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Válvulas de seguridad de fondode pozo listas para operar

James GarnerSugar Land, Texas, EUA

Kevin MartinBPAberdeen, Escocia

David McCalvinHouston, Texas

Dennis McDanielKerr-McGee Oil & Gas Corp.Houston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Phillip Hodge, Houston, Texas.ScaleGard es una marca de Schlumberger. Teflón es unamarca registrada de E.I. DuPont de Nemours & Co. Inc.

Las válvulas de seguridad de fondo de pozo ofrecen máxima protección contra el flujo

descontrolado proveniente de pozos productores de petróleo y gas en caso de daño

catastrófico del equipo de cabeza de pozo. Su utilización en áreas marinas se encuentra

legislada en diversos lugares del mundo para proteger a las personas y el medio

ambiente. Las válvulas de seguridad han evolucionado, pasando de los relativamente

simples dispositivos de la década de 1940 a los complejos sistemas que hoy forman

parte integrante de las terminaciones de pozos marinos de todo el mundo.

Los sistemas de seguridad de fondo de pozo pro-veen cierre de emergencia a prueba de fallaspara detener el flujo de fluido de un pozo en casode daño o inoperabilidad de las válvulas desuperficie o de la cabeza de pozo. Las válvulas deseguridad resultan esenciales en los pozos mari-nos y en muchos pozos terrestres ubicados enambientes sensibles o en pozos que producengases peligrosos. El objetivo de su instalación esproteger a las personas, el medio ambiente, lasreservas de petróleo y las instalaciones de super-ficie. La instalación exitosa, la operación seguray la confiabilidad de los sistemas de válvulas deseguridad son elementos cruciales para eldesempeño eficaz y seguro de un pozo.

Siendo probablemente el componente másregulado de los pozos de petróleo y gas, el sis-tema de válvulas de seguridad debe satisfacerrigurosos requisitos técnicos, de calidad y opera-tivos. El examen minucioso de su diseño, fabrica-ción y funcionamiento por parte de losorganismos reguladores y de los operadoresexige que los fabricantes de válvulas apliquen unnivel de esmero y verificación superior al apli-cado a los equipos asociados de terminación depozos y control de flujo. Esto refleja el papel deci-sivo que desempeñan las válvulas de seguridad.

Los vientos y las olas del Huracán Lili azota-ron unas 800 instalaciones marinas, incluyendoplataformas y equipos de perforación, cuandouna tormenta Categoría 4 atravesó la regiónpetrolera del área marina de Luisiana, EUA, enseptiembre y octubre del año 2002. A pesar delos sostenidos vientos de 233 km/h [145millas/h], el Servicio de Administración de

Minerales (MMS, por sus siglas en inglés) de losEstados Unidos informó que la tormenta no habíaproducido víctimas fatales ni lesiones entre losoperarios de las plataformas marinas, ningúnincendio, ni incidente de contaminación impor-tante.1 Sólo había ocasionado daños sustancialesa seis plataformas y cuatro equipos de perfora-ción para exploración. Se reportaron nueve pérdi-das de petróleo, dos de las cuales superaban elbarril. Ninguno de estos derrames tenía relacióncon las seis plataformas severamente dañadas.

La prevención de accidentes es un aspectoimportante de la estrategia de seguridad delMMS. La ausencia de noticias significativasacerca de los derrames producidos durante estatormenta certifica el éxito de los protocolos deseguridad establecidos. Como parte del sistemade seguridad, las válvulas de seguridad de fondode pozo desempeñan un papel relativamentepoco glamoroso pero decisivo. Al funcionarcorrectamente cuando otros sistemas fallan,estas válvulas constituyen una protección defini-tiva frente al desastre que representa el flujodescontrolado de un pozo.

En principio, una válvula de seguridad es undispositivo sencillo. La mayor parte del tiempopermanece abierta para permitir el flujo de losfluidos producidos, pero en situaciones de emer-gencia se cierra automáticamente y detiene eseflujo. Para efectuar esta tarea se han utilizadodiseños técnicos sofisticados y desarrolladomateriales de última generación. El mecanismode cierre de la válvula debe actuar y hacerse her-mético luego de permanecer varios meses enposición de apertura y transcurridos unos años

1. Congdon B, Fagot C y Winbush D: “MMS PreliminaryReport Finds Most Facilities Withstood Hurricane Lili; 6Platforms Out of 800 with Severe Damage; MMS BuoyProvides Important Data.” Comunicado de prensa delServicio de Administración de Minerales de EUA (15 deoctubre de 2002).http://www.gomr.mms.gov/homepg/whatsnew/news-real/021016.html.El Servicio de Administración de Minerales es la agenciade EUA que controla el petróleo, el gas natural y otrosrecursos minerales de la plataforma continental externaestadounidense en aguas marinas federales.

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después de su instalación. Procedimientos y tec-nologías especiales aplicados a la reapertura dela válvula después del cierre aseguran su confia-bilidad permanente.

Los pozos se perforan y terminan en condicio-nes diversas, de manera que para seleccionar einstalar la válvula de seguridad de fondo adecuada,es preciso realizar una revisión minuciosa delyacimiento, el pozo y las condiciones ambientales.

Este tipo de análisis debería tener en cuentaestos factores a lo largo de la vida esperada deuna terminación, o quizás, durante la vida pro-ductiva de un pozo. Los desarrollos de petróleo ygas en yacimientos de aguas profundas y de altapresión y alta temperatura (HPHT, por sus siglasen inglés), imponen desafíos tecnológicos adicio-nales en lo que respecta al diseño y a la instala-ción de las válvulas de seguridad.

En esos entornos, donde la intervención depozos resulta a la vez difícil y costosa—amenudo implica varios millones de dólares esta-dounidenses, sin contar la pérdida de produc-ción—la importancia de contar con un sistemade válvulas de seguridad confiable es aún mayor.Este artículo analiza la evolución, el diseño y lainstalación de las válvulas de seguridad de fondode pozo mediante la descripción de ejemplos deoperaciones llevadas a cabo en el Mar del Nortey el Golfo de México.

Los desastres impulsan el desarrolloEl primer dispositivo de seguridad para controlarel flujo proveniente del fondo del pozo se utilizóen aguas continentales de los Estados Unidos amediados de la década de 1940. Esta válvula deOtis Engineering se dejaba caer en el pozo ante la

inminencia de una tormenta y actuaba como vál-vula de retención aislando el flujo en caso de queel gasto (tasa, velocidad de flujo, caudal, rata)superara un valor predeterminado. Para recuperarla válvula había que desplegar una unidad conlínea de acero (línea de arrastre, slickline).

Esas primeras válvulas sólo se desplegabanen caso de necesidad, cuando se pronosticabauna tormenta. La utilización de las válvulas deseguridad de fondo de pozo era mínima hastaque en 1949 el estado de Luisiana aprobó una leyque exigía la colocación de un dispositivo de cie-rre automático debajo de la cabeza de pozo entodos los pozos productores ubicados en aguascontinentales de ese estado.

Lamentablemente, la mayoría de las catástro-fes se producen inesperadamente. Las instala-ciones de superficie, incluyendo las válvulas de

seguridad de superficie, pueden dañarse por elimpacto de tormentas o vehículos. Las embarca-ciones que arrastran anclas u otros dispositivospueden producir averías en las instalaciones ubi-cadas en el fondo de lechos lacustres o marinos.Incluso se han producido accidentes al derivarprovisoriamente los equipos de seguridad desuperficie durante el desarrollo de operacionesde adquisición de registros (perfilaje) e interven-ción de pozos.

La necesidad de contar con un tipo de válvulade seguridad nuevo y más confiable surgió a raízde los accidentes ocurridos en el Lago deMaracaibo, Venezuela, a mediados de la décadade 1950, donde los buques tanque que golpearonlas plataformas de perforación provocaron reven-tones en los pozos. Los productores querían unaválvula que protegiera el medio ambiente encaso de producirse daños severos en las instala-ciones de superficie, maximizando al mismotiempo la producción. El resultado fue el desarro-llo de una válvula normalmente cerrada contro-lada desde la superficie; esto significa que laválvula permanecía cerrada a menos que algúnmecanismo la mantuviera abierta. Este meca-nismo lo constituía la presión del fluido transmi-tida a la válvula a través de una línea detransmisión hidráulica instalada en la superficie.

