydril Series GL

GL Diseñado para uso en Operaciones Submarinos.

• Tiene una cámara de balance para compensar el lodo en el reiser en profundidades de agua de más de 1,200 pies.

Preventor Anular - Shaffer

Esférico Uso extendido, muy popular.

• Disponible en 4 1/16 hasta 30 pulgada de pozo.

• Disponible en rangos de presión de 5 hasta 15K psi.

• 1,500 psi presión de cierre, regulada luego del cierre, según el fabricante.

Preventor Anular - Cameron

Modelo DL Uso extendido, muy popular.

• Disponible en 7 1/16 hasta 21 1/4 pulgada diámetro de pozo.

• Disponible en rangos de presión 2 hasta 20K psi. • Sistema de operación esta aislado de la presión del pozo

– presión de pozo no altera la presión de cierre.

¡Identifique los Siguientes Fabricantes!

Sugerencias para Mejorar Operación de Preventores Anular:

• Mover la tubería por el preventor con presiones altas de cierre causas desgaste y el falla del packer, así que nunca use más presión regulada de cierre de lo necesario.

• Pruebe el packer cuando se pone en el preventor. • Como hay varios datos distintos para la operación de

distintos Preventores, verifique el manual del fabricante. • Los packers se deben guardar en un área fresca, seca, y

oscura, lejos de motores eléctricos. • Mantenga la tubería mojada y lubricada cuando se mueve

por el preventor cerrado.

Sistema de Desviador

El sistema de Diverter se utiliza: • Cuándo sólo se hay puesto el tubo

de conductor y desvía el flujo y el gas del área del equipo/ del piso.

• Cuando el pozo no puede ser cerrado y para prevenir pedida circulación o falla de formación.

• Para desviar gas del reiser equipos submarinas.

Sistema de Desviador

• Esta sistema esta compuesto de un preventor anular con un sistema de tubería de diámetro grande debajo del mismo.

• Los sistemas de Derivador se utilizan para afirmar la seguridad del personal y del equipamiento de en casos de gas superficial. • Derivadores son usados en períodos cortos e trabajo y

altos flujos, no para presión alta. • Líneas de gran diámetros en el desviadores reducen el

efecto de erosión en velocidades altas de flujo.

Preventor Rotatorio/BOPs

La cabeza rotatoria permite la rotación de la sarta con la presiones de pozo.

• Elementos de reemplazo del packer se deben mantener en el locación mientras la tubería se gira bajo presión en caso de un escape en el packer.

• El packer que sella puede fallar en presiones altas. Equipo adicional se puede requerir incluyendo:

• Unidad hidráulica dedicada • Tablero de control de equipo en el piso • Sistemas de refrigeración

Northland RBOP

“T” de Flujo/Cruces de Flujo, Espaciador/Carretes

• Las tees de flujo, también conocidos como “cruces” o “carretes de circulación”, permiten la circulación de fluidos abrasivos por puertos de circulación sin arriesgar o dañar al BOP.

• Añade altura y peso al conjunto de BOP. • Los espaciadores proporcionan espacio adicional para

el alojamiento de la junta de tubería de durante operación de stripping/snubbing.

• Estos deben tener una presión de trabajo igual a o mas alta que los BOPs en uso.

Rams

Rams son los BOPs básicas y comunes. • Robustas y confiable. • Es disponible en muchos tamaños, configuraciones y

tazas de presión. • Rams hechos al orden son usados para aplicaciones

especiales. La mayoría de modelos de rams en conjuntos de BOPs en superficie pueden ser cerrados manualmente en caso de fracaso del sistema hidráulico.

Rams

• La mayoría de modelos rams son diseñados para sellar la presión desde el fondo.

• Un problema común ocurre cuando se cambian los packers en los rams, resultado en el sello impropio del bonete o el sello de la puerta.

• La mayoría son diseñados para cerrar con 1.500 psi de presión regulada.

Rams

Rams

Rams

Rams

Rams

Rams

Rams

Ram (Ariete) Types

La mayoría de los tipos comunes de rams son: • Tubería

– Sella en sólo un tamaño de tubería. • Diámetro variable (VBR)

– Sella en tamaños múltiple de tubería. • Ram ciego

– Sella en de pozos abiertos. No cierre en tubería o cable de alambre.

• Ram ciego/cortador – Sella pozo luego de cortar con las cuchillas.

• Cortador (también conocido como “cortadores)” – Corta tubería. – La unidad de reforzador puede ser requerida para aumentar

la fuerza del cortado.

Rams (Ariete) de Tubería

El ram de tubería es el BOP básico, diseñado para sellar alrededor de la tubería.

• El recorte del bloque del ram, es la fuerza y/o limitación del ram de tubería.

• El recorte se diseña para proporcionar un buen sello alrededor de un específico diámetro o tamaño.

El ram de tubería no se debe cerrarse en el pozo abierto porque daña y estruje el sello del empaque.

Rams (Ariete) de Tubería

Rams (Ariete) para Diámetros Variables

El ram de diámetro variable sellan en tamaños distintos de tuberías.

• Utiliza en pozos con sartas telecopiada y espacio limitado.

