CAPITULO V: PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE POZOS PETROLEROSPROCEDIMIENTOS.

Este Capitulo abarca varios procedimientos con sus correspondientes ejemplos. Se notara que solo abarca aspectos generales y no temas específicos. Los procedimientos para un caso real se deben escribir por pozo en particular y según el tipo de equipo disponible y operación. Las tareas asignadas a las dotaciones variaran de acuerdo a numerosos factores y deberán también detallarse, pero no sobre la base del pozo por pozo, sino sobre la base de operación por operación.

5.1 CIERRE DE POZO.

Una Vez detectada la surgencia, el pozo debe controlarse siguiendo los procedimientos adecuados. Los procedimientos de cierre de pozo se basan en el sentido común, el problema son los individuos. En situaciones de emergencia, deben reinar un estricto control y disciplina en el equipo. Ejercicios de simulacro de surgencia, la planificación de procedimientos y la estricta supervisión son las claves para un cierre de pozo exitoso. Una vez detectada la surgencia, debe cerrarse el pozo tan pronto como sea posible.

Los procedimientos de cierre de pozo están destinados a:

1. Detener la afluencia del fluido de formación dentro del pozo.

2. Proteger la dotación del equipo

3. Brindar la oportunidad de organizar el procedimiento para ahogar el pozo.

4. Permitir las determinaciones de las presiones dentro de la barra de sondeo y la presión en el casing.

No existen “surgencias pequeñas” o “flujos pequeños”. Cualquiera que ellos pueden derivar en un reventón. Toda entrada de fluido debe considerarse como un reventón en potencia. En caso de existir duda si el pozo este surgiendo, este debe cerrarse.

Los procedimientos de cierre de pozo podrán variar de acuerdo con la política de la empresa, tipo de equipo y tamaño de la dotación. No obstante, los principios básicos para el cierre de un pozo son comunes a todos. Debe cerrarse el preventor para detener la surgencia. Hay discusiones respecto de

que método es el más apropiado: Cierre duro o blando, o una modificación de ambos. No es la intención de este manual promover uno u otro por cuanto todos los pozos son diferentes y, en consecuencia, los procedimientos deberán decidirse, informarse, conocerse y practicarse según el pozo o actividad específica en cuestión.

5.2 PROCEDIMIENTO DE VERIFICACION DE FLUJO.

La verificación de flujo es el proceso por el cual se observa el pozo, estando las bombas de lodo paradas para determinar la existencia de una surgencia. La verificación de flujo se efectúa a discreción del perforador en base a los cambios observados en los parámetros de perforación (Ej. Velocidad de penetración caudal, incremento en nivel de pileta de inyección, etc), por política de la compañía (eje Momentos durante la extracción de tubería tales como antes de empezar a sacar, al llegar del casing y antes de extraer los portamechas) o a pedido del representante de la compañía operadora, jefe de pozo, encargado de control de lodo u otros miembros de la dotación que detectaran indicios de surgencia. La profundidad, el tipo de fluido, la permeabilidad de la formación, grado de desbalance y otros factores influyen en la frecuencia de verificación.

La verificación de flujo deberá prolongarse lo suficiente como para asegurarse sin lugar a dudas si el pozo esta estático o fluyendo. Las verificaciones del flujo podrán efectuarse por observación directa, mediante equipo sensor de flujo o mediante control volumétrico. Una vez determinado que el pozo esta en surgencia, deberán iniciarse de inmediato de cierre de pozo.

Se presenta a continuación los procedimientos de verificación de flujo durante la perforación, bajada y sacada de tubería.

Nota:

Realizar la verificación de flujo antes de extraer el conjunto de Fondo de pozo.

VERIFICACIÓN DE FLUJO DURANTE LA PERFORACIÓN

VERIFICACIÓN DE FLUJO DURANTE LA BAJADA O SACADA.

1. Alerta a la dotación. 2. Detener la rotación. 3. Levantar el vástago hasta que la unión de la herramienta quede sobre el nivel del piso de perforación. 4. Parar las bombas. 5. Observar si hay flujo en el pozo.

1. Alertar a la dotación. 2. Colocar las cuñas de modo que la ultima unión de la herramienta quede a nivel normal de trabajo sobre el nivel del piso de perforación. 3. Colocar la válvula de seguridad de pasaje pleno en la posición de abierta. 4. Observar si hay flujo en el pozo.

5.3 PROCEDIMIENTOS DE CIERRE CON TUBERIA EN EL FONDO DEL POZO.

A continuación se detallan los procedimientos de cierre de pozo a seguir en caso de verificar surgencias durante la perforación de acuerdo a la secuencia de verificación anterior.

CIERRE BLANDO (ESTRANGULADOR ABIERTO)

CIERRE DURO (ESTRANGULADOR CERRADO)

CIERRE MODIFICADO (ESTRANGULADOR CERRADO)

1 .Abrir la válvula de la línea del estrangulador del BOP. 2. Cerrar el BOP asignado 3. Cerrar el estrangulador verificando que la presión no excede al límite que el casing puede soportar. 4. Notificar al personal de la compañía operadora. 5. Leer y registrar PCIBS, PCIC a cada minuto.

1. Abrir la válvula de la línea del estrangulador del BOP. 2. Cerrar el BOP designado. 3. Notificar al personal de la compañía operadora. 4. Leer y registrar PCIBS, PCIC cada minuto.

1. Cerrar el BOP designado. 2. Abrir la válvula de la línea del estrangulador del BOP. 3. Notifica al personal de la compañía operadora. 4. Leer y registrar PCIBS, PCIC cada minuto.