Un reventón producido en 1969 en un pozodel Canal de Santa Bárbara frente a la costa deCalifornia, EUA, condujo a la sanción de las regu-laciones de 1974 que exigían la utilización de sis-temas de válvulas de seguridad de fondo de pozoen todas las plataformas e instalaciones marinassituadas en aguas federales de EUA. Las regula-ciones se basaban en requisitos y sugerenciasformulados por un grupo de estudio del InstitutoAmericano del Petróleo (API, por sus siglas eninglés), integrado por fabricantes y usuarios deválvulas de seguridad de fondo de pozo.2 El APIha publicado lineamientos clave para los diver-sos aspectos del diseño y la terminación depozos de petróleo y gas.

La Organización Internacional deNormalización (ISO, por sus siglas en inglés)revisó el trabajo del grupo de estudio del APIpara que satisficiera las necesidades globales.Estas normas ISO tienen amplia aplicación enproyectos marinos internacionales y en numero-sos desarrollos terrestres. En los Estados Unidos,el MMS asegura el cumplimiento de los requisi-tos de la legislación federal y estatal.Organismos gubernamentales similares, talescomo la Administración de Salud y Seguridad enel Reino Unido y la Dirección Noruega dePetróleo en Noruega, desempeñan esta funciónen sus respectivos países.

Las normas y recomendaciones desarrolladasa través de diversas contribuciones industrialeshan generado mayor concientización respecto dela seguridad y un mayor compromiso con la miti-gación del riesgo humano y ambiental. Esteaspecto se torna cada vez más relevante amedida que la industria busca explotar reservasde petróleo en condiciones operativas mucho másexigentes y severas y más sensibles desde elpunto de vista ambiental que las prevalecientesen 1974. Los desafíos que plantea una producciónde petróleo y gas segura en yacimientos de aguasprofundas y de alta presión y alta temperatura,llevan los esfuerzos de cooperación de la catego-ría de beneficiosos a la categoría de esenciales.

Operación de válvulas de seguridadLas válvulas de seguridad modernas son parteintegrante de los sistemas que protegen prácti-camente todas las instalaciones de producciónmarinas y un número creciente de instalacionesterrestres. Estos sistemas resguardan a las per-sonas y al medio ambiente y limitan el movi-miento no deseado de los fluidos producidoshacia la superficie. A modo de seguro contradesastres, estos sistemas deben permaneceresencialmente adormecidos durante largos perí-odos, pero han de entrar en funcionamientocuando se haga necesario. El desarrollo de lassofisticadas válvulas disponibles actualmenteevolucionó en etapas claramente definidas.

Las primeras válvulas de seguridad de fondode pozo se accionaban mediante un cambio en elrégimen de producción en el fondo del pozo. Esasválvulas tienen un tubo de flujo equipado con unestrangulador, que es un tubo corto y duro que res-tringe el flujo, creando una presión diferencialentre la parte superior y la parte inferior del tubo.El fluido de producción que circula por este orificiocrea una presión diferencial en el buje de estran-gulación; la presión sobre la cara inferior delestrangulador es más alta que la presión sobre lacara superior. Cuando la fuerza aplicada sobre lacara inferior supera a la combinación de la presiónejercida sobre la cara superior y la fuerza delresorte mecánico que mantiene abierta a la vál-vula, el tubo de flujo sube, y permite que la char-nela se articule en la corriente de flujo y se cierrecontra un asiento aislando el flujo. El gasto nece-sario para que se cierre la válvula puede prefijarsedurante la fabricación a través de la selección delresorte y del separador de resorte y mediante elajuste del diámetro del orificio del buje de estran-gulación (derecha).

Las válvulas de seguridad accionadas de estemodo generan una restricción en el pozo quepuede limitar la producción aunque estén abiertas.

Durante muchos años luego de la aparición delas válvulas de seguridad en la década de 1940,estuvo vigente en el mercado estadounidense elsistema de prorrateo, de modo que los gastos delos pozos eran menores que su máximo poten-cial.3 En ese momento, el obstáculo que repre-sentaba el diseño y la instalación de este tipo deválvula para la eficiencia de la producción no eraun aspecto importante.

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FSFS

P2

P1

F2 F2

Charnela

Resorte de la válvula

F1 F1

Flujo

> Válvula de seguridad típica controlada desde elfondo del pozo. Las primeras válvulas de seguri-dad eran relativamente simples en lo que res-pecta a operación y generaban una restricciónimportante de la producción. La fuerza delresorte de la válvula, FS, actúa sobre el tubo deflujo para mantener la válvula a charnela normal-mente abierta. La presión por debajo de la res-tricción es P1 y por encima, P2. Estas presionesactúan sobre las caras expuestas del pistón, cre-ando una fuerza resultante F1 – F2 para cerrar laválvula. Cuando el fluido fluye en forma ascen-dente, la constricción produce una presión dife-rencial que aumenta la fuerza de cierre. Lafuerza del resorte está prefijada para un gasto(tasa, velocidad de flujo, caudal, rata) específico,de manera que cuando el gasto alcanza esevalor crítico, el pistón sube soltando la charnelapara que cierre y aísle el flujo de fluido.

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Estas válvulas de seguridad accionadas o con-troladas desde el fondo del pozo tienen dos limi-taciones fundamentales. Dado que paraaccionarlas se requiere una variación significativaen el flujo o en la presión de fluido, pueden utili-zarse cuando la producción normal se limita a unnivel inferior a la capacidad máxima de un pozo.

Este nivel de accionamiento es ajustado y prede-terminado antes de instalar la válvula de seguri-dad en el pozo. Además, dado que se requiere uncambio importante en el gasto para accionar elmecanismo de aislamiento, la válvula no opera encondiciones de bajo gasto en las que el flujo defluido es inferior al nivel de producción prefijado.

Debido al cambio experimentado por los mer-cados energéticos en la década de 1970 y a lamayor demanda de producción, fue necesariodesarrollar un nuevo tipo de válvula. No obs-tante, cuando se maximiza la productividad de unpozo, puede resultar difícil o imposible tener sufi-ciente flujo adicional en el fondo del pozo paravencer la fuerza del resorte y cerrar una válvulade seguridad controlada desde el fondo. En estascondiciones, ya no es posible garantizar la ope-ración confiable de los equipos de tipo velocidadde flujo controlados desde el fondo del pozo.

El control de la operación de las válvulas deseguridad desde una estación de control desuperficie y la implementación de un cierre con-fiable, independientemente de las condicionesdel pozo, eran objetivos clave para los ingenierosde diseño. A comienzos de la década de 1960,Camco, ahora parte de Schlumberger, desarrollólos sistemas de válvulas de seguridad de fondode pozo controladas desde la superficie (SCSSV,por sus siglas en inglés) para satisfacer estasnecesidades (izquierda). Las mejoras introduci-das posteriormente en el diseño dieron comoresultado un perfil interno de válvula que causauna interrupción mínima del flujo de fluido dentrodel conducto de producción mientras la válvulaestá abierta.

FLFL

FSFS

FHFH

FU FU

Aldaba

Sello

Tubería deproducción

Tubería derevestimiento

Línea de control hidráulico

Sello

Resorte dela válvula

FlujoTubo de flujo

y pistón

Charnela

< Válvula de seguridad de fondo de pozo contro-lada desde la superficie (SCSSV, por sus siglasen inglés). El diseño más reciente de las válvulasSCSSV, corresponde a una válvula normalmentecerrada en la que la fuerza del resorte, FS, actúapara empujar el pistón hacia arriba y soltar lacharnela para cerrar la válvula. La presión decontrol transmitida desde la superficie a travésde una línea de control hidráulico actúa contra elresorte para mantener la válvula a charnelaabierta durante la producción. Este diseño depistón concéntrico, que ha sido reemplazado enmuchas válvulas modernas por un diseño de tipovástago pistón, tiene una zona en forma de anilloentre el pistón y el cuerpo de la válvula sobre laque actúa la presión hidráulica para generar lafuerza de apertura FH. La pequeña diferencia enlas secciones transversales de la pared del pis-tón entre la cara superior (U) y la cara inferior (L)del mismo agrega una pequeña fuerza ascen-dente adicional, FL – FU.

2. Las reglamentaciones utilizan las normas 14A y 14B del API.3. Un pozo prorrateado es aquél para el cual su régimen de

producción máximo está fijado por la ley.

La válvula SCSSV es operada a distanciamediante una línea de control que conectahidráulicamente la válvula de seguridad, hasta ya través de la cabeza de pozo, a un sistema decierre de emergencia con suministro de presiónhidráulica. El diseño es a prueba de fallas: seaplica presión hidráulica a través de la línea decontrol para mantener abierta la válvula durantela producción. Si se pierde la presión hidráulica,como podría suceder en una catástrofe, la vál-vula de seguridad se cierra automáticamente porla acción de un sistema interno de resortesmecánicos. Se trata de un diseño de válvula nor-malmente cerrada a prueba de fallas.

