Informe de Well Control

FACULTAD DE CIENCIAS EXACTAS

INGENIERIA PETROLERA

DOCENTE: ING. MANUEL DOMINGUEZ

MATERIA: PERFORACION III

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INTEGRANTES:

IVO TRECKA G.

SERGIO GONZALES B

MIJAEL CABRAL E.

WELL CONTROL

1. EQUIPAMENTO DE SUPERFICIE

• El sistema de Preventores de Reventones es realmente un juego singular de válvulas hidráulicas muy grandes.

• Las BOP tienen diámetros grandes, están clasificados para alta presión y operan rápidamente.

• El propósito del conjunto de BOP es el de cerrar el pozo y dejar la mayor flexibilidad para las subsiguientes operaciones.

1.1 ORGANIZACIÓN DEL CONJUNTO DE BOP

• El Código del (API) para describir las configuraciones de la columna está incluido en el Boletín API RP53.

SUS CODIGOS SON:

• A = preventor de reventones tipo anular• G = cabezal giratorio• R = preventor tipo simple, con un solo juego de arietes

(esclusas), ciego o de tubería. • Rd = preventor del tipo doble, con doble juego de arietes,

colocados.• Rt = preventor del tipo triple, con tres juegos de esclusas,

colocados como prefiera el operador n conector a control

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remoto que conecta el cabezal del pozo o los preventores unos con otros.

• CL = conector de baja presión a control remoto que conecta el riser con el conjunto de BOP.

• S = carretel con conexiones de salida laterales para las líneas del estrangulador y control (ahogo)

• M = clasificación de trabajo de 1000 psi (68.95 bar).

1.2 15M-7-1/6” (179.39 mm)-RSRRA

• La primera de las columnas de preventores anteriores estaría clasificada para una presión de trabajo de 15000 psi (1034.2 bar), tendría un diámetro de 7-1/16 pulgadas (179.39 mm) y estaría arreglada.

• A = preventor de reventones tipo anular• R = preventor tipo simple, con un solo juego de

arietes (esclusas), ciego o de tubería.• S = carretel con conexiones de salida laterales

para las líneas del estrangulador y control (ahogo)

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El mantenimiento preventivo, las inspecciones y pruebas regulares del equipamiento asegurarán que el equipamiento funcionará cuando sea necesario. Estos son equipamientos de suma importancia, para salvar vidas. Deben funcionar cuando los necesitan.

• El conjunto de BOP y equipos afines tienen un concepto sencillo, pero son complicados para usar y operar. Cuando la tubería se está moviendo por los preventores de reventones, al probarlos, o al operar los preventores en cualquier otra forma, verifique las presiones de operación contra los valores recomendados para ese preventor en particular.

• Demasiada presión de operación rasgará los elementos de empaque.

• Se debería inspeccionar visualmente las mangueras, válvulas hidráulicas, líneas, accesorios y conexiones en los preventores y la unidad del acumulador todos los días para ver si hay señales de desgaste o fallas.

• Las pruebas de presión o del funcionamiento del sistema causa su desgaste, pero si no se operan los equipos, se congelan.

• Es esencial que el personal del equipo realice el mantenimiento apropiado de los equipos para poder detectar surgencias.

• Los equipos de sensores y manejo de fluidos deben estar en buenas condiciones de funcionamiento en todo momento.

• El detector de gas no debe estar taponado. • La unidad del indicador del retorno del lodo en la línea de

flujo debe tener su rango completo de movimiento.• Los tanques de fluidos deberían mantenerse lo más libre

posible de sedimento.

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• Los flotadores del totalizador del volumen en las piletas deben moverse libremente.

• Las válvulas de desvío no deben tener barita asentada en el cuerpo de la válvula ni las líneas tapada.

• Los equipos para manejar el gas y los estranguladores deben estar en buenas condiciones de funcionamiento en todo momento.