PCIBS: Presión de cierre interior de sondeo, en ingles SITP o SIDPPPCIC: Presión de cierre interior de casing, en ingles SICP.

5.4 PROCEDIMEINTO DE CIERRE DE POZO DURANTE LA BAJADA O SACADA DE TUBERIA.

A continuación, se detallan los procedimientos de cierre de pozo a seguir en caso de notar surgencias en una carrera de acuerdo a la secuencia de verificación:

CIERRE BALNDO (ESTRANGULADOR ABIERTO)

CIERRE DURO. (ESTRANGULADOR CERRADO)

CIERRE MODIFICADO (ESTRANGULADOR CERRADO)

1. Instalar la válvula de seguridad de pasaje total en posición abierta. Cerrar la válvula. 2. Abrir la válvula de la línea del estrangulador del BOP. 3. Cerrar el BOP designado. 4. Cerrar el estrangulador verificando que la presión no exceda el límite que el casing puede soportar. 5. Notificar al personal de la compañía operadora. 6. Levantar y enroscar el vástago o cabeza de circulación, abrir la válvula de seguridad de pasaje total. Si no se tiene una válvula de retención instalada en la tubería, asegurarse de que el equipo de superficie este lleno antes de abrir la válvula de seguridad. 7. Leer y registrar PCIBS, PCIV cada minuto.

1. Instalar la válvula de seguridad de pasaje total en posición de abierta.

Cerrar la válvula. 2. Abrir la válvula de la línea del estrangulador del BOP. 3. Cerrar el BOP asignado. 4. Notificar al personal de la compañía operadora. 5. Levantar y enroscar el vástago o cabeza de circulación, abrir la válvula de seguridad de pasaje total. Si no se tiene una válvula de retención instalada en la tubería, asegurase de que el equipo de superficie este lleno antes de abrir la válvula de seguridad. 6. Leer y registrar PCIBS, PCIC cada minuto.

1. Instalar la válvula de seguridad de pasaje total en posición de abierta. Cerrar la válvula. 2. Cerrar el BOP asignado. 3. Abrir válvula de la línea del estrangulador del BOP. 4. Notificar al personal de la compañía operadora. 5. Levantar y enroscar el vástago o cabeza de circulación, abrir la válvula de seguridad de pasaje total. Si no se tiene una válvula de retención instalada en la tubería, asegurase de que el equipo de superficie este lleno antes de abrir la válvula de seguridad 6. Leer y registrar PCIBS, PCIC cada minuto.

5.5 CIERRE DURANTE LA BAJADA CON ROTADOR DE SUPERFICIE (TOP DRIVE).

Conceptualmente, en forma virtual, porque en realidad no existe ‚el v{stago‛ (‚kelly‛) convencional para equipos que cuentan con sistemas de accionamiento top drive, es como si estuviese siempre colocado. Una vez cerrado el pozo, instalar una barra de sondeo corta (pup joint) o una barra de sondeo común entre el rotador de superficie (top drive) y la válvula de seguridad de pasaje total, y luego abrir la válvula. Si el flujo que sale a través de la tubería impidiese la instalación de la válvula de seguridad, el rotador de superficie se podrá enroscar directamente a la barra de sondeo en la boca de pozo, por tener este incorporada una válvula de seguridad.

5.6 PROCEDIMIENTOS DE ESPACIAMIENTO Y SUSPENSION

CONJUNTOS DE BOP DE SUPERFICIE

No es lo ideal cerrar una válvula BOP alrededor de una junta de herramienta (unión o culpa de barra). Para evitar esto, es necesario conocer la distancia desde el piso de equipo hasta cada uno de los preventores que podrán cerrarse. Asimismo, debe conocerse el largo promedio de los tubos. El perforador y la dotación deben saber el largo necesario aproximado de la tubería que debe salir de la mesa rotaria para evitar que el preventor anular y las esclusas se cierren alrededor de la unión de la herramienta. Deben utilizarse largos exactos si se necesita dejar colgada la tubería.

CONJUNTOS DE BOP SUBMARINOS

El espaciamiento en operaciones desde unidades flotantes puede presentar más de un problema. Las grandes profundidades de agua, el influjo de marea y el movimiento del mar complican el espaciamiento y las tareas de suspensión, en especial porque muchos sistemas de BOP submarinos son más largos que la longitud promedio de la tubería utilizada. Es fundamental la medición precisa de cada tubo y tiro.

En general, la BOP anular superior se utiliza para cerrar el pozo. Una vez cerrado, si no se conoce el espacio exacto debido al movimiento,, o cualquiera de los factores antes mencionados, extraer la tubería lentamente, verificando el indicador de peso y el medidor de caudal del acumulador. El peso sufrirá un leve incremento a medida que se extrae la junta de la herramienta a través del empaque anular requerirá de una mayor cantidad de fluido hidráulico para mantener la presión de cierre contra el cuerpo de la tubería. Una vez verificado el espaciamiento, cerrar las esclusas. Realizar la suspensión utilizando el compensador de aparejo y cerrar los seguros de cierre de esclusa. De ser posible,

purgar la presión atrapada entre la esclusa cerrada y el empaque anular, y luego abrir el BOP anular.

5.7 CIERRE SOBRE PORTAMECHAS.

Unos de los momentos más críticos al cerrar un pozo es cuando se extraen los portamechas a través de los BOP. Se utiliza por lo general el BOP anular, sin embargo debe resolverse las complicaciones que pueden presentarse en el proceso de cierre, tales como, portamecha espiralados, ausencia de válvula de retención interior, y la probabilidad de que el influjo esta cerca de la superficie.