• Estos rams no se tienen que cambiar cuando sartas de varios diámetros se utilizan.

– Puede ahorrar un viaje del conjunto de BOP submarino.

En pruebas estándares sobre el ram de diámetro variable (VBR) dan resultados idénticos que el ram comunes de tubería.

Rams (Ariete) Ciegos

• Rams ciegos no tienen un recorte de tubería en el bloque del ram.

• Estos tienen elementos de empaque mas grandes y son diseñados para sellar sin tubería en el pozo.

• Rams ciegos deben ser probados con presión hasta la presión del diseño.

• No debe ser cerrado en tubulares ni en cable de alambre.

Rams (Ariete) de Corte

• El ariete cortador es diseñado para cortar tubulares. • Arietes cortados necesitan presión extra más alta que lo

normal y/o booster hidráulico para generar la fuerza cortante necesaria.

• El elemento del packer es pequeño en arietes cortados.

Ram ciego/cortado

• El ram ciego/cortado tienen la combinación de cierre en pozo abierto y la habilidad cortar.

• Esto permite que se corte la tubería y luego se selle. • Como los rams ciegos y de corte ahorran espacio,

peso, y altura.

Ram Especiales

¿Cuando se utilizarian los siguientes Ram?

Rams Punson

Rams Anti Rotación

Rams Cuña

Sistema de Traba del Ram

• Hay varios tipos de sistemas de traba del ram. • Dependiendo del fabricante del ram y el modelo del

mismo, hay sistemas manuales y hidráulicos. • El sistema de traba hidráulicas de ariete actúan y

aseguran la posición del ram una vez accionado. • Presión hidráulica de la apertura destraba y abre el ram.

Sistema de Traba del Ram

Componentes de Sellos Elastomericos

Elementos del packer de los preventoros anular y ram son hechos de componentes de gaucho moldeado de alta tensión y componentes de plásticos.

• Gauchos naturales nitrilo, y neopreno son componentes comunes usados para packers.

Elementos del packer anular son moldeados alrededor de una serie de dedos de hierro, que agrega resistencia y control a la extrusión del material del packer.

Componentes de Sellos Elastomericos

• Un sistema de codificación se usa para identificar elementos distintos del packer de uno al otro usando información sobre su:

– Compuestos genéricos – Fecha de fabricación – Numero de serie – Numero del fabricante de parte – Dureza – Rango de temperatura de operación

Instalación de Conjunto

• Siempre se debe usar nuevos anillos para las pruebas y al instalar el BOPs.

• Precaución: si el cabezal de revestimiento no esta vertical, pueden ocurrir problemas de estrés en el BOP y en el revestimiento.

• Cautela se tiene que usar cuando se limpian los canales de los anillos, puertos hidráulicos, etc. Esto eliminara futuras complicaciones o problemas en las pruebas del BOP.

Bridas y Anillos

Bridas y anillos provee puntos de conexión y sellos de presión entre los componentes de conjunto BOP. • Rayando los anillos, ranuras de anillos, o superficies de

encajo durante limpieza o “nipple up” puede dañar la integridad de la presión del conjunto, falla de prueba de presión y falla potencial y perdida de control durante control de pozo.

• No use cepillos de alambre o raspadores sobre superficies o/y ranuras de anillos. Evite rayones que pueden causar fallas.

Bridas y Anillos

• Cuidadosamente limpie ranuras de anillos antes de instalación.

• Anillos se deben examinar cuidadosamente buscando daños que puede causar la inhabilidad de sellar propiamente.

• Tuercas de las bridas de conexión deben ser ajustados y mantener apretados todo el tiempo.

• Anillos tipo “X” deben de ser usados entre los componentes del conjunto de BOP.

Anillos de Bridas más Comúnes

Hay varios tipos de anillos de bridas. • Es importante recordar que conjuntos de añillos entre la

BOPs no se pueden volver a usar porque se deforman cuando se aprietan por primera ves.

Estos tipos incluyen: • El anillo de brida API tipo “R”:

– No se energizan con presión interna – Puede ser octagonal o ovalado en sección transversal – No hay contacto entre caras ni el alojamiento ni la bridas. – Sello ocurre por una bandas pequeñas de contacto entre

las ranuras en los dos diámetros OD y ID del añillo y el canal.

– Estas bandas pequeñas de contacto se pueden deformar por la vibración y cargas externas. Si la brida no se aprieta con frecuencia, la vibración o las cargas externas pueden causar perdidas.

Anillos de Bridas más Comúnes Sellos (anillos) Energizados tipo API RX:

• Sello se realiza en bandas pequeñas de contacto entre las ranuras del sello y el diámetro exterior del añillo.

• Los añillos son un poco más grande que las ranuras y se comprimen levemente para lograr el sello mientras la brida se aprieta.

• Las cargas se transmiten por las superficies que sellan pero son propensas a la vibración y cargas externas.

Sello Energizado tipo cara a cara API RX: • Sello ocurre entre las bandas de contacto y el diámetro exterior. • Una vez comprimido y apretado no se puede volver a usar

porque se deforma plásticamente una vez que el sello inicial ocurre.