• Se debería llevar a cabo el mantenimiento sencillo y la limpieza de los equipos con la frecuencia que sea necesaria y justificada. Esto podría ser semanalmente, diariamente, por turno o hasta por hora, según el equipo y las condiciones del lodo.

• Los representantes de la empresa, el jefe de equipo, los perforadores e ingenieros de lodo deberían todos verificar estos ítems y asegurarse que el personal del equipo los está manteniendo en buenas condiciones de funcionamiento.

• Los procedimientos apropiados van mano en mano con el mantenimiento del equipamiento.

• El circular una surgencia de un pozo es peligroso y el equipamiento debe estar correctamente lineado. La presión se regula y se controla desde el preventor de reventones a medida que entran los fluidos y el gas en el sistema del manifold de control. Generalmente, a medida que el flujo se dirige del estrangulador al separador de gas, el gas libre sale y es separado hacia la línea de quema o venteo.

• Los fluidos que tienen gas atrapado deberían entrar a la pileta del desgasificador y ser desgasificados antes de regresar al sistema que circula por las piletas. La línea de venteo / quema para el desgasificador debe estar separada del separador de gas. Siempre existe la posibilidad de sobrecargar el sistema que maneja el gas y hay que tener precaución. Siempre utilice líneas de venteo a favor del viento si más de una línea de venteo está disponible.Si se usa una línea de venteo en la torre, los fluidos volátiles y gases pesados podrían representar un peligro para el área

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del piso del equipo. Es necesario controlar muchos aspectos, tales como los arriba mencionados.

1.3 PREVENTORES ANULARES: Los preventores anulares son los dispositivos más versátiles para controlar la presión en el cabezal del pozo.

El preventor consiste de un elemento de empaque circular hecho de goma, un pistón, un cuerpo y un cabezal (tapa). Cuando se bombea fluido hidráulico en la cámara de cierre, ocurre una secuencia en la cual el elemento de sellado es empujado hacia adentro.Según el fabricante y el modelo, el funcionamiento interior del equipo puede variar en cuanto a cómo se obtiene ese sello, pero típicamente es por medio del movimiento vertical u horizontal del empaquetador.Es el empaquetador que está adentro del anular el que provee el sello. Los repuestos para los anulares deberían incluir el empaquetador apropiado y los elementos de sellado.

Se puede mejorar la operación del preventor anular en el equipo por medio de observar loSiguiente:1.- Nunca use más presión de lo necesario en la unidad de cierre, especialmente si está moviendo tubería.

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2.-Pruebe el empaquetador cuando lo coloca en el preventor, según lo requieran las operaciones, los reglamentos estatales o federales, o las prácticas de la industria. 3.- Verifique con el manual del fabricante para los datos operativos de los distintos modelos. Pueden haber diferencias considerables en los datos operativos para los distintos preventores anulares.4.- Si se mueve la tubería por el preventor a presiones de cierre altas esto podría causar el desgaste y pronta falla del elemento de empaque.5.- Almacene los empaques en áreas frescas, secas y oscuras, lejos de los motores eléctricos.6.- Como siempre, consulte con el manual del fabricante o hable con un representante de servicio por las presiones de control apropiadas, los compuestos de la goma, los procedimientos adicionales para mover bajo presión (stripping), las limitaciones de los equipos, las pruebas o cualquier otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo en particular.

1.4 PREVENTORES ANULARES CON FINES ESPECÍFICOS: La función específica de cada uno se indica por su nombre:

– cabezales giratorios– deslizadores de tubería (strippers)– deslizadores de líneas de cable– deslizadores de varillas– cajas de prensaestopas – cabezas de circulación.

2. SISTEMAS DE DESVÍO: Se usan los sistemas de desvío para proteger al personal y los equipos de flujos de gas de poca profundidad.