Con una válvula SCSSV, la activación ya nodepende de las condiciones de flujo en el fondo

del pozo. El control externo permite además pro-bar la válvula cuando se desea, lo cual constituyeuna mejora importante en un dispositivo quepuede tener años de instalación antes de ser uti-lizado para su función primordial.

Sistemas de cierre—Los primeros mecanis-mos de cierre de las válvulas de seguridad secaracterizaban por tener dos diseños principales:uno de válvula de bola (esférica) u otro de válvulaa charnela (arriba). El diseño de la válvula de bolaes una esfera—la bola—con un gran orificio quela atraviesa. Cuando este orificio está alineadocon la tubería de producción, el flujo circula sinimpedimentos. Si la bola se hace girar 90° seobtura el flujo. Las válvulas de bola son mecáni-camente más complejas de operar ya que el

movimiento lineal del mecanismo de control, quesuele ser un pistón, debe convertirse en movi-miento de rotación de la bola sobre el sello.Además, el mecanismo de la válvula de bola essensible al aumento de la fricción provocado porla presencia de suciedad o acumulaciones deincrustaciones o parafina.

El diseño de la válvula a charnela, promovidapor Camco a fines de la década de 1950, se haconvertido en el mecanismo de cierre más utili-zado en la industria, incluso para servicios seve-ros donde es esencial la confiabilidad a lo largode toda la vida productiva de un pozo. En esta vál-vula, la charnela actúa como una puerta. Un tubode flujo se mueve en una dirección empujando lacharnela para que se abra y permitiendo la circu-lación a través de la válvula. El retroceso del tubode flujo desde la charnela permite que un resortede torsión cierre la válvula y obture el flujo.

El mecanismo de la válvula a charnela esmenos susceptible al mal funcionamiento que unarreglo de válvula de bola y ofrece muchas venta-jas durante la operación. Es menos probable quelos detritos presentes en la corriente de flujo y laformación de sólidos a partir de incrustaciones yparafina impidan el cierre de una válvula a char-nela que el de una válvula de bola. Es más fácilque una válvula de bola se dañe si se cae unaherramienta operada a cable o se pierde cual-quier otro equipo en el pozo. A través de las vál-vulas a charnela se pueden bombear fluidos sindañar la superficie de obturación de la charnela.

La función fundamental de una válvula deseguridad de fondo de pozo es aislar y obturar elflujo cuando situaciones de emergencia exigen lainterrupción de la producción del pozo. El API haestablecido una tasa de pérdidas aceptable de0.14 m3/min [5 pc/min] para las válvulas de segu-ridad de fondo de pozo nuevas. Este valor se con-sidera suficiente para contener la presión delpozo. Las válvulas de Schlumberger son probadassegún un patrón más riguroso que el exigido porlas especificaciones del API. Una válvula debecerrarse contra 200 y 1200 lpc [1.4 y 8.3 MPa] y acualquiera de las dos presiones diferenciales deprueba no puede escapar más de una burbuja denitrógeno en 30 segundos.

Después del accionamiento—Luego de ocu-rrido un incidente que activa una válvula de segu-ridad, puede ser necesario bombear fluidosdensificados dentro del pozo para controlarlo omatarlo (ahogarlo). Las válvulas de seguridadgeneralmente se instalan por encima de la mayo-ría de los demás arreglos de fondo, de modo quese necesita un método para que los fluidos de

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Válvula de bola

Válvula a charnela

> Rasgos clave de las válvulas de bola y a charnela. Una válvula de bolatiene una esfera atravesada por un orificio, que permite el paso del flujocuando el orificio está alineado con la tubería de producción. Si se hacegirar la bola 90°, la parte sólida de la bola queda en la corriente de flujo,deteniéndola (arriba). La válvula a charnela más común funciona como unabisagra con un resorte. Cuando el tubo de flujo está abajo, la charnela seabre, y cuando el tubo sube, la charnela se cierra (abajo).

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control pasen a través de una válvula de seguri-dad cerrada. El aumento de presión generado porel bombeo de los fluidos de control de pozo abriráuna válvula a charnela y permitirá que los fluidosatraviesen fácilmente el arreglo de la válvula deseguridad. Una vez que los fluidos de control delpozo están en su lugar, el resorte de torsión de laválvula a charnela volverá a cerrar la válvula.

Cuando se requiera poner el pozo en produc-ción nuevamente, deberá reabrirse la válvula deseguridad. La presión positiva que actúa desdeabajo mantiene cerrada la válvula de fondo depozo. En los primeros y más elementales diseños,la presión en la tubería de bombeo se aplicabadesde la superficie para abrir la válvula, pero laaplicación de la presión requerida puede resultardificultosa o impracticable por falta de disponibi-lidad de equipos o debido a restricciones detiempo y costo.

Las válvulas de seguridad de tipo charnela hoyincluyen un mecanismo de accionamiento que lasabre utilizando una presión diferencial pequeñaque no daña el mecanismo de cierre. Las válvulasde ecualización automática emplean el mismomecanismo de accionamiento y también ofrecenun mecanismo para simplificar la presión de ecua-lización generada por encima y por debajo de lacharnela cerrada (derecha). Cuando la válvula deecualización automática está cerrada, queda unespacio entre el extremo inferior del tubo de flujoy la charnela. Un pequeño aumento en la presiónde la línea de control hace descender el tubo deflujo lo suficiente como para desalojar el dardo deecualización, el cual abre una pequeña trayectoriade flujo hacia la tubería de producción por debajode la charnela. La presión se ecualiza por encimay por debajo de la charnela permitiendo que la vál-vula se abra suavemente.

Los mecanismos de ecualización automáticaen los diseños de válvulas de bola requieren laaplicación de una presión hidráulica elevada quepuede dañar el complejo sistema de cierre,característico de este tipo de válvulas.

La desventaja potencial de los sistemas deecualización de presión es que cualquier meca-nismo o trayectoria de fluido que evite el arreglode cierre presenta una trayectoria de pérdidaspotencial que puede contribuir a la falla o al malfuncionamiento de la válvula de seguridad. Estadesventaja potencial se minimiza todo lo posiblea través de diseños y métodos de fabricaciónrigurosos que imponen estrictas normas de exac-titud, confiabilidad y aseguramiento de la calidad.

En ciertas aplicaciones, la funcionalidad deun mecanismo de ecualización de presión internoconstituye un rasgo esencial de los diseños determinaciones de pozos. En ocasiones, puederesultar imposible ecualizar la presión frente auna válvula cerrada mediante el bombeo defluido en el pozo desde la superficie. Por ejemplo,en pozos aislados o remotos, bombear fluido den-tro del pozo cuando es necesario, puede ser difí-cil y costoso o quizás el equipo necesario no estédisponible de inmediato o implique un alto costode transporte hasta el lugar en cuestión. Para

estos pozos, se puede utilizar una válvula deecualización automática a fin de minimizar la pre-sión requerida en la superficie.

Generalmente se opta por minimizar el uso desistemas de ecualización automática durante eldiseño del pozo mediante la selección de aplica-ciones y procedimientos operativos que norequieran este tipo de válvulas.

Sistemas de transporte—Existen dos siste-mas característicos para la instalación y recupe-ración de válvulas de seguridad: tubería deproducción y línea de acero. El método elegido

Resorte de la válvula

Dardo

Charnela

> Mecanismo típico de ecualización automáticade las válvulas de seguridad. Un sistema deecualización automática—fabricado con mate-riales resistentes a la erosión—está diseñadopara operar a prueba de fallas con una interrup-ción mínima de la integridad general y de la con-fiabilidad operativa de la válvula de seguridad.Cuando la charnela se cierra, como se muestraen el diagrama de la herramienta y en el recua-dro (izquierda), el dardo (en rojo) descansa en un asiento y el tubo de flujo (en color tostado) se encuentra levemente por encima del sello dela charnela. Un pequeño aumento de la presiónde control hace descender levemente el tubo deflujo y abre una trayectoria de flujo alrededor deldardo (centro). Cuando las presiones existentespor encima y por debajo de la charnela se ecua-lizan, el tubo de flujo desciende para abrir total-mente la válvula a charnela y el dardo se intro-duce en otro sello (derecha).

para una aplicación de fondo de pozo incide en lageometría de las válvulas y en su efecto sobre elflujo de fluido proveniente del pozo (abajo).