Sello tipo Cameron cara a cara API RX: • Una modificación al Anillo de RX con tolerancias pequeñas que

reduce el efecto de pandeo el plástico.

Anillos de Bridas más Comúnes

Sello pre-energizado tipo API BX: • Sello ocurre por bandas pequeñas de contacto entre las

ranuras del sello y el diámetro exterior. Contacto cara a cara se llega a tener por compresión alta.

– Compresión energiza el anillo. – El anillo se deforma plásticamente y no puede volver a

provenir el mismo sello si se vuelve a usar. NO REUSE anillo tipo “X”.

• Cargas se transmiten por las superficies que sellan pero son propensas a la vibración y cargas externas.

• A veces hoyos axial esta pre-perforados en el anillo para asegurar un balance en la presión y contacto apropiado.

Anillos de Bridas más Comúnes

Sello Cameron tipo AX & Vetco VX: • Energizado por presión • Sella por el diámetro exterior y ranuras • Carga esta en conexión collet y no en el anillo

Sello Cameron tipo pre-energizado CX: • Igual al AX, pero rebajado para prevenir daño al contacto

Minimizar Desgaste del BOP

Para minimizar fricción y desgaste, la tubería debe bajar por el centro del BOP sin tener contacto con las paredes.

• Esto puede ser difícil porque el conjunto de BOP puede no estar centrado por causa de movimiento, asentamiento, o “inclinación” del equipo.

• El BOP también puede no estar centrado si la torre de perforacion no esta centrada en el pozo.

• El desgaste del BOP no es inmediatamente aparente. • El revestimiento y el cabezal también se pueden dañar.

Hay oportunidad que este daño puede incrementar con el tiempo y puede resultar en una falla de sello en el conjunto durante un kick.

• Anillos de desgaste o bujes reducen el desgaste y daño de adentro.

Herramienta de Prueba del BOP

La herramienta de prueba del BOP es un dispositivo adjuntado en el extremo de la tubería y baja hasta el fondo del conjunto de BOP o en cabezal del revestimiento. Tiene varios elementos que sellan.

• Estos sellos elastomeritos se deben inspeccionar antes de uso y reemplazar cuándo sea necesario.

– Si éstos fallan, el pozo puede llegar a presurizarse.

Conexiones Linea del Extrangulador/Matado

Conexiones de las linas de Estrangulador/Matar son puntos potencialmente frágiles. Es esencial que estos puntos se verifiquen frecuentemente.

• Problemas comunes son: – Anillos de sellos sucios. – Tuercas flojas. – Uso de niples que no están muy apretados. – Daño a la superficie de encaje. – Niples largos sin soporte a lo largo de la tubería. – Uso de mangueras de presión.

• Curvas en las líneas de alto flujos, o la combinación de líneas con curvas y presiones altas, pueden resultar en erosión.

Conexiones Linea del Extrangulador/Matado

Valvulas de Seguridad Flotadoras/BPV

General FOSV

Upper Kelly Cock IBOP

Lower Kelly Cock BPV

Nipple de Flujo Valvula de dardo

Conexiones Linea del Extrangulador Matado

• Válvulas de Seguridad, flotadoras, BOP interna • Cierran en el tubing o tubería. • Todos ellos son instaladas por el personal de la

cuadrilla. Esto requiere que la cuadrilla este entrenada y saber su mantenimiento. Estos incluyen

• Válvula superior del cuadrante • Válvula inferior del cuadrante • Válvula de apertura total FOSV • Válvula BOP Interna • Válvula flotadora/valvula check

Válvula Superior del Kelly

Protege la manguerote de perforación la cabeza de circulación y el equipamiento de superficie de altas presiones.

• Se cierra con una llave. • La llave debe estar en el piso

del trabajo para su uso. • En algunas casos se utiliza

una controlada remotamente. Dicha válvula debe ser probada cuando se prueba el preventor.

Válvula inferior del Kelly • Dicha válvula nos permite remover el

cuadrante (kelly) en el caso de haber presión en la tuberia.

• No se debe utilizar como economizador de lodo. • Debe sellar cuando hay presion y su uso

la puede deteriorara por lo que no serrara cuando hay la misma.

• La rosca se puede deteriorar con el continua de conecciones.

– Esto se debe prevenir utilizando un niple de desgaste.

– Inspecciones periodicas deben hacerse para observar por desgate de la rosca.

• La llave debe estar en el piso del trabajo para su uso todo el tiempo.

6 5/8" Hydril 563 24# 15M Lower

Kelly Valve

Válvula de seguridad de Apertura Total

• La válvula de apertura total es la primera válvula • que se debe colocar en el • caso de un kick. • Debe estar siempre en el • área de trabajo y disponible • todo el tiempo.

• Se debe tener en posición • abierta. • La llave para cerrarla debe • estar cerca de la válvula.

• La válvula parada o de seguridad se le debe hacer mantenimiento periódica para evitar que pegue.

• Debe ser probada al mismo tiempo que la BOP. • Debe lo suficientemente liviana

para que el personal la pueda colocar.