A menudo, los portamechas tienen otra rosca, por eso debe contarse con la reducción adaptadora) apropiada, enroscada a una válvula de seguridad de pasaje total y lista para su instalación. El método para levantar y enroscar este conjunto deberá preverse.

Se deberá discutir un plan de acción y responder a una serie de preguntas, tales como:

a. ¿Es más seguro extraer los portamechas remanentes en el pozo o instalar el conjunto de válvula de seguridad/reducción?

b. Si el pozo debe ser cerrado ¿puede la acción de la presión sobre el área de la sección de los portamechas resultar mayor que el peso remanente de los mismos haciéndolos más livianos?

c. De tener que dejarse caer los portamechas dentro del pozo ¿Cómo se procedería?

Una consideracion importante respecto de cualquier maniobra de bajada o sacada de sondeo es la ubicación de los portamechas en la torre. Los portamechas deberán apoyarse de modo de no obstruir a las barras de sondeo en caso de tener que volver a bajarse estas al pozo.

5.8 CIERRE DURANTE LA BAJADA DE CASING.

El objetivo principal en una secuencia de cierre del pozo es siempre cerrar primero el paso del flujo de menor tamaño y más fácil de cerrar. El diámetro interno de una barra de sondeo o portamechas es, típicamente de menor diámetro comparativamente con el espacio anular y, en consecuencia, se cierra en primer lugar. Ocurre lo contrario cuando se está entubando y el espacio anular debe ser cerrado primero. Antes de entubar, los preventores (BOP) deben equiparse con esclusas de casing y luego someterse a una prueba de presión. Deberá

disponerse de una cabeza de circulación enroscada a una válvula de alta presión/bajo torque en el piso del equipo.

Este conjunto deberá instalarse de inmediato luego de cerrar las BOP en caso que falle el collar flotador. Los equipos montados en unidades flotantes deberán contar con un adaptador desde el casing a la barra de sondeo para permitir que la columna de entubación pueda quedar suspendida en las BOP de ser necesario. Deberá verificarse la presión de cierre en los BOP anulares respecto de la presión de aplastamiento del casing y realizar los ajustes que sean necesarios. Una alternativa a esto último en equipos de BOP de superficie es posicionar un caño frente al anular, purgar toda la presión con el regulador de presión del anular e ir incrementando, en forma gradual, la presión de a 100 psi (6,9 bar) por vez hasta lograr el cierre alrededor del caño. A partir de ese momento, 100-200 psi (6,9-13,8 bar) adicionales serán suficientes para formar un sello. Una vez m{s, antes de agregar presión de ‚sellado‛ verificar que no ocurra aplastamiento. Si se necesitara presión adicional para obtener un ‚sellado‛, ajustar una vez cerrado.

5.9 CIERRE SOBRE CABLES DE PERFILAJE.

En operaciones con cables de perfilaje por lo general se emplea un lubricador ante la posibilidad de presión en superficie durante la operación. El conjunto de lubricador consiste en una caja prensa empaquetaduras, inyectores de grasa, extensiones o tubos del lubricador BOP para cables de perfilaje y una válvula (alta presión/bajo torque) de purga o de bombeo conectados de diversas formas de acuerdo a la aplicación:

1. Embridados a un preventor anular.

2. Asegurados dentro del preventor anular o de esclusas.

3. Conectados a la brida superior (válvula corona) en un árbol de producción.

En caso de detectar surgencias durante una actividad de perfilaje:

1. Notificar al operador de cables de perfilaje que detenga la operación.

2. Por lo general, el perforador cierra la válvula de purga o bombeo.

3. Los BOP para cables de perfilaje se cierran en forma manual o mediante bomba hidráulica manual. El perforador deberá designar operarios de boca de pozo para llevar a cabo esta tarea. Deben tomarse en cuenta que pueden utilizarse dos BOP de tipo esclusa para cable de perfilaje, estando en posición invertida el BOP

inferior. El BOP inferior se utiliza aquí como un sello de alta presión contra grasa que se inyecta entre los dos BOP cerrados, para formar un sello de grasa viscosa sobre el cable trenzado.

4. Notificar a los supervisores que se ha cerrado el pozo.

5. En caso de ser necesario cortar el cable, deben preverse los medios para hacerlo. Esto podrá efectuarse con un cortacables hidráulico común accionado por una bomba hidráulica manual (disponible en el piso de trabajo de equipo) o por el empleo de esclusas de corte o de corte y cierre total instaladas en el BOP. No utilizar válvulas de seguridad (Ej. Válvula de seguridad de pasaje pleno o una válvula maestra) a estos efectos.

5.10 SURGENCIAS CUANDO SE HA RETIRADO LA TUBERIA FUERA DEL POZO.

Cuando se detectan surgencias en esta etapa, debe tomarse de inmediato la decisión de cerrar el pozo y recurrir a técnicas volumétricas para el control del pozo, o cerrar el pozo y utilizar técnicas de bajada de tubería contra presión, o bien intentar bajar algunos tiros de barras dentro del pozo antes de cerrarlo. Si el pozo no está fluyendo en forma importante y, el peligro de gas en superficie es mínimo, deberá considerarse la idea de bajar la tubería dentro del pozo. No obstante, debe recordarse que podría estar produciéndose un ingreso adicional de fluidos al pozo si la presión del reservorio fuera superior a la presión hidrostática del fluido en el pozo (desbalance). Al iniciar la bajada, la surgencia podría cobrar impulso producto de algún influjo adicional migración de gas, y desplazamiento de la surgencia hacia arriba por efecto de desplazamiento al meter la tubería dentro del influjo. Debe tenerse en cuenta que si el pozo tiene que cerrarse durante la bajada, podría no haber suficiente peso de cañería para soportar la fuerza de la surgencia. Esto puede resultar en que el pozo empuje la cañería hacia afuera. En esas situaciones deber{ apelarse al ‚sentido común‛. Bajo ninguna circunstancia deberá bajarse la cañería de nuevo al pozo si el caudal de flujo es alto o si existe riesgo de gas en superficie.