Las válvulas de seguridad que se instalan yrecuperan con tubería de producción están dise-ñadas para formar parte integrante de la sarta deproducción y se instalan durante la terminacióndel pozo con los tubulares y otros equipos defondo de pozo. Para las válvulas controladas desdela superficie, la línea de control hidráulico que va ala superficie se adosa directamente a la válvula deseguridad y se fija a la sarta de producción cuandoésta se baja en el pozo. El beneficio más impor-tante de las válvulas recuperables con tubería deproducción es que no se obstaculiza la produc-ción; el diámetro interno de las válvulas de segu-ridad es en esencia equivalente al de la tuberíade producción. El diámetro interior completo per-mite además el acceso al pozo debajo de la válvulacon herramientas e instrumentos para el control deflujo, la vigilancia rutinaria o los servicios al pozo.

Un arreglo de la válvula de seguridad que seopera y recupera con línea de acero se coloca enel pozo después de instalar la sarta de produc-ción y el equipo de cabeza de pozo de superficie.Este arreglo se asienta y se traba en un niple deasentamiento especial colocado en la sarta deproducción a la profundidad de colocación dese-ada, ya sea como componente de la sarta de pro-ducción o como elemento integrante del diseñode una válvula de seguridad transportada contubería de producción. El niple de asentamientotiene una línea de control que se extiende hastala superficie a fin de aplicar la presión hidráulicanecesaria para operar la válvula.

En la mayoría de los casos, las válvulas recu-perables con línea de acero son más fáciles ymenos costosas de extraer del pozo para su man-tenimiento o inspección que los diseños recupe-rables con tubería de producción. Casi todas lasválvulas recuperables con tubería de producciónhan sido diseñadas para utilizar válvulas recupe-rables con línea de acero como sistema secunda-rio; si el primer tipo de válvula funciona mal, sepuede instalar la válvula recuperable con líneade acero hasta la siguiente reparación progra-mada que requiera la extracción de la tubería deproducción. En un pequeño porcentaje de termi-naciones, se utiliza un sistema de válvulas ope-radas con línea de acero como válvula deseguridad primaria.

Una válvula SCSSV recuperable con línea deacero debe tener una conexión de presión con lalínea de control hidráulica que parte de la super-ficie. El niple de asentamiento tiene dos superfi-cies pulidas a ambos lados de un orificiohidráulico. Los elementos de obturación de laparte externa de la válvula recuperable con línea

de acero se acoplan a estos diámetros internospulidos en el niple. Una vez que una válvula setraba en su lugar, los sellos contienen la presiónhidráulica y la separan de los fluidos del pozo.

Selección de materiales—En el entorno deun pozo, donde los fluidos pueden ser corrosivoso erosivos y pueden hacer precipitar incrustacio-nes y sólidos orgánicos, es difícil que los equiposde fondo mantengan un alto grado de disponibi-lidad y confiabilidad por mucho tiempo. Las pie-zas bañadas por el flujo, que están en contactocon los fluidos de producción, deben ser diseña-das para resistir la corrosión, la erosión y la for-mación de precipitados o sólidos.

Las superficies bañadas por el flujo de las vál-vulas de seguridad de fondo de pozo deSchlumberger pueden protegerse con un trata-miento superficial de revestimiento resistente aldepósito de incrustaciones ScaleGard. Se tratade un producto a base de teflón, con un aglome-rante mejorado, que se aplica a las superficiesmediante un proceso de pulverización y cocción.El revestimiento, de 0.0013 a 0.002 mm [0.00005a 0.00008 pulgadas] de espesor, no interfiere conla operación de los arreglos de equipos de termi-nación que tienen piezas móviles o de movi-miento alternativo y es levemente flexible. Untratamiento con ScaleGard imparte las mismaspropiedades excelentes de reducción de la fric-ción que las del teflón, incluso en condiciones delubricación deficientes.

Las incrustaciones, que comprenden diversassales inorgánicas que precipitan a partir de unasolución acuosa, resisten la adherencia a piezasrevestidas con ScaleGard ya que las superficies

de teflón resisten el humedecimiento con solucio-nes acuosas y orgánicas. Los revestimientos deScaleGard también tienen excelente resistencia alos productos químicos y al calor. La selección demateriales, el diseño de componentes y el reves-timiento de piezas bañadas por el flujo, contribu-yen a aumentar la eficacia y la confiabilidad delas válvulas de seguridad de fondo de pozo.

Integridad del sistema de válvulasEn el pasado, los sistemas de válvulas de seguri-dad funcionaban mal por fallas o problemas conlos componentes ajenos a la válvula SCSSV pro-piamente dicha. Para que los componentes de lospistones y las charnelas de estos dispositivosfuncionen correctamente, la línea de control, elfluido de control y los sistemas de control desuperficie también deben ser diseñados, fabrica-dos, instalados y mantenidos correctamente.

Una de las causas del mal funcionamiento delos sistemas de válvulas de seguridad ha sido lapresencia de pequeñas cantidades de detritos enel fluido de control hidráulico. La protecciónbásica frente a este riesgo que puede alterar laconfiabilidad consiste en proveer al personaloperativo los mecanismos y la capacitaciónnecesarios para aplicar estrictas normas de ope-ración y mantenimiento de los sistemas de vál-vulas de seguridad de fondo de pozo a lo largo detoda su vida útil. Los sistemas de filtración defluidos de control de Schlumberger que puedeninstalarse en los equipos de superficie y de fondode pozo para minimizar este riesgo aportan pro-tección adicional. Muchos de los diseños de vál-vulas de seguridad para aguas profundas incluyen

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Panel de control de superficie

Línea de control hidráulico

Acoplamiento de flujo

Sellos

Válvula de seguridadrecuperable con tubería

de producción

Niple de asentamientohidráulico

Acoplamiento de flujo

Válvula de seguridadrecuperable con líneade acero (slickline)

> Comparación entre los sistemas de válvulas de seguridad recuperables conlínea de acero y con tubería de producción. El sistema recuperable con líneade acero se caracteriza por estar trabado en un niple de asentamiento insta-lado en la columna de terminación y sellar ambos lados del orificio de la líneade control para aislar el fluido de control de los fluidos del pozo (izquierda). Elsistema recuperable con tubería de producción forma parte integrante de lacolumna de terminación (derecha). El diámetro interno de la válvula es similaral diámetro interno de la tubería de producción.

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ahora este sistema de filtración como compo-nente integrante del resto del equipamiento paraasegurar la integridad operativa durante toda lavida útil de la instalación de un pozo.

El fluido de control de las válvulas de seguri-dad debe funcionar correctamente ante la expo-sición a una amplia gama de temperaturas ypresiones. Además debe mantener la viscosidad,la lubricidad y las condiciones generales queaseguran el funcionamiento permanentementesatisfactorio de las válvulas de seguridad. Eltiempo de cierre de una válvula de seguridad—el lapso transcurrido entre el inicio de la acciónen los controles de superficie y el cierre de la vál-vula—depende en gran medida del diseño y laprofundidad de colocación de la válvula de segu-ridad y de la viscosidad del fluido de control. Elfluido de control debe ajustarse a todas las con-diciones operativas previstas a fin de garantizarel desempeño óptimo de la válvula.

Históricamente, se han utilizado fluidos decontrol base aceite. Sin embargo, el diseño delos sistemas de control utilizados para los siste-mas de pozos modernos a menudo implica laliberación de la presión de control en el fondo delmar para reducir el tiempo de respuesta opera-tiva. Seguros desde el punto de vista ambiental,los fluidos de control base agua fueron desarro-llados para esta función y se caracterizan pormantener los requisitos de alto desempeño delos fluidos de control base aceite. Ahora existenfluidos sintéticos para casos en los que el

entorno operativo supera las capacidades de losfluidos base agua y base aceite en términos deproductos químicos y temperatura.

Las válvulas de seguridad siempre son some-tidas a pruebas funcionales de acuerdo con lasespecificaciones API en el momento de su fabri-cación; muchos organismos gubernamentalesregulan y exigen que se realicen esas pruebas.Dado que las sensibilidades operativas varíansegún el tipo de válvula, el modelo y el fabricante,se debe consultar el manual de operaciones quecorresponda para establecer los procedimientosoperativos y las restricciones aplicables a undiseño de válvula específico.

El diseño de los sistemas de válvulas de segu-ridad de avanzada debe contemplar la resoluciónde problemas de funcionamiento de manera depoder reanudar las operaciones de producción ala mayor brevedad posible. Muchos organismosreguladores prohíben la producción si no secuenta con un sistema de válvulas de seguridadfuncional. El pozo debe contar con herramientaspara contingencias, con modos de operación pre-parados para reanudar o continuar con las activi-dades de producción en forma segura hasta quese lleve a cabo la siguiente intervención o repa-ración programada importante. Por ejemplo, amodo de protección frente a contingencias, cier-tos sistemas de válvulas de seguridad recupera-bles con tubería de producción están diseñadospara quedar en posición de apertura y tieneninsertado un arreglo de válvulas de seguridad

recuperable con línea de acero para utilizar elmismo sistema de control, como se describióanteriormente. Si bien es posible que el arreglode válvulas secundarias restrinja en ciertamedida el flujo, la producción puede continuar almismo tiempo que se preserva la funcionalidadnecesaria para garantizar la seguridad del pozo.