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Es normal que el sistema de desvío se instale enla primera tubería de revestimiento (casing conductor o como parte riser, con las líneas del desvío corriendo hasta un área segura, a sotavento. Por este motivo,en los locaciones costa afuera se usan dos líneas de desvío con válvulas selectivas, para que el perforador pueda elegir la línea a sotavento para cada período, o a medida que cambian las condiciones del viento.Los controles del desvío en el piso están mejor preparados como un solo control separado para evitar confusiones, dado que las operaciones de desvío generalmente se llevan a cabo rápidamente. La palanca de control en el acumulador debería estar conectada con el control para la línea de desvío para que no se pueda cerrar el preventor anular antes de abrir la(s) línea(s) del desvío.

2.1 CABEZALES /BOP ROTATIVAS: Permite que la sarta gire con presión debajo de ella.

Las operaciones de perforación en desbalance (con insuficiente presión hidrostática) pueden continuar con la circulación a través del manifold del estrangulador. Varios fabricantes (Williams Tools, Shaffer, Grant, etc.) tienen modelos que permiten que la sarta gire o que mantenga presiones estáticas hasta 5000 psi (344.75 bar). Dada la naturaleza giratoria de la tubería mientras está bajo presión, se deberían guardar varios elementos de empaque de repuesto en

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locación. En el caso de que haya una pérdida en el empaquetador, se debe considerar reponer el elemento antes de continuar con las operaciones. A presiones más elevadas, podría haber una falla repentina en el sellado del empaquetador.

2.2 ARIETES (ESCLUSAS): La confiabilidad del riete se debe en parte a su simplicidad básica

Los arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión. Hay muchas clases de arietes hechos a medida o especializados que han sido diseñados para ciertas aplicaciones en particular.Los arietes van desde los juegos sencillos de una sola esclusa hasta cuerpos de juegos de múltiples arietes. Los arietes sencillos podrían consistir de un vástago pulido que cierra por medio de girar manijas que están a cada lado para atornillar la esclusa hacia adentro y alrededor de la tubería. Los juegos complejos de múltiples arietes pueden estar ubicados todos juntos en un cuerpo en una carcaza, operados a control remoto por medio de presión hidráulica.

2.3 ARIETES PARA TUBERÍA: Las esclusas para tubería están diseñadas para cerrar alrededor de una tubería.

La fuerza básica y limitación principal de un ariete para tubería es el recortado del bloque de la esclusa. El preventor de reventones tipo

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ariete es un bloque de acero cortado para encajar con el tamaño de la tubería alrededor de la cual se cerrará. La intención es que el recorte cierre y provea un buen sello alrededor de un diámetro o tamaño de tubería en particular. Hay una goma de empaquetado auto alimentable en el recorte, que sella el ariete alrededor de la tubería. Otra goma de empaque auto alimentable (el sello superior) en la parte superior del ariete sella hacia arriba contra la parte superior de la abertura del ariete en el cuerpo del preventor para sellar el espacio anular contra la presión.

2.4 ARIETES CIEGOS: Los arietes ciegos son un ariete especial que no tiene un recorte para la tubería en el cuerpo de la esclusa.

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2.5 ARIETES CORTADORES: Las esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero con hojas especiales para cortar tubulares (tubería, tubería de perforación, collares -portamechas,

etc.).

Los arietes cortadores tienen tolerancias de cierre pequeñas. Cuando se cierran para probar su funcionamiento, no se deben cerrar de golpe con alta presión, sino que hay que cerrarlas con una presión de operación reducida de aproximadamente 200 psi

2.6 ARIETES CIEGOS/CORTADORES: Los arietes ciegos / cortadores combinan tanto la capacidad ciega o de cerrar el pozo abierto como la capacidad de cortar.

2.7 ARIETES DE DIÁMETRO VARIABLE: Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan varios tamaños de tubería y, según el tipo de VBR, un vástago kelly hexagonal.

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2.8 COMPONENTES DESELLADORES ELASTOMERICOS

• Los elementos de empaque o sellado de los preventores anulares y de arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión.

• Compuestos comúnmente usados, para los empaquetadores son gomas naturales, nitrilo y neopreno.