La mayor parte de las operadoras siguen la política de cerrar la esclusa de cierre total (esclusa ciego) cuando se ha retirado la tubería del pozo y controlar si hay flujo o aumento de presión usando el estrangulador Antes de abrir la esclusa, verificar que no haya presión atrapada. Esto puede lograrse abriendo previamente el estrangulador remoto o manual y purgando convenientemente. Asimismo, antes de abrir la esclusa alejar el personal de la boca del pozo.

5.11 SURGENCIA DE GAS.

En caso de surgencia debe colocar en situación de alerta a todo el personal en el equipo, dada la posibilidad de escape de gases tóxicos y explosivos. Deberán controlarse todos los detectores de gas, a fin de asegurar que se encuentran en funcionamiento. Los equipos offshore deben designar un guardián detector de indicios de gas en los alrededores del equipo. Al cerrar el pozo, deberá asignarse personal al control de la cabeza de pozo, válvulas de control (manifold), BOP, estrangulador y líneas para ahogo de pozo, encargado de detectar indicios de perdidas. Durante la operación de ahogo de pozo, estos elementos deben inspeccionarse con frecuencia. Si se observa una pérdida de gas, esta deberá inspeccionarse con frecuencia. Si se observa una pérdida de gas deberá informarse de inmediato, no intentar detenerla sin antes notificar a los supervisores y asegurarse de que el gas no es toxico. De ser necesario reparar una perdida mediante el ajuste de alguna conexión, utilizar las herramientas adecuadas especiales para evitar chispa.

Dirigir el flujo del estrangulador al separador de gas verificando su correcto funcionamiento y que se controlen los incrementos en la presión o sobre caudal. Inspeccionar el funcionamiento del degasificador, y que el proceso de apertura y cierres de compuertas y válvulas en las piletas haya sido afectado correctamente. Asegurarse de que se utilicen las líneas de venteo y quemado. De ser necesario quemar gas, asegurarse de que el encendedor sea el apropiado. Si se utiliza venteo por la torre, tomar precauciones con los fluidos volátiles o gases pesados que se ventilen y que pueden descender al piso de la torre. Estos pueden ser inflamables y tóxicos. Verificar que todas las fuentes de ignición sean apagadas: Interrumpir actividades de soldadura, proceder a la detención de motores. Y equipos que no sean necesarios.

5.12 PROCEDIMIENTOS DE DERIVACION DURANTE LA PERFORACION

La derivación (Diverter) es un sistema que se utiliza para controlar el pozo cuando solo se ha instalado la cañería guía. El sistema de derivación está diseñado para minimizar presiones en el pozo y para desviar del equipo fluidos peligrosos, reduciendo así la posibilidad de incendios y evitando que se craterice alrededor de la cañería conductora. El exceso de codos, curvas y empleo de líneas de diámetro interior reducido pueden ocasionar la falla del sistema y con ello resultados lamentables. Las señales de advertencia de surgencias de gas superficie son:

1. Aumento en la circulación (normalmente bastante importante y de magnitud)

2. Lodo que sale por encima del T de salida (Bell niple) y/o que alcanza a pasar a través de los bujes de la mesa Rotary.

3. Baja de la presión en el caño vertical de bombeo (stand pipe) e incremento de emboladas de la(s) bomba (Todo esto sucede muy rápido, por eso el proceso e derivación debe ser iniciado sin demora.

Procedimiento:

1. No parar la(s) bombas (s) (De hacerlo, la perdida de lodo a medida que el pozo descarga fluido y la pérdida de la DEC (ECD en ingles) ( densidad equivalente de circulación) reducirán aun más la presión en el fondo del pozo, que provocara una aceleración del vaciado de lodo del pozo).

2. Trabar el freno.

3. Abrir la línea de descarga al campo a favor del viento.

4. Cerrar el preventor de derivación. En muchos equipos, la línea de descarga y el preventor de derivación están ingresados en una misma unidad.

5. Bombear al máximo caudal posible fluido de perforación o de agua de mar (operaciones marinas), lodo densificado o lodo de la pileta de reserva. Si se toma la decisión de utilizar fluido de perforación, recordar que puede agotarse rápidamente, por lo que se deberá poder pasar a usar agua de mar (operaciones marinas) u otro fluido disponible. 6. Designar personal que vigile el sistema de derivación para detectar cualquier indicio de fallas. Designar personal que vigile indicios de la formación de cráteres alrededor del equipo.

Antes de iniciar la perforación del pozo, el procedimiento de derivación deberá ser explicado a los encargados de turno (perforadores), el personal de boca pozo y enganchadores de modo de asegurarse que todos conocen el procedimiento, tanto como su rol de tareas y responsabilidades. No comenzar a perforar hasta tanto la dotación no esté perfectamente capacitado para este procedimiento a través de simulacros.

5.13 PROCEDIMIENTOS DE DERIVACION DURANTE LA BAJADA O SACADA DE TUBERIA.

Procedimiento:

1. Abrir la línea de descarga a favor del viento

2. Instalar la válvula de seguridad de pasaje en posición de abierta, luego cerrarla.

3. Cerrar el preventor (puede utilizarse uno de esclusa en lugar de uno de tipo anular para evitar la expulsión de la tubería hacia afuera).