El flujo turbulento puede ocasionar pérdidasde materiales desde las paredes de los tubularespor encima y por debajo de alguna restricción ocambio de perfil en los tubulares de producción,como puede suceder con las válvulas de seguri-dad. A menudo se instalan acoplamientos deflujo de paredes resistentes en la tubería, porencima y por debajo de los arreglos de válvulasde seguridad, para proteger la sarta de la erosiónen estos puntos. Siempre se recomienda, y enciertos casos las regulaciones exigen, el uso deacoplamientos de flujo con arreglos de válvulasde seguridad recuperables con línea de acerodebido a la mayor restricción y a la creciente tur-bulencia creados por el cambio en el perfilinterno de los conductos de flujo.

Optimización del flujo en forma seguraA menudo se utiliza un enfoque sistemático paraseleccionar los tubulares de producción y los com-ponentes de terminación para pozos productoresde petróleo y gas. Esto asegura que el desempeñoglobal de la sarta de terminación utilizada seacompatible con la productividad del yacimiento yque el conducto que comunica el yacimiento conlas instalaciones de superficie sea eficiente.

El diseño de las terminaciones apunta a mini-mizar los probables efectos de la corrosión y laerosión generados por los sólidos y los fluidosproducidos. Las condiciones de producción pue-den cambiar o superar el desempeño esperado,de manera tal que los regímenes de producciónde un pozo resulten superiores a los previstos. Enconsecuencia, los ingenieros de producción tie-nen dos opciones si desean utilizar la termina-ción existente: restringir la producción deacuerdo con las limitaciones del diseño de termi-nación original; o investigar cómo incrementarlos niveles de producción manteniendo al mismotiempo un factor de seguridad aceptable dentrode los límites del equipo instalado.

BP adoptó ésta última metodología para lospozos gasíferos del campo Bruce, ubicado en laporción septentrional del Mar del Norte (arriba). Eldesarrollo comenzó en 1992 y la primera produc-ción de petróleo y gas se obtuvo en 1993. Un estu-dio destinado a evaluar el impacto de los cambiosen la producción sobre la operación de las válvu-las de seguridad se concentró en los pozos sub-marinos terminados a fines de la década de 1990con tubería de producción de 51⁄2 pulgadas y vál-

Mandril de inyección de productos químicos a 11,435 pies

Válvula de seguridad defondo de pozo a 937 pies

Empacador de producción a 12,339 pies

Tubería de revestimiento corta(liner) y terminación inferior

Mandril de inyección de productos químicos a 11,571 pies

Aberdeen

St. Fergus

Islas Shetland

Islas Orkney

M a r d e lN

or t

e

REINOUNIDO

150 km750

100 millas500

Campo Bruce

> Campo Bruce, área marina de Aberdeen, Escocia. A la derecha se muestra un diseño de pozo delcampo Bruce. La válvula SCSSV está colocada a una profundidad somera; 937 pies [286 m]. Los man-driles de inyección de productos químicos están a mayor profundidad dentro del pozo.

vulas de seguridad Camco TRM-4PE, recupera-bles con tubería de producción. El diseño deestas válvulas incorporan sellos dinámicos noelastoméricos, hechos de teflón y que incluyenun fleje tensado y un anillo (O-ring), y un sistemade ecualización automática (abajo).

Las pruebas de pozo y los primeros datos deproducción indicaban una mecánica de rocassegún la cual la formación prospectiva del campoBruce era competente y tenía mínimo potencialde producción de arena. Las pautas operativas

recientemente revisadas, adoptadas por BP en elcampo Bruce, determinaban una velocidad defluido máxima de 230 pies/seg [70 m/s] para laproducción nominal de gas libre de sólidos (pro-ducción de arena inferior a 0.0016 g/m3 [0.1lbm/MMpc]). Sobre esta base, BP decidió elevarel límite de velocidad de producción para las con-diciones de producción de flujo multifásico (poli-fásico) libre de sólidos en las terminaciones delcampo Bruce. Sin embargo, el régimen de pro-ducción de muchos pozos se mantenía restrin-gido por el límite operativo de 110 pies/seg [34m/s] de las válvulas de seguridad instaladas.

Según estimaciones de BP, al elevar el límite develocidad de fluido de 110 a 230 pies/seg en lospozos del campo Bruce, la producción adicionalsería de 425,000 a 566,000 m3/d [15 a 20 MMpc/D]por cada pozo. La ejecución de una nueva termina-ción o la reparación del pozo para permitir esteincremento de la producción no se considerabancriterios viables, de modo que se realizó una re-evaluación de los límites impuestos sobre eldesempeño y la capacidad de las válvulas SCSSV.

A modo de rutina y como parte del proceso devalidación del diseño del producto, las válvulasde seguridad de fondo de pozo son sometidas apruebas operativas bajo condiciones de flujonatural—conocidas como pruebas de cierre ins-tantáneo (gas-slam)—utilizando especificacio-nes API e ISO. Estas pruebas estándar se llevana cabo a velocidades de flujo relativamentebajas; de unos décimos de pies por segundo.

Para velocidades de flujo de gas mayores, serequieren equipos especiales para realizar estaspruebas en las válvulas y supervisar su desem-peño. La restricción aplicada previamente porSchlumberger, de 110 pies/seg, para la operaciónde las válvulas de seguridad serie TRM-4PE seestableció utilizando estas pruebas de diseñoconvencionales.

Además se realizaron pruebas adicionales decierre instantáneo de válvulas de seguridad en elcentro de pruebas de BG Technology Limited, enBishop Auckland, Reino Unido, uno de los tresúnicos lugares del mundo capaces de llevar acabo estas pruebas de cierre instantáneo bajo

condiciones que reproducen lo mejor posible lascondiciones del campo Bruce.

El objetivo principal de estas pruebas eradeterminar si las válvulas de seguridad serieTRM-4PE podían utilizarse en forma segura yconfiable con regímenes de producción equiva-lentes a 230 pies/seg. Parte de este procesoestableció la velocidad de flujo de gas máximafrente a la cual se cerraría múltiples veces la vál-vula, manteniendo al mismo tiempo una opera-ción confiable y la capacidad de obturación conuna tasa de pérdidas aceptable; el valor admisi-ble de 5 pc/min establecido por el API. La opera-ción confiable se determina midiendo laspresiones operativas hidráulicas concordantes yconsistentes de la válvula. El procedimiento delas pruebas de cierre instantáneo y el instrumen-tal asociado fueron diseñados para vigilar enforma rutinaria el desempeño de los componen-tes clave de las válvulas de seguridad, inclu-yendo el mecanismo de charnela y asiento, elsistema hidráulico y el mecanismo de activaciónde la válvula de ecualización.

El cierre de las válvulas se verificó aplicandouna serie de flujos másicos diferentes, llevándosea cabo la inspección visual de los componentescríticos después de cada serie de pruebas. Laspruebas iniciales con velocidades de 110 pies/segse efectuaron primero para establecer un punto dereferencia para el desempeño operativo del sis-tema hidráulico y del mecanismo de cierre de laválvula. Luego se aplicaron aumentos gradualesdel flujo másico (abajo). Con posterioridad al cierreinicial y nuevamente, al cabo de cinco ciclos deapertura y cierre, se realizaron mediciones preci-sas de las pérdidas observadas.

El objetivo era probar con éxito la válvula deseguridad a una velocidad de 230 pies/seg.Alcanzado el objetivo, se aplicaron gastos adicio-nales, más agresivos, para establecer el límitedel actual diseño de válvula. Luego se aplicaronexitosamente pruebas de 122 m/s [400 pies/seg]para producir el cierre, pero el régimen de 107m/s [350 pies/seg] fue considerado como límitede operación confiable para los componentes dela válvula estándar en uso.

62 Oilfield Review

Línea de controlhidráulico

Resorte de la válvula

Charnela

> Arreglo de la válvula de seguridad TRM-4PEutilizado en el campo Bruce. La serie TRM, recu-perable con tubería de producción, tiene un dise-ño compacto y simple que se adecua a una am-plia gama de tipos de terminaciones. La cantidadde sellos y conexiones incorporados en el arreglode la válvula se minimiza para reducir el riesgode pérdidas.