• El elemento del empaque puede estar hecho de una gran variedad de diferentes componentes para una variedad de usos. Los compuestos más comunes que se utilizan para elementos de empaque son las gomas naturales, el nitrilo y el neopreno. Se han formulado compuestos específicos para la tolerancia con el petróleo, frío y calor extremos, gas agrio y entornos corrosivos. Los componentes de elastómeros se deben cambiar lo antes posible después de haber estado expuestos al sulfuro de hidrógeno bajo presión.

2.9 MANIFOLD DEL ESTRANGULADOR

• El propósito del manifold es el de proveer un método de circulación desde la columna del preventor de reventones bajo una presión controlada.

• El boletín API RP-53 3.A.3 provee una descripción del manifold del estrangulador y las prácticas recomendadas para su planificación e instalación.

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2.10 EQUIPOS PARA MANEJAREL GAS

• SEPARADORES DE GAS DEL LODO (GAS BUSTERS):

• VÁLVULAS DE SEGURIDAD Y FLOTADORAS: Los equipos para cerrar la tubería o la tubería de perforación incluyen las válvulas de seguridad, las flotadoras y los preventores de reventones interiores.

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• VÁLVULA SUPERIOR DEL VASTAGO: El propósito básico de la válvula superior es el de proteger a la manguera de perforación, la cabeza giratoria y el equipamiento de superficie de las altas presiones del pozo.

• VÁLVULA INFERIOR DEL VASTAGO: Permite que se retire el vástago cuando la presión en la sarta es mayor que la clasificación de los equipos de superficie.

• VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE APERTURA COMPLETA: Si ocurre una surgencia durante una maniobra, hay que instalar esta válvula de inmediato. La válvula de seguridad o de conexión, comúnmente llamada una válvula de piso, héroe o TIW, es una válvula de esfera de apertura plena.

• PREVENTOR DE REVENTONES INTERIOR: El preventor de reventones interior (llamado a veces una válvula Grey) es una válvula de contrapresión o válvula antirretorno. La BOP interior permite circular el pozo, pero evita que la presión o el flujo regrese a la sarta.

• VÁLVULAS DE CONTRAPRESIÓN (BVP): Estos dispositivos se utilizan en tales actividades como bajada

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bajo presión (stripping), la inserción contra presión (snubbing) y los trabajos con presión.

3. SISTEMA DE CIRCULACIÓN

• El sistema de circulación está compuesto por muchos componentes individuales:

– Bombas– líneas en la superficie– tubos verticales(stand pipe)– mangueras de perforación (manguerote)– cabezas giratorias– mando superior (top drive)– sartas de trabajo– espacio anular del pozo (generalmente la

tubería de revestimiento),– Zarandas– tanques para fluidos – manifolds de circulación afines (por

ejemplo, bomba, tubería vertical, estrangulador y control).

3.1 INDICADOR DE RETORNO DELODO (SENSOR DE LA LÍNEA DE FLUJO)

• Por lo general el indicador de retorno de lodo es una paleta en la línea de flujo. La paleta que está en la línea de flujo informa el flujo del fluido en la línea. Esta señal se envía a la consola del perforador, donde es comunicada como un porcentaje de flujo (% flujo) o galones por minuto (litros por minuto en el sistema métrico).

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En la mayoría de las operaciones, un cambio relativo en la tendencia establecida es un indicador de un potencial peligro. Entonces es sumamente importante que se detecte cualquier cambio en el flujo. Si ocurre una surgencia del pozo, algo ha entrado en él. Esto empujará el fluido afuera de la línea de flujo, indicado como un incremento en el flujo.

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14. CONCLUCION

El objetivo de las operaciones petroleras es completar todas las tareas de una manera segura y eficaz sin efectos perjudiciales para el medio ambiente.

Este objetivo sólo puede lograrse si se mantiene el control del pozo en todo momento.

La comprensión de la presión y las relaciones de presión es importante para prevenir la erupción que es prevenido por personal experimentado que son capaces de detectar que el pozo esta pateando y toma medidas prontas y adecuadas para su control.

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