4. Instalar el vástago, unión articulada giratoria (chicksan), o el rotador de superficie (top drive).

5. Abrir la válvula de seguridad.

6. Bombear al máximo con lodo, con la alternativa de agua de mar (operaciones marinas), lodo densificado o lodo de la pileta de reserva.

5.14 PROCEDIMIENTOS CON BOP ROTATIVA.

El Bop rotativo se utiliza a menudo para perforaciones con aire, en zonas con presencia con grandes cantidades de gas superficial y para aplicaciones en perforaciones en las que la presión del reservorio es mayor que la presión hidrostática del fluido en el pozo (underbalance drilling). La Bop rotativa permite perforar o circular mientras se separa y quema el gas y se retorna el fluido a las piletas.

Un procedimiento para derivar el pozo seria:

1. Incrementar la presión de cierre (lo necesario). 2. Acelerar las bombas para incrementar la densidad equivalente de circulación, tomando la precaución de no producir demasiada ‚contrapresión‛ en el pozo a causa del di{metro reducido de las líneas al separador, descarga o estrangulador.

5.15 RESPONSABILIDADES.

Muchos factores, tales como el tipo de operación, tipo de equipo y obligación contractuales, afectan el tamaño de la dotación de personal. Cada miembro debe conocer su lugar a ocupar y sus responsabilidades en los trabajos de control de pozo No obstante, determinadas actividades a menudo requieren la presencia de ‚especialistas‛; tal es el caso de las dotaciones de entubación, de cementación de perfilaje que se suman a la nomina de personal propio del equipo y que, en algunos casos, hacen variar la asignación de responsabilidades. La principal responsabilidad de cada miembro es mantener líneas de comunicación continua y clara. Las responsabilidades individuales que se mencionan a continuación son un ejemplo de lo que debe hacerse y de la persona que, por lo general, desarrolla tales tareas. Lo que sigue es un ejemplo y de ningún modo intenta ser una recomendación o una política a seguir. Deben existir normas fijadas bien visibles en la cartelera del equipo que definan claramente la responsabilidad de cada persona.

ENCARGADO DE TURNO (PERFORADOR)

Su principal responsabilidad es la detección de surgencias y su verificación.

Cierra el pozo.

Notifica al supervisor.

Organiza la dotación para la dotación para la operación de ahogo de pozo.

Permanecer en la consola de perforación para operar el equipo y la bomba de perforación durante la operación de ahogo de pozo.

JEFE DE POZO/ SUPERVISOR DE EQUIPO

Está a cargo de las operaciones del equipo. Verifica que en los cambios de turnos, los relevos se hagan correctamente

y notifica al Ingeniero de operaciones marinas o al Capitán del buque sobre las operaciones de control de pozo.

Puede ser responsable de operar el estrangulador o de designar a otro para su operación.

Representante de la compañía operadora Tiene la responsabilidad general, salvo que el equipo cuente con un gerente de instalaciones offshore (OIM).

Da las instrucciones a la dotación, supervisa las operaciones y se asegura de que el personal conozca sus obligaciones.

Notifica y mantiene comunicación abierta con la oficina central de operador.

MAQUINISTA

Se dirige al área de tanques de lodo y dispone de la adecuada secuencia de operación del separación de gas, el degasificador y los compartimientos de las piletas.

Se pone a las órdenes del encargado de lodos para supervisar al personal encargado del agregado y mezcla de productos de lodo y asegurar que el equipo y las bombas mezcladoras funcionan correctamente.

Personal Boca de Pozo. (según designación). Reportan a su lugar asignado para el control del pozo (por ejemplo, de

perforación del equipo, bombas de lodo, consolas de estrangulador, etc.).

Sigue las instrucciones del perforador.

ELECTRICISTA/ MECÁNICO

Colabora con el mecánico/encargado de motores de ser necesario. Permanece a la espera de órdenes. Encargado/Ingeniero de lodos. Se dirige a las piletas. Supervisa operaciones de densificación. Se ocupa de mantener la densidad del fluido y las propiedades

constantes.

ENCARGADOS DE MOTORES.

Para todo el equipo innecesario. Se ocupa de asegurar el suministro de la potencia necesaria durante toda

la operación. Permanece a la espera de órdenes y de parar totalmente el equipo.

CEMENTADOR

Reporta a la unidad de cementación. Se alista para bombear cemento. Permanece a la espera de órdenes.

PERSONAL DE SERVICIO: CUÑEROS, ARENILLEROS Y ENCUELLADOR

Se dirigen a su lugar asignado para las operaciones de control de pozo. Permanecen a la espera de órdenes.

5.16 PROCEDIMIENTOS DE PUREBA DEL ACUMULADOR Y BOP

Es muy importante que el acumulador funcione correctamente. En los preventores de superficie, el sistema de cierre debe permitir cerrar cada preventor de esclusas dentro de los 30 segundos y no debería exceder esos 30 segundo en preventores anulares de menos de 20 pulgadas (508 mm), o 45 segundos en aquellos de más de 20 pulgadas (508 mm). En el caso de preventores submarinos, cada esclusa debe cerrarse dentro de los 45 segundos y los preventores anulares dentro de 60 segundos.

Los procedimientos que se detallan a continuación (extractados de API RP 53) constituyen lineamientos generales y no intentan cumplir con ninguna reglamentación en particular. Respecto de procedimientos de prueba específicos referirse siempre a las instrucciones del fabricante y las reglamentaciones pertinentes.