Velocidadobjetivo,pies/seg

Presión aguas

arriba, lpc

Temperaturaaguas

arriba, °C

Gasto,Mpc/D

Velocidad medida, pies/seg

Gasto másico, lbm/seg

Tasa de pérdidas en el momento del

cierre, pc/min*

Tasa de pérdidas al cabo de 5 ciclos,

pc/min*

110

150

230

300

350

400

740

739

751

755

739

723

19

20

15

14

11

11

63.40

86.84

137.23

179.80

209.88

235.08

110

152

230

297

350

401

36.74

50.33

79.54

104.16

121.65

136.26 0.130

0

0

0

0

0

0.167

0.200

0.130

0

0

0

* La tasa de pérdidas admisible, establecida por el API es de 0.14 m3/min [5 pc/min]

> Resultados de la prueba de cierre instantáneo (slam test).

Primavera de 2003 63

Como resultado de las pruebas realizadas enla válvula de seguridad y del estudio de ingenie-ría efectuado sobre el sistema de terminación, ellímite del régimen de producción para los pozosdel campo Bruce en los que resultaba aplicablepasó de 110 a 230 pies/seg. Este incremento seconcretó sabiendo que el desempeño del equipoestaba garantizado y que cualquier cuestión rela-cionada con la seguridad o la protección del pozohabía sido resuelta con éxito.

Al cabo de 12 meses, el beneficio adicionalen términos de régimen de producción de cadauno de los pozos del campo Bruce con producciónrestringida fue de 255,000 m3/d [9 MMpc/D] degas y 63.6 m3/d [400 B/D] de petróleo. Por otraparte, los resultados de las pruebas indican quepodrían considerarse aumentos de gastos paraterminaciones adicionales con instalaciones deválvulas SCSSV similares.

Consideraciones acerca de los sistemas de válvulasDesde la década de 1980, numerosas compañíasde petróleo y gas colaboraron en la ejecución deun importante estudio de confiabilidad de las vál-vulas SCSSV, que incluía datos de fabricantes deválvulas y compañías operadoras con participa-ciones en áreas marinas de Brasil, Dinamarca,los Países Bajos, Noruega y el Reino Unido. Elestudio, originalmente emprendido por laFundación para la Investigación Científica eIndustrial del Instituto Noruego de Tecnología(SINTEF, por sus siglas en inglés) y actualmente acargo de Wellmaster, es el mayor trabajo deinvestigación encarado hasta el momento sobrela experiencia operativa con este tipo de válvu-las. Las conclusiones del informe de la SINTEF de1989 incidieron en las válvulas de seguridaddesarrolladas desde entonces.4 Estas conclusio-nes incluyen los siguientes resultados:• Las válvulas de seguridad recuperables con

tubería de producción son más confiables quelas válvulas que se recuperan con línea de acero.

• Las válvulas a charnela son más confiables quelas válvulas de bola.

• Las válvulas no ecualizadoras son más confia-bles que las válvulas de ecualización automática.

• Debería considerarse la necesidad de realizarpruebas funcionales rutinarias para identificarproblemas frente al riesgo de imponer condicio-nes o causar daños durante la prueba, que afec-ten la operación o la confiabilidad de las válvulasde seguridad.

Los avances producidos en la ciencia de losmateriales y en el diseño de componentes, suma-dos al aseguramiento de excelente calidad queofrecen los materiales y la manufactura, conti-núan mejorando la confiabilidad de los sistemas

de válvulas de seguridad, satisfaciendo al mismotiempo los rigurosos requisitos de las pruebas decierre instantáneo y la necesidad de disponer degrandes dimensiones para el flujo en los diseñosde pozos modernos de gran productividad. En unestudio realizado por la SINTEF y Wellmaster, semuestra que el tiempo promedio antes de que seproduzcan fallas en las válvulas a charnela recu-perables con tubería de producción pasó de 14años en 1983 a más de 36 años en 1999; año enque se efectuó el estudio.5

Las influencias técnicas y económicas impul-san el desarrollo tecnológico de diferentes mane-ras. La aplicación de las actuales válvulas deseguridad de fondo de pozo se divide en trescategorías generales: convencionales, de altapresión y alta temperatura, y de aguas profundas.

Los sistemas de válvulas de seguridad con-vencionales se instalan en condiciones de pozopredecibles o conocidas y requieren poca o nin-guna ingeniería o material especial. Los operado-res pueden prever que estos pozosexperimentarán alguna intervención económica-mente viable durante su vida productiva, quesiempre es más breve que la de los pozos deavanzada para los cuales las intervenciones nose planifican o no son factibles. El impulsor clavepara la selección de componentes en una insta-lación convencional es la confiabilidad a un pre-cio económico.

Los diseños de terminaciones en entornos dealta presión y alta temperatura y en ambientes deaguas profundas responden a normas de confia-bilidad más rigurosas, en las que se hace hincapiéen una operación segura y eficiente que optimicela producción del yacimiento a lo largo de toda lavida productiva de un pozo. Estas aplicaciones másextremas exigen conceptos de diseño probados,que minimicen la cantidad de sellos y conexionespara reducir las trayectorias de pérdidas poten-ciales, y utilizan materiales que no se verán afec-tados por las condiciones previstas y las cargasaplicadas a lo largo de la vida útil de la válvula.

Las intervenciones son cada vez más costo-sas, aun cuando se planifiquen con anticipación.Los componentes de las terminaciones de pozosdeben durar cada vez más. Los costos, la comple-jidad y los riesgos que ocasionan las reparacio-nes o las intervenciones con línea de aceropueden resultar prohibitivos en los pozos subma-rinos. La ingeniería y las actividades relacionadascon el aseguramiento de la calidad para condi-ciones de diseño tan exigentes e interdependien-tes, requieren que las soluciones se formulencaso por caso o según el proyecto en cuestión.

Los ingenieros y diseñadores de equipos defondo de pozo trabajan bajo constante presiónpara extraer el máximo provecho de la geometría

del pozo disponible sin sacrificar la confiabilidad oel valor del sistema. El diámetro de la tubería derevestimiento depende en gran medida de lascondiciones de perforación, de modo que losingenieros responsables de diseñar los compo-nentes de la terminación, incluyendo las válvulasde seguridad, deben proveer la funcionalidaddeseada sin sacrificar el área de flujo disponibleen el conducto de producción. Los materiales dealta resistencia permiten reducir el espesor de lasparedes de los componentes, sin embargo, tam-bién se debe examinar la compatibilidad con cual-quier fluido de pozo potencialmente corrosivo.

De un modo similar, el diseño de válvulaspara instalaciones de alta presión y alta tem-peratura demanda una construcción más sólidaen lo que respecta a los componentes que so-portan cargas o presión. La selección de materia-les y el diseño de componentes de avanzada sonlas herramientas clave para la resolución de esteproblema. El innovador sistema de cierre concharnela curva es un ejemplo de cómo los in-genieros creativos que se especializan en diseñolograron aumentar el diámetro interno de lasválvulas de seguridad sin aumentar las dimensio-nes externas del arreglo de la válvula (arriba).

> Válvula de seguridad con charnela curva. Eldiseño curvo de la charnela admite un mayor diá-metro interno para el conducto de producción. Lasaletas de la charnela están perfiladas para ocuparun radio más pequeño que el que permitiría undiseño de charnela plana convencional. Estoofrece ventajas importantes cuando la geometríadel pozo o de la válvula de seguridad es crítica.

4. Molnes E, Holand P, Sundet I y Lindqvist B: “Reliability ofSurface Controlled Subsurface Safety Valves Phase III,Main Report,” Informe de la SINTEF STF F89030, SINTEF,Trondheim, Noruega (Octubre de 1989).

5. “Experience Databases,” Web site de Wellmaster, wellmas-ter.iku.sintef.no/expdb.htm, visto el 9 de diciembre de 2002.

Las válvulas de seguridad con charnelas curvasse ajustan al diámetro interno y externo de lastuberías de revestimiento de menor diámetromejor de lo que jamás se haya imaginado.

Colocación de válvulas a gran profundidadLa profundidad de colocación de una válvulaSCSSV se encuentra limitada por la superficiehidráulica útil necesaria para producir el cierrede la válvula. En la actualidad, prácticamentetodas las válvulas de seguridad de fondo de pozoson válvulas normalmente cerradas, que requie-ren una fuerza positiva para mantenerse abier-tas. Esa fuerza la suministra la presión de la línea

de control hidráulico que se extiende hasta lasuperficie; la presión hidrostática ejercida por elfluido de la línea hidráulica provee una fuerzaconstante que se aplica contra el mecanismo decierre de la válvula. En caso de pérdida en lalínea de control, la presión de control podríaaumentar si un fluido más denso proveniente delespacio anular de la tubería de producción se fil-tra dentro de la línea de control. Para aseguraruna operación a prueba de fallas, la presión decierre del mecanismo de resorte de una válvulade seguridad debe ser superior a la presiónpotencialmente aplicada en cualquiera de loscasos mencionados.