Válvula de seguridad de Apertura Total

BOP Interior (IBOP)

• La válvula es también llamada válvula grey es unidireccional o válvula check.

• Es utilizada cuando se desea bajar al pozo haciendo stripping. • Permitiendo circular pero evitando que la presión o el flujo

se regrese hacia arriba en la sarta. • Debido a que no es de apertura total el interior de la

tubería de alguna manera esta restricto. • No permite bajar herramienta con wireline a través de ella. • Por eso rara vez se utiliza debido a esa razón.

• Típicamente es una varilla que empuja hacia abajo la válvula en posición abierta. Al retirar esa varilla la válvula se cierra.

Válvula de Contra Presión

• Las válvulas de contra presión tiene muchos usos: • Stripping snubbing bajo presión. • En la perforación para prevenir que el pozo haga efecto

tubo en “U”. • Evitando que los recortes tapen el bit, motor de fondo y/o

herramienta de perfiles. • Las mas comunes son:

• Opera con un resorte (no es de apertura esta restringida para pasar cualquier herramienta)

• Charnela (flapper). • La de charnela (flapper) se puede bajar en posición

abierta.

Válvula de Contra Presión

Válvula de Contra Presión

Válvula de Contra Presión

Válvula de Contra Presión

Válvula Dardo

• Dependiendo en la operación un nipple es bajado en la sarta para que esta válvula se pueda alojar. • La válvula de apertura total o válvula parada se coloca

primero y luego la de dardo se deben colocar en la siguiente tubería (o sobre la BOP interna IBOP).

• Una linea se colocara a la válvula IBOP. • El niple de alojamiento estará sujeto a erosión en el

bombeo por lo que la válvula no se asentara correctamente.

Multiple del Estrangulador

Multiple Estrangulador/Matar

Consola Remota Estrangulador

Estranguladores Manual Ajustable

Valvulas Esclusas Remoto Ajustable

Multiple Estrangulador/Matado

Múltiple del estrangulador/Matar provee: • Dirige el fluidos del pozo por varias vias. Estas rutas

incluye: – Tanques. – Desgasificador. – Línea de alivio/venteo. – Línea de quema.

• Un método de circular del conjunto BOP bajo una presión controlada.

• Rutas alternativas para que los estranguladores y válvulas se puedan reparar o cambiar.

Multiple Estrangulador/Matado

Multiple Estrangulador/Matado

Valvulas Esclusas

Valvulas Esclusas

Recomendaciones Practicas en la instalación del manifold.

• Todo el equipamiento de manifold debe ser testeado luego de la instalación. Esto es para asegurarse que la presión de trabajo del mismo sea igual al del BOP.

• Todos los componentes deben complementar con las normas API (53 etc.) para presiones , corrección, y abra civilidad, temperatura de la formación o el fluido de perforación. Una válvula de reserva dbe instalarse en caso que las primarias fallen

• Para presiones mayores de 3M las conexiones solo se permite bridas soldadas o grampas.

• El manifold debe ser colocado en un lugar accesible preferente fuera de la subestructura. • Las líneas al mismo deben ser lo mas derecha posible y amarradas para que evitar la

vibraciones, el tamaño debe ser el suficiente para que la fricción o erosión no las afecten. El tamaño prácticamente debe ser como mínimo de 3”DI y de una presión igual a la de la BOP. Para perforaciones aireada/gas debe de ser de 4”.

• Ruta alternas debe de tener en caso que la primaria se erosiona o tapa. • Las temperaturas altas/bajas deben de ser consideradas. • Una línea de alivio debe de tener en caso de purgar a través del mismo, lo mas derecho

posible y de un tamaño adecuado para evitar contrapresiones. • Manómetros deben ser instalados en el mismo para monitorear las presiones. • Válvulas de control remoto deben ser colocadas para presiones mayores de 5M como

reservas. • Todos los componentes de un manifold debe resistir H2S.

Estranguladores

Estranguladores controlan el flujo del los fluidos y proveen contrapresion durante las operaciones de control de pozo.

• Contrapresion es el aumento en la fricción al restringir el flujo por el orificio.

Hay distintos tipos de estranguladores. • Fijo • Ajustable:

– Manual – Por control remoto

Estranguladores

• Estranguladores fijos, como un estrangulador de producción, no son ideales para el control de pozo porque el tamaño del orificio no se puede ajustar rápidamente.

• La mayoría de operaciones de control usan un estrangulador ajustable por control remoto.

Estranguladores Ajustables

Estranguladores manuales y remotos son utilizados para ajustar el tamaño de orificio y para regular el flujo y generar contrapresión.

• El estrangulador remoto consiste en una consola de operaciones que incluyen:

– La posición del estrangulador. – Manómetros de presiones del revestimiento y la tubería. – Contador de emboladas y/o volumen. – Una bomba para la operación hidráulica – Un switch de “prender” o “apagar.”

• Ambos estranguladores se pueden usar para operaciones de control de pozo, pero cuando no son utilizados frecuentemente, se traben con frecuencia.

Consola Remota del Estrangulador

Consola Remota del Estrangulador

Estranguladores Ajustables Manualmente Consisten en una barra telecopiada y un asiento.