5.16.1 REQUISITOS DE CAPACIDAD DE CIERRE DE LA UNIDAD DE BOMBEO DEL ACUMULADOR.

La prueba de capacidad de cierre de la unidad de bombeo deberá realizarse en cada pozo antes de efectuar la prueba de presión del BOP. Una prueba típica incluye:

a. Posicionar una barra de sondeo (o tubing) en el interior del conjunto de BOP.

b. Aislar la presión de los acumuladores del maniflod de distribución de la unidad de cierre cerrando las válvulas necesarias.

c. Si las bombas funcionan con aire, aislar estas del sistema de aire del equipo. Debería utilizarse un tanque de reserva de aire de la unidad de cierre o un banco de cilindros de nitrógeno para proveer la energía a las bombas durante este ensayo. Si se utiliza un sistema de energía dual, ambas fuentes de energía deberán probarse por separado.

d. Activar simultáneamente la válvula del control del preventor anular en posición de cierre y la válvula de control para la válvula de accionamiento hidráulico del estrangulador en posición de abierto.

e. Registrar los segundos que tardan las bombas en cerrar el preventor anular, en abrir la válvula esclusa de accionamiento hidráulico y en lograr 200 psi (13,8 bar) sobre la presión de precarga en le maniflod de distribución de la unidad de cierre. API recomienda que esto no debería demorar más de dos minutos.

f. Cerrar la válvula de acondicionamiento hidráulico y abrir el preventor anula. Abrir el sistema de acumulador de presión a la unidad de cierre y cargar al sistema de acumulador a la presión apropiada para la operación.

5.16.2 PRUEBA DE CAPACIDAD DE CIERRE DEL ACUMULADOR.

Este ensayo deberá efectuarse una vez en cada pozo antes de probar el conjunto de BOP. Un ensayo típico incluye:

a. Colocar una barra de sondeo (tubing) en el interior del conjunto del BOP.

b. Cortar la provisión de energía a las bombas del acumulador.

c. Registrar la presión inicial del acumulador. Ajustar el regulador de presión del preventor anular a 1500 psi (103,5 bar) o a la presión designada.

d. De acuerdo con la política efectuar las operaciones de cierre que sean requeridas (Ej. API requiere como estándar mínimo cerrar el preventor anular, una esclusa (ariete) de tubería y la válvula de accionamiento hidráulico del estrangulador).

e. Registrar el tiempo que demoro el acumulador en cumplir con esas funciones. Registrar la presión final del acumulador. No debería ser inferior a 200 psi (13,8 bar) sobre la presión de precarga.

f. Luego de abrir los preventores, recargar el sistema de acumulador con la presión apropiada para la operación.

5.16.3. INSPECCION DEL BOP Y PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA.

Las verificaciones que siguen toda vez q se realice el ensayo hidráulico del preventor:

a. Verificar el tipo de cabeza de pozo y la presión nominal del trabajo.

b. Inspeccionar si está colocado el niple protector de la cabeza del pozo (buje de desgaste).

c. Verifica el tipo de preventor y su presión nominal de trabajo.

d. Verificar los carteles de perforación (drilling spool), espaciadores, tipos de válvulas y sus presiones nominales de trabajo.

e. Verificar la ubicación de las esclusas en los preventores y el tamaño de la esclusa de tubería.

f. Verificar el tamaño y tipo de conexiones de la tubería en uso.

g. Abrir la válvula de espacio anular de casing durante el ensayo, salvo que se intente presurizar el casing o el pozo.

h. La presión de prueba no debe exceder la presión de trabajo nominal indicada por el fabricante para los cuerpos y sellos del conjunto bajo prueba.

i. La presión de prueba no debe sobre pasarlos valores de resistencia a la tracción, aplastamiento y presión interna tabulados para la tubería apropiada en uso.

j. Verificar el tipo y capacidad de presión del probador de preventor a utilizarse.

5.16.3. a BOP DE ESCLUSAS (ARIETES) Y CARRELETES DE CIRCULACION.

Como mínimo las inspecciones y pruebas deben incluir:

a. Inspección visual del cuerpo y de los alojamientos de los aros empaquetadores en todas sus partes incluyendo el interior y las cavidades alojamiento de las esclusas (arietes) para detectar evidencia de daños, desgaste y corrosión.

b. Verificar que los espárragos, tuercas sean los adecuados.

c. Revisara que los aros empaquetadores sean del tipo adecuado y se encuentren en buenas condiciones

d. Inspeccionar en forma visual los preventores de esclusas para detectar:

1. Desgaste, corrosión y/o daño en el área de sellado del bonete o de las compuertas, ranuras de alojamientos de los sellos de compuerta, agujeros del alojamientos de las esclusas, vástagos de vinculación y de operación de las esclusas.

2. Desgaste de las empaquetaduras, resquebrajamiento y dureza excesiva.

3. Medición de las esclusas y agujeros para verificar la máxima tolerancia de ajuste de huelgo vertical de acuerdo a las especificaciones del fabricante. La tolerancia de ajuste depende del tipo, tamaño y aplicación de los BOP.

4. En caso que el preventor cuente con sellos secundarios, revisarlos y quitar los tapones a fin de exponer los orificios para inyección plástica que se utilizan para sellados secundarios.

5. Quitar el tornillo para inyección de plástico y la válvula de retención de este orificio. (algunos preventores de esclusas (esclusas) poseen una válvula reguladora de alivio de empaquetadura que no necesita ser removida). Examinar la empaquetadura a fin de asegurar que este blanda y que esta energizando el sello. Si fuera necesario, remover y remplazar la empaquetadura plástica.

e. Ensayar hidráulicamente con agua según se indica a continuación:

1. Conectar la (s) líneas de cierre al los BOP.

2. Ubicar el probador de BOP enroscado en la barra de sondeo (tubing) por debajo de los BOP en caso de probar las esclusas para tubería del preventor.