En 1978, Camco introdujo un sistema deaccionamiento de tipo vástago pistón que ha sidoadoptado por la industria para las válvulas recu-perables tanto con tubería de producción comocon cable (izquierda). La superficie hidráulica serestringe al área transversal de un vástago pistónpequeño que opera el tubo de flujo. Además dereducir en forma sustancial el efecto de la pre-sión hidrostática del fluido de control, los diáme-tros de los sellos son más pequeños, de modoque se requiere menos fuerza para superar lafricción de los sellos. Con la válvula de tipo vás-tago pistón es posible asentar las válvulas a másde 609 m [2000 pies] de profundidad vertical ver-dadera (TVD, por sus siglas en inglés). Con dise-ños aún más pequeños, las válvulas tipo vástagopistón pueden colocarse a profundidades de2438 m [8000 pies] TVD. Se han utilizado diver-sos mecanismos para superar esta restricción deprofundidad, incluyendo líneas equilibradoras ysistemas de resorte alojados dentro de cámarascon gas comprimido.

También se puede lograr mayor profundidadmediante la utilización de una cámara cargadacon nitrógeno como fuerza equilibradora, la cualactúa en conjunción con el resorte mecánico dela válvula. Esta carga se predetermina para quecompense la presión hidrostática que podríaexistir en el peor de los casos en la línea de con-trol hidráulico a la profundidad de instalación dela válvula, permitiendo así profundidades decolocación de más de 3658 m [12,000 pies] TVD.Recientemente se colocaron tres válvulas deseguridad TRC-DH a profundidades que oscilanentre 3062 y 3066 m [10,047 y 10,060 pies] en elGolfo de México, estableciendo un récord en laindustria.

También se requirieron cambios en el diseñode los sellos de las válvulas SCSSV para quesoportaran presiones y temperaturas de pozomás elevadas. Los materiales de obturación elas-toméricos pueden degradarse a altas temperatu-ras y en entornos químicos hostiles. Con eltiempo, se puede deteriorar la confiabilidad y laeficacia de las válvulas de seguridad que utilizanselladores elastoméricos. Camco desarrolló laprimera válvula de seguridad que reemplaza a lossellos elastoméricos por sistemas de sello metala metal.6 En los últimos años, esta tecnología secombinó con los sistemas de sello hechos deteflón y que incluyen un fleje tensado y un anillo,para satisfacer la creciente severidad de las apli-caciones de válvulas de seguridad.

La explotación de yacimientos en aguasprofundas depende de que se superen ciertosdesafíos técnicos que unos años atrás se consi-

64 Oilfield Review

Línea de control hidráulico

Aldaba

Tubería deproducción

Tubería derevestimiento

Sello

VástagosCuerpo

Resorte dela válvula

Asiento dela válvula

Tubo de flujo

Charnela

Flujo

FU

FH FH

FS

FLFL

FS

FU

> Válvula SCSSV de tipo vástago pistón. En este diseño de válvula, la presiónde control hidráulico, FH, actúa sobre un arreglo tipo vástago pistón que reem-plaza a la mayor superficie hidráulica en forma de anillo del diseño de válvulade pistón concéntrico. La menor sección transversal de este diseño permiteutilizar resortes más pequeños, lo cual es importante para las válvulas coloca-das a gran profundidad.

Primavera de 2003 65

deraban insalvables. Kerr-McGee Oil & Gas Corp.se centra en el desarrollo de áreas de producciónprincipales con gran potencial, tales como elambiente de frontera de aguas profundas, apli-cando un enfoque riguroso en términos de cos-tos, calidad y tecnología. Sus conocimientostécnicos y la rápida respuesta a oportunidades ydesafíos permiten a Kerr-McGee completar de-sarrollos y alcanzar la primera etapa de pro-ducción dentro de marcos temporales agresivos.

El desarrollo de los campos Nansen y Boomvang,puestos en operación en la primera mitad del año2002, sacó provecho de este enfoque (arriba).7

Ubicado en el Golfo de México, unos 217 km[135 millas] al sur de Galveston, Texas, EUA, elcampo Nansen yace a 1121 m [3678 pies] de pro-fundidad de agua. El campo se ha desarrolladomediante una combinación de pozos submarinoscon árbol de producción sumergido y pozos conárbol de producción seco en la plataforma (paramayor información acerca de árboles de produc-ción sumergidos y secos, véase “Buenas expecta-tivas para los pozos en aguas profundas,” página38). A estas profundidades de agua, se requiereun sistema de válvulas de seguridad para altasprofundidades equipados con resorte y nitrógenocomprimido. Con este sistema, la válvula de segu-

ridad también puede colocarse debajo del áreacrítica del pozo donde la formación de incrusta-ciones, parafina u otros depósitos similarespodrían afectar la operación o la confiabilidad delmecanismo de cierre de la válvula. El campovecino Boomvang fue desarrollado en forma para-lela utilizando tecnologías similares.

Kerr-McGee poseía una larga y exitosa tra-yectoria en la utilización de las válvulas de segu-ridad de fondo de pozo Camco, incluyendo laválvula de seguridad de gran profundidad serieTRC-DH recuperable con tubería de producción, yya había trabajado y adquirido experiencia conSchlumberger en proyectos anteriores. La com-pañía decidió que los ingenieros de Schlumbergerparticiparan en la planificación y el diseño determinación de pozos para el proyecto Nansen.

6. Blizzard WA: “Metallic Sealing Technology in DownholeCompletion Equipment,” Journal of PetroleumTechnology 42, no. 10 (Octubre de 1990): 1244–1247; yMorris AJ: “Elastomers Are Eliminated in High-PressureSurface-Controlled Subsurface Safety Valves,” SPEProduction Engineering 2, no. 2 (Mayo de 1987): 113–118.

7. Para obtener mayor información acerca del desarrollode los campos Nansen y Boomvang, consulte: “World’sFirst Truss Spars—Nansen & Boomvang,” Suplementode Hart’s E&P and Oil and Gas Investor (Otoño de 2002).

Campo Nansen

G o l f o d e M é x i c o

CampoBoomvang

EUA

Galveston, Texas

> Campo Nansen, Golfo de México. Las instalaciones del campo Nansen fueron construidas con una pértiga armada(truss spar), como se ilustra en la fotografía.

En el desarrollo del campo Nansen, la válvula deseguridad TRC-DH fue utilizada tanto para lospozos submarinos como para los pozos de la pla-taforma (izquierda).

La estrecha colaboración existente entre losingenieros de Kerr-McGee y Schlumberger permi-tió superar en forma eficaz los desafíos plantea-dos sin afectar la crítica línea de tiempo. Porejemplo, los proyectos ambiciosos normalmentenecesitan un tiempo considerable para la obten-ción de materiales, de modo que las necesidadesde materiales especiales o las especificacionesde equipos poco convencionales fueron definidascon la debida antelación. Esto incluía también laobtención de materiales para la fabricación de loscomponentes de las válvulas, ya que el diámetrorelativamente grande de los componentes de lasválvulas de seguridad requiere materiales cuyasdimensiones no siempre son fáciles de conseguir.

Los ingenieros de Kerr-McGee buscaban ras-gos redundantes y características de operaciónseguras. La serie de válvulas de seguridad TRC-DH fue desarrollada específicamente para estetipo de aplicación en aguas profundas. El diseñode la válvula tiene incorporado un sistema de con-trol operado por doble pistón que provee redun-dancia operativa total. El sistema de resorte y gascomprimido proporciona presiones sustancial-mente menores en las líneas de control a mayo-res profundidades de colocación en comparacióncon las proporcionadas por los sistemas de válvu-las convencionales. La presión de las líneas decontrol de superficie para las válvulas de resortey gas comprimido en el campo Nansen es inferiora 34.5 MPa [5000 lpc] en la superficie, frente a los68.9 MPa [10,000 lpc] que se necesitarían paralos sistemas de operación de las válvulas conven-cionales. La utilización de válvulas de esta seriecontribuye significativamente a optimizar la con-fiabilidad del sistema de control y del sistema deoperación y reduce los riesgos asociados con lossistemas hidráulicos de presión extrema.

Kerr-McGee seleccionó las válvulas de segu-ridad TRC-DH-10-F de 31⁄2 pulgadas, recuperablescon tubería de producción, para los tres pozossubmarinos del campo Nansen (próxima página).En los nueve pozos con árbol de producción secose utilizaron ocho válvulas de 31⁄2 pulgadas y unaválvula de 41⁄2 pulgadas. Se seleccionaron tresválvulas de 41⁄2 pulgadas de iguales característi-cas para las terminaciones críticas de pozos sub-marinos en el campo vecino Boomvang.