– Mientras la barra va llegando al área del asiento, hay un espacio pequeño y restricción adicional para el fluido que pasa, produciendo más contrapresion en el pozo.

Puede ser el estrangulador primario, dependiendo en el equipo a disponible, o un respaldo al ajustable remoto.

– Excelente para el uso en operaciones de stripping. Esta pieza se tiene que probar y lubricar frecuentemente.

Estrangulador Ajustable Remotamente • Consiste en una barra que se mueve dentro y fuera de

una pequeña esclusa, o una “abertura de media luna fija” y una rotativa.

• Se opera por una consola del estrangulador, que envía presión hidráulica en un cilindro de doble acción que gira en el “abertura de media luna”, o barra , y el orificio que se cierra y o abre.

• En operaciones del equipo y trabajos relacionados con presión, estos son preferidos porque permite monitorear la presión, las emboladas, y el control de la posición del estrangulador, todo de solo una consola.

• Deben ser resistente a los gases como H2S.

Estranguladores

Sistema de Cierre

General Requerimiento de Volumen

Pre-Carga de Nitrogeno

Cálculo del Volumen

Acumulador Fluidos Utilizados Mantenimiento

Acumulador/Sistemas de Cierre

• Un sistema manual de tornillo y manivela se usaba para cerrar rams antes de los años 1950. Este sistema todavía se usa en unas partes del mundo.

• Como es importante cerrar el pozo rápidamente, unidades de cierre hidráulico fueron desarrollados.

• Un acumulador tiene que ser seguro cuando llega el momento de cerrar un pozo durante un kick.

• Sistemas de cierre hidráulico tienen bombas extras, volumen excesivo de fluido y sistemas de respaldo.

Acumulador/Sistemas de Cierre

Acumulador/Sistemas de Cierre

¿Buena o Mala Practica?

¿Buena o Mala Practica?

El mantenimiento del sistema de acumulador debe realizarse mensualmente y debe incluir:

• Limpiar y lavar los filtros del aire. • Llenar con aceite el lubricador. • Chequear el empaque del eje de la bomba de aire, para que

este suficientemente flojo para que se lubrique pero que no gotee.

• Inspeccionar el empaque de la bomba eléctrica. • Limpiar los filtros de succión de las bombas. • Estar seguro que la cadena de transmisión de la bomba

eléctrica tiene suficiente aceite para que este lubricada. • Estar seguro que el nivel del aceite en el reservorio esta en el

nivel de operación. • Limpiar los filtros de aceite hidráulico de alta presión. • Lubricar las válvulas de cuatro vías. • Limpiar los filtros de aire en la línea de regulación. • Chequear la presión de precarga de las botellas.

Pre-carga del Nitrógeno

• La mayoría de los fluidos generalmente no son comprensibles. Entonces, un vejiga llena de gas se utiliza dentro de botellas del acumulador para empujar el fluido de cierre al BOP. Las botellas se deben mantener con una presión de precarga cerca de 1.000 psi.

• No presión de fluido adicional se puede agregar si la precargadas de nitrógeno se pierde en las botellas.

• Las botellas se deben verificar que las presiones sean apropiada utilizan el siguiente procedimiento:

• Cierre en aire a las bombas y des-energice la bomba eléctrica.

• Cierre la válvula de los acumuladores (botellas).

Pre-carga del Nitrógeno

• Abra la válvula de purga y drene el fluido al depósito principal.

• El purgador debe permanecer abierto hasta que la pre-carga se verifique.

• Quite la guarda de la válvula de pre-carga de botella del acumulador. Atornille el dispositivo del manómetro. Abra válvula de pre-carga del acumulador atornillando el “T”. Verifique la presión de la pre-carga. El manómetro debe leer 1.000 psi ± o cerca. Si es mas de 1.100 psi, drene la presión de exceso; si debajo de 900 psi, recarga con nitrógeno a la presión apropiada. Cierre la válvula de Pre-Carga, destornillando el “T”, quite el dispositivo y el manómetro. Reconecte el guarda.

• Abra válvula de las botellas del acumulador. • Abra el aire y la energía. La unidad debe recargar

automáticamente.

2200 1000 3000

Manifold

N2

Pre-carga del Nitrógeno

Fluido de Carga del Acumulador

El fluido usado en el sistema del acumulador debe complementar los siguientes requisitos:

• Lubricante, no corrosible, antiespumante. • No inflamable. • Resistente al medio ambiente. • No atacar las gomas de los sellos.

Fluido de Carga del Acumulador

El aceite hidráulico o una mezcla de agua dulce y aceite soluble es un fluido ideal para estas condiciones:

• Aceite hidráulico es mas costos y además contamina, en cambio el agua dulce con aceite soluble no lo es.

Un fluido inapropiado y corrosivo puede dañar los elementos del acumulador y la BOP.

• El sistema de acumuladores deben albergar la cantidad suficiente de fluido usable para hacer funcionar la BOP.