3. Verificar que no haya pérdidas a través de los sellos de la cámara de cierre mediante la aplicación de presión de cierre a fin de cerrar las esclusas, controlando si se visualizan perdidas de fluido por el orificio correspondiente a la entrada de la línea de apertura. La presión de cierre debe ser la magnitud de la presión recomendada por el fabricante para el sistema hidráulico de BOP.

4. Purgar la presión de cierre, remover las líneas de cierre y conectar las líneas de apertura.

5. Verificar que no haya pérdidas a través de los sellos de la cámara de apertura mediante la aplicación de presión parea abrir las esclusas, controlando si se visualizan perdidas de fluido por el orificio correspondiente a la entrada de la línea de cierre. La presión de apertura debe ser de la magnitud de presión recomendada por el fabricante para el sistema hidráulico de BOP.

6. Liberar la presión de apertura y volver a conectar las líneas de cierre.

7. Prueba de baja presión: Verificar si aparecen perdidas en las empaquetaduras de esclusa a baja presión, cerrando las esclusas con una presión operativa de 1500 psi (103,5 bar) y aplicar la presión por debajo de las esclusas del orden de 200 a 300 psi (13,5 -20,7 bar) con el probador de BOP instalado (cuando se prueben las exclusas para tuberías del BOP). Mantener la presión el tiempo previsto. Verificar si existen perdidas. Si las hubiera controlar desgaste en la empaquetadura y reemplazarla si es necesario. Si le BOP estuviera equipado con un dispositivo de seguro de cierre automático, verificar al mismo de acuerdo a las especificaciones. Continuar la prueba hasta que resulte satisfactorio.

8. Ensayo de lata presión: Verificar si aparecen perdidas en la empaquetadura de esclusa (ariete) al ir incrementando lentamente la presión del BOP hasta alcanzar la presión de trabajo correspondiente. Aguardar tiempo requerido. Verificar si existen perdidas, si las hubiera controlar el desgaste en la empaquetadura y reemplazarla si es necesario. Si el BOP estuviera equipado con un seguro de cierre automático, verificar el mismo de acuerdo a las especificaciones. Continuar la prueba hasta que resulte satisfactoria.

9. Verificar la resistencia del vástago del pistón de operación aplicando presión según las recomendaciones del fabricante, con las esclusas cerrados y a la presión de trabajo del BOP por debajo de las esclusas.

10. Purgar la presión de apertura y la presión retenida debajo de las esclusas.

11. Repetir los procedimientos del 1 al 18 para cada conjunto de esclusas para tubería que haya instalado.

12. Probar las esclusas de cierre total (esclusas ciegas) del mismo modo que los de tubería, pero con tapón de prueba colocado y sin la barra de sondeo (tubing) de prueba.

5.16.3. b ANULARES Y DERIVADORES.

Las inspecciones y pruebas deberán incluir como mínimo:

a. Inspección visual de:

1. La parte esparrada superior del preventor para detectar corrosión y daño, especialmente en el alojamiento de los aros empaquetadores y en los orificios roscados.

2. Del cuerpo en general para apreciar desgaste y daños.

3. Condición del orificio vertical por desgaste o daño provocado por el pasaje de tuberías y herramientas.

4. Por corrosión y desgate del maguito interior. Mirar a través de las ranuras del mismo para ver si hay recortes del trepano (cutting) atrapados en el inferior del BOP que pueden impedir el movimiento incompleto del pistón.

5. Por desgaste, resquebrajamiento, dureza excesiva de la empaquetadora, y composición de elastómero del tipo adecuado.

6. De esparrago, tuercas para verificar, que sean del tipo y tamaño y condición necesarios.

7. Controlar que el aro empaquetado sea del tipo y condición necesarios.

b. Ensayo hidráulico:

1. Conectar la línea de cierre al BOP.

2. Posicionar el probador de BOP enroscado a la barra de sondeo (tubing) por debajo del BOP.

3. Probar los sellos entre la cámara de cierre y el pozo y entre la cámara de cierre y la cámara de apertura aplicando la presión de cierre recomendada. Si hubiera otras cámaras entre el pozo y la cámara de operación, probar también este sello.

4. A. Si se mantiene la presión, pasar al punto 13. B. Si la presión no se mantiene, y no circula fluido hacia fuera de la cámara de apertura, existe una pérdida por el sello entre la cámara de cierre (u otra cámara) y el pozo. Pasar al punto 11.

C. Si circula fluido hacia afuera de la abertura de la cámara de apertura, señal de que hay pérdidas por el sello entre la cámara de cierre y la cámara de apertura, pasar al punto 5.

5. Purgar la presión de cierre. 6. Instalar un tapón ciego en la abertura de la cámara de apertura. En su defecto, si la línea de apretura está equipada con una válvula, conectar la línea y cerrar la válvula.

7. Probar los sellos entre la cámara de cierre, cámaras de operación y el pozo aplicando la presión de cierre recomendada. Observar si se mantiene la presión.

8. Purgar la presión de cierre. Remover el tapón de la abertura de la cámara de apertura y conectar la línea de apertura o abrir la válvula de esta.