El diseño compacto de las válvulas de seguri-dad TRC-DH ofrece las dimensiones principalesde 5.750 pulgadas de diámetro externo (OD, porsus siglas en inglés) y 2.750 pulgadas de diáme-tro interno (ID, por sus siglas en inglés) para las

66 Oilfield Review

Sello de nariz

Línea decontrolhidráulico

Resorte dentrode una cámarade gascomprimido

Vástago pistón

Mecanismo deliberación delarreglo vástagopistón

Charnela

> Arreglo de la válvula de seguridad TRC-DH utilizado en el campo Nansen.Los pistones de operación dual permiten la redundancia operativa. Este arre-glo incluye un mecanismo de resorte alojado dentro de una cámara de gascomprimido y está diseñado para equilibrar el peso del fluido de la línea decontrol. Esto permite la aplicación de bajas presiones de control en la super-ficie. Esta válvula ha sido diseñada para aplicaciones de colocación a altasprofundidades y altas presiones. El tubo de flujo descansa sobre el sello denariz cuando la charnela está abierta. Este anillo de teflón que descansasobre el tope de un resorte impide que se acumulen detritos y sólidos en lazona de la charnela y el asiento.

Primavera de 2003 67

válvulas de 31⁄2 pulgadas, y 7.437 pulgadas OD con3.688 pulgadas ID para las válvulas de 41⁄2 pulga-das. Casi todos los componentes para esta serie deválvulas de seguridad son maquinados con aceroinoxidable con 13% de cromo de alta resistencia,lo cual genera una presión de trabajo de 10,000lpc para ambos tamaños de válvula. El diseño delas válvulas tiene incorporado un sistema de sellode nariz en el tubo de flujo. Se trata de un anillode teflón que descansa sobre el tope de unresorte. Cuando se abre la válvula, la parte infe-rior del tubo de flujo desciende dentro del anillo deteflón, comprimiendo el resorte. Si bien esto no esun sello propiamente dicho, impide la acumulaciónde detritos y sólidos en la charnela y el asiento.

Conforme al diseño de terminación para todoslos pozos del campo Nansen, las válvulas de segu-ridad se colocaron a 2262 m [7425 pies] TVD. Aesta profundidad, las temperaturas eran lo sufi-cientemente elevadas como para que existiera unmínimo riesgo de que hidratos o sólidos precipita-dos impidieran la operación de las válvulas. Dadoque todas las válvulas se colocaron a la mismaprofundidad, se aplicó una presión común de gasa todas las válvulas durante la fabricación. Elhecho de que los diseños de las terminacionesfueran similares entre sí constituyó un factor clavepara la rentabilidad económica y la eliminación deproblemas de procedimiento con las característi-cas demoras que los mismos ocasionan.

Para acceder a estos pozos submarinos esnecesario un equipo de perforación de aguas pro-fundas, lo cual implica un proceso costoso y dila-torio de la producción que refuerza la necesidadde confiabilidad de las válvulas de seguridad. Lossistemas de operación dual incorporados en cadaválvula son sistemas de control independientes ytotalmente redundantes. Esto reduce considera-blemente el riesgo de tener que realizar una inter-vención o una reparación en caso de que hubieraun problema con el sistema de control hidráulicodentro del sistema de válvulas de seguridad defondo de pozo.

La adopción de un enfoque centrado en elmanejo del proyecto para la selección, fabricacióne instalación de la válvula de seguridad y los com-ponentes asociados con el sistema durante esteproyecto de pozos múltiples permitió incorporar deinmediato en el proceso de diseño las leccionesaprendidas para futuras instalaciones. Por ejem-plo, durante la ejecución del proyecto Nansen, seimplementaron cambios leves en las especificacio-nes de los materiales, en el diseño de productos yen los procedimientos de instalación porque las

primeras experiencias habían ayudado a identificaroportunidades para incorporar mejoras. Los cam-bios introducidos en el diseño de ingeniería y enlos procedimientos de manufactura permitieronmejorar el sistema de fijación de las líneas de con-trol, lo cual simplificó la instalación de las válvulasde seguridad. Este nivel de integración hace quelos proveedores y fabricantes compartan la res-ponsabilidad por los asuntos relativos a la seguri-dad y el medio ambiente, que constituyenindicadores de éxito clave para proyectos de laenvergadura del desarrollo del campo Nansen.

Hasta la fecha, Kerr-McGee y Schlumbergerhan instalado 10 válvulas de seguridad, que ope-ran en su totalidad conforme al diseño y sinfallas. El éxito y las lecciones aprendidas en loscampos Nansen y Boomvang, incluyendo losaspectos de los sistemas de válvulas de seguri-dad relacionados con la metalurgia, la fabrica-ción, el diseño, las operaciones y el personal,serán trasladados a otros desarrollos en aguasprofundas del Golfo de México.

Desafíos futurosLa tendencia hacia el desarrollo de yacimientosmás complejos continúa planteando desafíos a losdiseñadores de sistemas de válvulas de seguri-dad. Hoy, la explotación de reservas de petróleose lleva a cabo en aguas más profundas y en con-diciones de producción y operación más rigurosasque nunca. En estas condiciones más hostiles, laselección de materiales es un elemento críticopara aumentar la resistencia de los equipos a lacorrosión y a la degradación de los materialesdurante períodos de producción prolongados.

Con el desarrollo de válvulas de seguridad defondo de pozo que incorporen solenoides para suaccionamiento, podrían lograrse profundidadesde colocación prácticamente ilimitadas. Esto ali-viaría el problema de los aportes de presióngenerados por el peso del fluido alojado en lalínea de control o las pérdidas que se producenen esa línea.8

La necesidad de equipos compactos y toleran-cias técnicas ajustadas también plantea desafíosen términos de diseño e ingeniería para las válvu-las que operan en condiciones extremas. Se handesarrollado materiales de revestimiento y técni-cas de aplicación de avanzada, tales como elrevestimiento ScaleGard, para aumentar la resis-tencia a los depósitos superficiales en los compo-nentes de las válvulas seleccionados y bañadospor el flujo. Las mejoras introducidas reciente-mente en la tecnología de inyección de productosquímicos permiten el uso del revestimientoScaleGard dentro de la válvula de seguridad paraevitar la acumulación de contaminantes que aca-

rrea la producción y ayudar a asegurar la confia-bilidad del sistema de válvulas de seguridad.

Pronto serán necesarias válvulas de seguri-dad de mayor tamaño. En ciertas zonas, porejemplo en Noruega, la existencia de proyectosde terminación con sartas monodiámetro y tubu-lares de producción de gran diámetro, plantea lanecesidad de contar con sistemas de válvulas deseguridad de 95⁄8 pulgadas. Las fuerzas genera-das por la presión que actúa sobre superficies decomponentes tan grandes exceden significativa-mente a las soportadas por los equipos de dimen-siones convencionales y plantean importantesdesafíos adicionales a los ingenieros de diseño.

El éxito y la confiabilidad de las prestacionesdesarrolladas en el pasado constituyen la clavepara el desarrollo de las válvulas de seguridadinnovadoras del futuro. Cada vez es más común lautilización de equipos de control electrónico ensistemas de terminación avanzados (véase“Avances en materia de vigilancia de pozos yyacimientos,” página 14). Esta tecnología hademostrado su confiabilidad y funcionalidad a tra-vés de indicaciones del desempeño de la produc-ción en tiempo real. Equipos de última generaciónofrecen ahora estas ventajas en tiempo real a lossistemas de seguridad de fondo de pozo en situa-ciones que exigen, ante todo, una respuestarápida. Este componente crítico de los sistemasde seguridad requiere dedicación y experienciapara continuar con el desarrollo y garantizar laseguridad y la operación eficaz durante toda lavida productiva de un pozo. —MA/BA/GMG

8. Going WS y Pringle RE: “Safety Valve Technology for the1990s,” artículo de la SPE 18393, presentado en laConferencia Europea del Petróleo de la SPE, Londres,Inglaterra,16 al 19 de octubre de 1988.

Línea de lodo y cabeza de pozo a 3980 pies

Mandril de inyección de productosquímicos a 6462 pies

Mandril de inyección de productos químicos a 7377 pies

Válvula de seguridad de fondo de pozo a 7425 pies

Tubería de producción

Empacador de producción y sistemas de control de flujo a 10,600 pies

> Diagrama de pozo del campo Nansen. En elcampo Nansen, los mandriles de inyección deproductos químicos se encuentran colocadospor encima de la válvula SCSSV.