• API requiere un mínimo de 1.5 veces el volumen necesario para cerrar todos los preventores de la BOP, de cualquier manera para ser mas conservador se puede utilizar 3 veces el volumen necesario para cerrar todos los preventores de la BOP. • Esta también dice que se debe tener remanente de

presión de la precarga. • Existen tablas para obtener el volumen requerido en

base a la precarga y el tamaño de las botellas. • También se puede calcular.

Requerimiento de Volumen

Cálculo de Volumen del Acumulador Debido a que el diafragma ocupa lagar dentro de la botella, el volumen “usable de fluido” se calcula de la siguiente manera.

Vu = VS x (PP ÷ AP) x (AP ÷ RP – 1) Donde: Vu = Volumen usable de fluido, gal. VS = Volumen de fluido en el sistema, gal. PP = Presión de precarga, psi. AP = Presión total del acumulador, psi. RP = Presión requerido para cerrar el preventor, psi.

Vu este debe ser mayor que el volumen para cerrar todas las funciones del acumulador además del factor de seguridad. Los volúmenes para cerrar cada componente del BOP se puede encontrar en los manuales de operaciones de los fabricantes. Para operaciones Submarina, la presión hidrostática del agua se debe adicionar a Vs, PP, AP and RP. Este volumen cambia de locación cuando cambia la profundidades del agua.

Líneas de llenado

• Las líneas de rellenado se utilizan para llenar el pozo durante viajes y cuando el pozo no se esta circulando.

• Si el fluido se deja en la línea de rellenado, se puede taponar. Los fluidos corrosivos pueden dañar la línea.

• El volumen utilizó para mantener el pozo repleto se debe controlar, debe ser medido y registrado durante los viajes y cuando se esta afuera del pozo. Se aconseja que un tanque de volumen pequeño sea utilizado para medir el llenado.

Equipamiendo de Manejo del Gas

General Separador Gas Lodo (MGS)

Desgasificdor

Equipo para Manejar el Gas

• Operaciones de control de pozo son difíciles sin equipo para manejar el gas.

• Equipo para manejar el gas permite quemar cantidades grandes de gas que pueden potencialmente ser una mezcla explosiva si se deja mezclar con el aire en el equipo.

Separador Gas Lodo (Gas Busters)

• El separador de gas lodo (MGS) es el método primario de manejar los gases que circulan a través del múltiple del estrangulador.

• Desvía la mezcla de gas/aire de áreas de trabajo.

• El separador de gas es más eficiente con fluidos claros y baja viscosidad que permitiendo que el gas salga del fluido.

• Un separador de gas no es eficiente con para fluidos viscosos.

• Presión dentro del separador se debe observarse.

Degasificadores

• Degasificadores se usan para quitar el gas de fluidos circulantes.

• Como hay unos fluidos viscoso que no dejan que el gas se separe, los degasificadores separan el gas del fluido usando una cámara al vació, una cámara presurizada, un spray centrifugo, o una combinación de estos. • Degasificadores al vació son normalmente mas efectivos

si se operan con lodo pesado y viscoso y cuando es difícil extractar el gas.

• Cuando lodo es viscoso y fuerza de gel aumentan, también aumenta el tiempo de dasgasificacion y los requerimientos de energía para extraer.

Mantenimiento de los Degasificadores • Las bombas tienen que estar lubricadas y del tamaño

apropiado. • Partes y conexiones que se mueven se tiene que

lubricar frecuentemente si se usa un brazo flotador. • Separación del agua en frente del compresor se tiene

que vaciar todos los días cuando se usa una bomba de vació.

Sistema de Circulación

El sistema circulación consiste de los siguientes componentes:

• Bombas • Líneas de Superficie • Línea de Alta (standpipe) • Manguera de Perforación • Unión giratoria • Cuadrante/top drive • Sarta de Trabajo • Anular del Pozo • Temblorina (rumba) • Tanques de Fluido • Múltiples de circulación asociados

El fluido es movido a través del sistema por el desplazamiento positivo de la bomba.

• Debido que las bombas triples suavemente desplazan grandes volúmenes, por eso son mas comúnmente usadas que las duplex.

Las bombas están equipadas como mínimo un contador de emboladas para medir el volumen bombeado.

Bombas

• Si la presión de operación supera la presion de la válvula de alivio esto causara que el pozo descargue a los tanques. • Algunas operaciones requiere el uso de bombas de las

compañías de servicio de alta presión/bajo volumen. • Un adecuado mantenimiento se debe realizar para que

las operaciones se realicen seguras y allá el desplazamiento correcto.

• La alineación de la bomba se debe tener en cuenta antes de comenzar cualquier operación.

Bombas

• El sistema de circulación o “standpipe” nos permite seleccionar la bomba, dirigir el fluido, aislar la bomba que no se utiliza.

• Es la ruta que toma el fluido desde la bomba hasta la mesa rotaria o manguera de perforación. • La manguera de peroración nos provee una conexión

flexible entre el “standpipe” y la cabeza de circulación, permitiendo que la tubería se mueva cuando se bombea.

• La cabeza de circulación nos permite rotar la tubería cuando se bombea.

• Cambios en la alineación del manifold. • Siempre y cuando otra vía de circulación se allá abierto

primero. • El manifolds debe observar de que esta bien alineado

siempre.

