Sistemas Artificiales de Produccin

Son aquellos que se utilizan en un pozo productor cuando se necesita adicionrsele algn tipo de energa ajena al yacimiento para que pueda generar o aportar fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie.

3 procesos bsicos.-Aligeramiento de la columna de fluido, mediante inyeccin de gas (Bombeo neumtico)-Bombeo subsuperficial (Bombas de balancn, bombas hidrulicas, bombas electrocentrfugas.)-Desplazamiento con mbolo de baches de lquido (mbolo viajero.)

Terminacin en agujero descubiertoTerminacin con agujero revestidoTerminacin con tubera ranurada no cementadaTerminacin sin tubera de produccin

BOPEl BOP es una vlvula especializada, grande, usada para sellar, controlar y monitorear los pozos de gas y petrleo. Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones errticas extremas y flujo incontrolado (amago de reventn de la formacin) que surge del yacimiento durante la perforacin. Los amagos o arremetidas de la formacin llevan a un evento potencialmente catastrfico conocido como reventn. Adems de controlar la presin pozo abajo y el flujo de petrleo y gas, los preventores de reventn evitan que la tubera de perforacin y revestimiento, las herramientas y los fluidos de perforacin sean expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventn. Los BOP son crticos para la seguridad de la cuadrilla, los equipos y el ambiente, y para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por esta razn, los BOP deben ser dispositivos a prueba de fallas.

Los trminos preventor de reventn, conjunto de preventores de reventn y sistema de preventores de reventn se usan en forma comn e intercambiable para describir, en general, varios preventores apilados de diversos tipos y funciones, as como sus componentes auxiliares. Un preventor de reventones submarino tpicamente incluye componentes como lneas hidrulicas y elctricas, mdulos de control, acumuladores hidrulicos, vlvulas de prueba, lneas de matar y estrangular y vlvulas, junta del tubo elevador, conectores hidrulicos y bastidor de soporte.

Dos categoras de BOP son las prevalentes: de arietes y anular. Los conjuntos de BOP generalmente utilizan los dos tipos, con al menos un BOP anular apilado sobre varios BOP de ariete.

Los preventores de reventn se usan en tierra, en plataformas marinas y en el lecho marino. Los BOP en tierra y submarinos se aseguran en la parte superior del pozo, conocida como cabezal del pozo. Los BOP en plataformas marinas se montan debajo de la cubierta. Los BOP submarinos se conectan a la plataforma costa afuera a travs del tubo montante de perforacin, que brinda una va continua para la sarta de perforacin y los fluidos que emanan del recinto del pozo. En realidad, el tubo elevador extiende el recinto del pozo hasta la plataforma.

Usos y funcionamiento

Los BOP vienen en una variedad de estilos, tamaos y clasificaciones de presin. Varias unidades individuales que sirven diversas funciones se combinan para componer un conjunto de preventores de reventn. A menudo se utilizan mltiples preventores de reventn del mismo tipo para lograr redundancia, un importantsimo factor en la efectividad de dispositivos a prueba de fallas.

Las principales funciones de un sistema de preventores de reventn son:

Confinar los fluidos del pozo al recinto del pozo. Suministrar el medio para incorporar fluidos al pozo. Permitir retirar volmenes controlados de fluidos del recinto del pozo. Adems de realizar esas funciones primarias, los sistemas de BOP se usan para: Regular y monitorear la presin del recinto del pozo. Centrar y colgar la sarta de perforacin en el pozo. Cerrar el pozo, es decir, sellar el espacio anular entre las tuberas de perforacin y de revestimiento. Matar el pozo o prevenir el flujo de fluidos de la formacin al recinto del pozo. Sellar el cabezal del pozo (cerrar el recinto). Recortar la tubera de revestimiento o de perforacin en casos de emergencia.

Al perforar un pozo de alta presin, la sarta de perforacin pasa a travs del conjunto de BOP hacia el yacimiento. A medida que se perfora se inyecta lodo o fluido de perforacin por la sarta hasta la barrena. El lodo retorna por el espacio anular entre la tubera revestidora y la de perforacin. La columna del lodo de perforacin ejerce hacia abajo una presin hidrosttica que contrarresta la presin opuesta de la formacin y permite que prosiga la perforacin.

Cuando se presenta un amago de reventn, los operadores del equipo o los sistemas automticos cierran las unidades de los BOP, sellando el espacio anular para detener la salida de los fluidos del recinto del pozo. Luego se hace circular lodo de mayor densidad por la sarta de perforacin, en el recinto del pozo y hacia arriba por el espacio anular y la lnea de estrangular en la base del conjunto de BOP y por los estranguladores hasta superar la presin pozo abajo. Una vez que el peso de matar se extiende desde el fondo hasta la parte superior del pozo, se ha matado el pozo. Si la integridad del pozo se mantiene, se puede reiniciar la perforacin. Alternativamente, si no es factible la circulacin, se puede matar el pozo a la fuerza, es decir, bombeando a la fuerza lodo ms pesado desde la parte superior a travs de la conexin de la lnea de matar en la base del conjunto de BOP. Esto es lo menos deseable debido a que son necesarias mayores presiones en la superficie y porque mucho del lodo que originalmente est en el espacio anular ser forzado hacia adentro de la formacin receptiva en la seccin del pozo sin entubar, debajo de la zapata ms profunda de la revestidora.