Manifold de Circulación

Multiple de Circulación

Temblorina (Rumba)

• El indicador de retorno de fluido/lodo es el instrumento mas importante es la detección de un kick.

• Detectar un cambio es crucial esto nos indicara un cambio de un tendencia en el retorno, que podrá ser un kick o perdida de circulación.

• Este indicador debe ser chequeado continuamente para observar que este trabajando correctamente, por eso se debe cambiar el régimen de bombeo y ver si refleja ese cambio.

Indicador de Retorno del Fluido/Lodo

Lo mas importante es que allá una muy buena facilidades de mezclado.

• Una bomba de circulación y líneas son usadas, cuando se mezclan químicos, se reacondiciona el lodo o simplemente se lo recircula.

El químico que se adiciona al fluido es generalmente bombeado por bambas centrífugas o bambas de impeler que están alineadas a través de un jet y el embudo.

• La bomba de mezclado descarga el fluido en la parte superior de los tanques o a través de un pistola de mezclado.

Un extractor de oxigeno es colocado en la línea de descargas de estas bombas debido a que las bombas y las pistolas airean el lodo en los tanques.

Sección de Mezclado

Tanque de Lodo / Tanque de Viaje

Tanques y Piletas • Varios tanques interconectados se utilizan para tener,

tratar o mezclar el fluido para circularlo y/o almacenarlo. • La cantidad apropiada de tanques y la capacidad de

volumen debe estar disponible dependiendo de la operación.

• El fluido se puede dirigir de tanque en tanque por: • Las zanjas que ínter conexionan los tanques. • Líneas que igualizan de tanque en tanque. • Utilizando múltiples circulantes/mezclando.

• En un sistema ínter conexionado de la pileta, el primer tanque es generalmente un tanque de asentamiento que previene que la arena o los sólidos no deseados de entrar a la mezcla principal, circulando los tanques de la succión.

• Las líneas de entrada y de descarga deben estar en piletas separados.

El PVT monitorea, registra, el volumen total en cada tanque como también volumen total de fluido en superficie. El indicador de volumen de tanque nos avisara en la detección de un kick.

• En un kick este empujara fluido fuera del pozo por lo que el nivel en l tanque se incrementara avisado por el PVT; por lo que incremento en el volumen es un signo positivo de que hay un influjo en el pozo.

Este sistema utiliza un flotador mecánico o sensores eléctricos para medir la altura del fluido.

Totalizador de Volumen en los Tanques (PVT)

• La combinación de un sensor de flujo/emboladas de bomba mide el lodo requerido para llenar el pozo en un viaje.

• Las emboladas son acumuladas por el contador, con el swist de pare y el sensor de flujo nos mostrara que un flujo en pozo que es un indicativo de que el pozo esta lleno.

• La cantidad de emboladas calculadas para llenar el pozo debe ser comparado con el que tomo el pozo.

• Generalmente las emboladas son acumuladas y nos dará el total que el pozo requirió y además el ultimo llenado.

• Mantenimiento: El personal del pozo debe observar que el pozo esta llenándose, y que la bomba se para cuando se observa que el luido comienza a salir del pozo. • El sensor de contador de emboladas a veces se extrae en

la reparación de la bomba por lo que a veces no es colocado nuevamente.

Dispositivo de Medición del Volumen de Fluido en un Viaje

Trip Tank

El tanque de viaje es el mejor dispositivo para medir la cantidad del fluido necesario para llenar el pozo en un viaje hacia fuera o la cantidad del fluido desplazado en el viaje de regreso.

• Es un tanque pequeño con la medida exacta que proporciona una medición precisa.

Midiendo la cantidad del fluido requerido para llenar, o el que es desplazado del pozo, es necesario para asegurar que un kick no haya entrado al pozo. Hay varios tipos distintos de tanques de viaje:

• Un tanque de viaje automatizado tiene una bomba, accionado por el perforador que utiliza el censor de la línea de flujo para indicar cuando el pozo está lleno.

• Tanques de viaje de llenado continuo llenan el pozo automáticamente cuando tubería se jala por circulación del tanque a través del pozo.

Trip Tank

Trip Tank

Si el tanque se utiliza para medir el desplazamiento de la tubería en el viaje hacia adentro, generalmente se posiciona debajo del nivel de la línea del flujo. El mantenimiento de los Tanques de Trip:

• Verifique que las válvulas se operen fácil. • Limpie indicador del tanque y flotadores de nivel por

acumulación de sólidos o fluidos. • Calcule y anote exactamente los desplazados de

volumen. • Verifique los records del perforador con precisión.

• Observe lo el graficados que tenga papel y tinta. • Limpie por acumulación de lodo encima de todos los

flotadores. • Mueva el flotador hacia arriba abajo y vea si es reporta

en el graficados. • Si es un sistema con control de aire limpie de los filtros

el agua. • Observe que tenga aceite lubricante el aire.

• Si es un sistema de sensores sonidos la acumulación del lodo no la afecta pero sí el fluido tiene espuma si.

Mantenimiento del Totalizador de Volumen en los Tanques

Detectores de Gas

• Los detectores del gas disciernen los cambios en el flujo de gas fuera del pozo y las concentraciones de gas en los lugares que se deben controlar por la presencia de gas explosivo o peligroso.

• Detectores especiales de gas se utilizan en áreas que contienen gases tóxicos que pueden causar daño al personal.

• Debe de haber pruebas frecuentes de los detectores de gas.

• El gas camuflado o atrapado en los detectores puede ser removido soplando las líneas.

• Las líneas rotas y tapadas o manchas en las cabezas son problemas notables con los detectores de gas.

Detectores de Gas

Manómetros de Presión

• Presiones de bombeo, estrangulador, y de cierre son cruciales en la operación de control de pozo.

• Manómetro en la tubería y/o tubing están localizados en la consola del perforador y en el panel del estrangulador remoto.

• El manómetro de la presión del estrangulador se localizan en el múltiple del estrangulador/control y en el panel del estrangulador remoto.

• El manómetro en el panel del estrangulador remoto se utiliza para registrar velocidades lentas de bombeo.

• Manómetros se deben reparar cuando hay discrepancias muy grandes.

• Las inexactitudes pequeñas se pueden tolerar si las condiciones no se empeoran y si la inexactitud está por enzima de la presión.

Manómetros de Presión

Manómetros de Presión

• La mayoría de los cuerpos regulativos requieren un manómetro de la presión para controlar la presión entre sarta de revestimiento.

• Hay el debate sobre la certeza de presiones bajas de un manómetro de gran rango.

• Por esta razón, muchos equipos utilizan múltiples manómetros para compensar las inexactitudes.

• Cuándo un objetos golpea el manómetro, las vibraciones, la pulsación, y la absorción del golpe pueden causar una inexactitud y daño.

• Los manómetros de llenos de fluido proporcionan un tipo de cojín a las vibraciones y golpes y también lubrican y protegen los componentes internos.

• Una causa de la inexactitud es aire en la línea hidráulica del censor al manómetro, entonces una bomba hidráulica de líquida de mano se puede utilizar para purgar las líneas.

Presión del Manométrica/Atmosférico

• Un manómetro colocado en el fondo de una columna de fluido no sólo lee la presión hidrostática de la columna, pero también lee la presión atmosférica ejercida en esa columna.

• La presión atmosférica en el nivel del mar está mas o menos 15 psi, pero fluctúa dependiendo de distintos estado del tiempo y elevación.

• Un medidor que lee en psig ha sido ajustado para restar la columna atmosférica de encima.

Presión del Manométrica/Atmosférico

• Censor de flujo de Línea (los conjuntos de superficie) • Ponga la alarma del censor alto/bajo a la cantidad

deseada de variación de flujo. • Prenda las alarmas auditiva y visual. • Manualmente jalee y empuje el censor de línea de flujo

para asegurar que el equipo esta trabajando apropiadamente.

• Censor de Flujo de Línea (conjunto submarino) • Ponga la alarma del censor alto/bajo a la cantidad

deseada de variación de flujo. • Prenda las alarmas auditiva y visual. • Manualmente jalee y empuje el censor de línea de flujo

para asegurar que el equipo trabaje apropiadamente.

Sistemas de Información

• Los gráficos geológicos se utilizan para registrar las medidas de tiempo, la profundidad, el peso, torsión, presión y la penetración en intervalos de un pie.

• Además, algunos sistemas también muestran exactamente la velocidad penetración en pies por hora.

• Los sistemas más avanzados pueden incluir los escenarios de la tendencia y alarmas.

• Hacer un buen mantenimiento de los sistemas de censor, según las recomendaciones del fabricante.

Sistemas Rotatorios

La mayoría de las operaciones requieren el uso de la rotación de sarta.

• Una mesa rotatoria transmite la rotación a la tubería y sostiene la sarta de trabajo cuando la carga no es sostenida por el aparejo.

• La rotación de la tubería puede ser girada por un top drive, cabeza de rotación o llaves de potencia.

Cambios en la torsión giratoria indican problemas en el fondo del pozo.

Indicator del Peso Sobre la Mecha

Meza Rotatoria

Top Drive

Equipamiento

Objetivos de Aprendizaje Aprendió las bases del equipo de control de pozo, incluyendo información de:

• El preventor de reventones, o BOP • Equipo asociado • Equipo auxiliar • Que se necesita y porque • Características de operaciones • Mantenimiento y limitaciones

Flex Rig 1

Cameron BOP Stack

1. Annular BOP

2. Double Ram-Type BOP

3. Drill Spool

4. Manual and Hydraulic Gate Valve, Check Valve

5. Single Ram-Type BOP

6. Casing Head

Choke Manifold

7. Transmitter

8. Pressure Gauge

9. Manual Gate Valve

10. Hydraulic Gate Valve

11. Drilling Choke

12. Control Panel

13. Standpipe Manifold

BOP Control System

14. Closing Unit

15. Pipe Rack

16. Remote Control Panel

17. Mud Pumps and Manifold Pressure Gauges

18. Mud Tank, Mud Valves, Degasser

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