Si los preventores de reventn y la columna de lodo no restringen la presin hacia arriba de una arremetida del pozo, el resultado ser un reventn que potencialmente puede expulsar violentamente por el recinto del pozo, tubera, petrleo y gas, daando el equipo de perforacin y dejando en duda la integridad del pozo.

Los yacimientos comerciales de petrleo y gas, cada vez ms raros y remotos, han llevado la exploracin y produccin de pozos a zonas costa afuera en aguas profundas, que requieren que los BOP permanezcan sumergidos en condiciones extremas por largo tiempo. Como resultado, los BOP se han tornado ms grandes y pesados (una unidad de BOP de un solo ariete puede pesar ms de 30.000 libras), en tanto que el espacio asignado a los conjuntos de BOP en las plataformas marinas no ha aumentado proporcionalmente. Por tanto, un punto clave en el desarrollo tecnolgico de preventores de reventn en las dos ltimas dcadas ha sido limitar su huella y peso, pero aumentar su seguridad y capacidad de operacin.

Tipos de BOP

Los BOP vienen en dos tipos bsicos: de arietes y anulares. A menudo se usan juntos en equipos de perforacin, tpicamente por lo menos un BOP anular coronando un conjunto de preventores de arietes.

Un BOP de ariete tiene un funcionamiento similar al de una vlvula de compuerta, pero usa un par de mbolos 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 estn provistas de obturadores (sellos de elastmero) que se comprimen uno contra el otro, contra la pared del pozo y alrededor de la tubera que atraviesa el recinto del pozo. Salidas en los lados del cuerpo del BOP se usan para conexiones de las lneas de estrangular y de matar o de vlvulas.

Un preventor tipo anular puede cerrarse alrededor de la sarta de perforacin, de revestimiento o de un objeto no cilndrico, como la junta Kelly. La tubera de perforacin, incluidas las uniones de dimetro mayor o conectores roscados, puede moverse verticalmente a travs de un preventor anular a tiempo que se contiene la presin desde abajo aplicando un control cuidadoso de la presin hidrulica de cierre. Los preventores anulares son tambin efectivos para sellar alrededor de la tubera de perforacin, incluso mientras gira durante la perforacin.

Las regulaciones requieren que un preventor anular pueda cerrar completamente un recinto de pozo, pero generalmente no son tan efectivos como los preventores de ariete para mantener el sello en un pozo abierto o sin entubar. Tpicamente, los preventores anulares van ubicados en la parte superior del conjunto de BOP, con uno o dos BOP anulares encima de una serie de varios preventores de ariete.

Un preventor anular usa el principio de cua para sellar el recinto del pozo. Tiene un sello de caucho tipo donut, conocido como unidad obturadora de elastmero, reforzada con costillas de acero. La unidad obturadora est situada en el compartimiento del BOP entre el cabezal y el pistn hidrulico. Cuando se activa el pistn, su empuje hacia arriba fuerza el cierre de la unidad de obturacin, como un esfnter, sellando el espacio anular o el pozo abierto. Los preventores anulares tienen slo dos piezas mviles, pistn y unidad de obturacin, que los hacen ms simples de mantener que los preventores de ariete.

Mtodos de control

Cuando los taladros perforan en tierra o en aguas muy someras donde el cabezal del pozo est por encima del nivel del agua, los BOP son activados por presin hidrulica desde un acumulador remoto. En el taladro se montan varias estaciones de control. Tambin se cierran y abren manualmente haciendo girar grandes manubrios que parecen volantes de direccin.

En operaciones costa afuera, con el cabezal del pozo apenas por encima de la lnea del lodo en el lecho marino, hay cuatro maneras principales para controlar un BOP:

Seal elctrica de control, enviada desde la superficie a travs de un cable de control.Seal acstica de control, enviada desde la superficie basada en una pulsacin modulada/codificada de sonido, transmitida por un transductor submarino.Intervencin de vehculo de mando a distancia (ROV), vlvulas de control mecnico y presin hidrulica al conjunto de BOP.Interruptor de contacto continuo/autocortante, activacin a prueba de fallas de BOP seleccionado durante una emergencia, y si las lneas de control, alimentacin elctrica e hidrulicas han sido cercenadas.Dos mdulos de control se suministran en el BOP para redundancia. El control de seal elctrica de los mdulos es el primario. Los controles acsticos, por intervencin de ROV e interruptor de contacto continuo, son secundarios.

Un sistema de desconexin de emergencia (EDS) desconecta el taladro del pozo en casos de emergencia. El EDS tambin dispara automticamente el interruptor de contacto continuo, que cierra del BOP y las vlvulas de matar y estrangular. El EDS puede ser un subsistema del mdulo de control del conjunto de BOP o puede ser separado.

Las bombas en el equipo de perforacin normalmente entregan presin al conjunto de BOP a travs de lneas hidrulicas. Los acumuladores hidrulicos en el conjunto de BOP permiten cerrar los preventores de reventn, incluso si estn desconectados del taladro.

Tambin es posible iniciar el cierre de los BOP automticamente con base en presin demasiado alta o flujo excesivo.ASEGURAMIENTO DE FLUJOLa especialidad o disciplina de Aseguramiento del Flujo ha madurado y actualmente implica una mayor definicin de actividades, las cuales incluyen la planeacin, desarrollo, implantacin, mantenimiento y operacin de tecnologas y estrategias para asegurar que el fluido sea producido efectivamente, transportado y procesado en los sistemas petroleros en forma segura y dentro de normas y estndares ambientales.