9. Aplicar 1500 psi (103,5 bar) de presión de cierre.

10. Aplicar 1500 psi (103,5 bar) de presión de pozo.

11. Purgar la presión d cierre hasta 1000 psi (68,9 bar).

12. Para aprobar el sello entre el pozo y la cámara de cierre, cerrar la válvula en la entrada de la línea de cierre y desconectar la línea de cierre de la válvula. Conectar a dicha válvula. Conectar a dicha válvula un manómetro en lugar de la línea de cierre removida y abrir la válvula. Si este sello pierde, el manómetro indicara una presión superior a los 1000 psi (68,9 bar). Atención si la línea de cierre no tiene una válvula instalada, no deberá desconectarse mientras haya presión atrapada en la cámara de cierre.

13. Purgar la presión en el pozo.

14. Purgar la presión de cierre.

15. a. Para probar los sellos entre la cámara de apertura y la de cierre y entre la cámara de apertura y el pistón, aplique la presión de apertura recomendada. Si la presión se mantiene, pasar al punto 21.

PROCEDIMIENTOS.

15 B. Si la presión no se mantiene y no circulan fluidos hacia afuera de la abertura de la cámara de cierre, el sello entre la cámara de cierre y el pistón tiene perdidas. Verificar a simple vista. Pasar al punto 21.

15 c. Si sale fluido por la abertura de la cámara de cierre significa que hay perdidas en el sello entre la cámara de apertura y la de cierre, pasar al punto 16

16. Purgar la presión de apertura.

17. Conectar la línea de cierre y bloquear el flujo (cerrar válvula en línea de cierre, si la hubiera).

18. Aplicar 1500 psi (103,5 bar) de presión de apertura. Si la presión no se mantiene, entonces el sello pierde entre la cámara de apertura y la tapa del BOP. Verificar a simple vista.

19. Purgar la presión de abertura y reemplazar los sellos según sea necesario. Pasar al punto 20.

20. Purgar la presión de apertura, reconectar la línea de cierre y reemplazar los sellos necesarios.

20 a. Si la línea de cierre tuviera una válvula instalada, asegurarse de que la válvula está abierta al finalizar el ensayo.

NOTA: Este procedimiento sirve para probar todos los sellos, salvo el sello entre el pozo y la cámara de apertura. Este sello debe probarse en el BOP anular inferior, en caso de utilizarse dos BOP anulares si se acopla un conjunto de BOP sobre un >BOP anular (para operaciones de bajado de tubería contra presión, etc.). Puede ser probado a la presión de trabajo nominal, por medio del empleo de una barra de ensayo y un tapón, cerrando una válvula BOP superior, desconectando la línea de apertura, y aplicando una presión en el conjunto del

BOP de 1500 psi (103,5 bar), o bien cerrando un BOP superior y el BOP anular, desconectando la línea de apertura y presurizando la presión entre los dos BOP.

Una vez que estos sistemas han superado con éxito todas las pruebas requeridas, asegurarse de controlar los reguladores del maniflod de distribución y de la presión del BOP anular. La mayoría de los sistemas requieren 1500 psi (103,5 bar) de presión de maniflod, La presión inicial de cierre regulada para el anular depende de numerosos factores. Si las presiones indicadas son incorrectas deben ajustarse a los reguladores. Esto puede efectuarse por control remoto en algunos sistemas, y manualmente en otros.

5.17 PRUEBA DEL ARBOL DE PRODUCCION O SURGENCIA

Los arboles se clasifican de acuerdo a factores tales como: la presión nominal de trabajo, corrosión, gas H2S, y proximidad a otros equipos presurizados. Según la clasificación, pueden requerirse ensayos hidrostáticos únicamente o hidrostáticos y de gas antes de poner el pozo en línea de producción Si se utilizan componentes de diferentes presiones combinados, el árbol deberá probarse en la base a las presiones inferiores. En general, el ensayo consiste en varios periodos de mantenimientos de presión con requisitos de tiempo de prueba que varían de acuerdo con la clasificación del árbol, las reglamentaciones y las políticas. Deberá probarse el cuerpo del árbol, bocas de entradas y salida, así como todos los sellos. Asimismo, deberán probarse a ambos lados de las válvulas bi-direccionales del árbol, de un lado por vez.

En el caso de válvulas tapón, mientras la presión de ensayo esta a ambos lados del tapón, este debe accionarse dos o más veces. Las válvulas unidireccionales deben recibir presión en la dirección indicada en el cuerpo, salvo las válvulas de retención que se probaran a presión en el sentido contrario de circulación y con el extremo de entrada abierta hacia la atmosfera.

5.18 PLANIFICACION Y SIMULACION DE SURGENCIAS.

La planificación y los Simulacros son necesarios para enfrentar situaciones tanto esperadas como inesperadas. La planificación debe incluir todas las operaciones que se prevé realizar y la diagramación de un plan de acción para el control del pozo. Con frecuencia suceden hechos inesperados por lo que deben preverse escenarios inusuales, y definir un plan de acción. Una vez definido este plan la dotación debe familiarizarse con el mismo, y deben realizarse simulacros para asegurar que todas las personas involucradas conozcan sus

responsabilidades. A menudo surgen complicaciones que alteran los procedimientos planeados.

Los simulacros pueden o no anunciarse previamente y, en general se efectúan tratando de no poner en riesgo la actividad que desarrolla el equipo en ese momento. Los ejercicios de evacuación rara vez incluyen al encargado de turno si el trepano esta en el pozo y a menudo son preanunciadas de modo no de no crear situaciones de pánico y heridas entre el personal. Con frecuencia se practican ensayos durante las maniobras con sondeo, pero nunca antes de que el conjunto de sondeo de pozo haya sido levantado hasta el zapato de la cañería.

Una vez detectado un influjo, debe cerrarse el pozo conforme a los procedimientos indicados. Estos procedimientos deben conocerse antes de iniciar cualquier operación. Toda modificación a estos procedimientos se realiza de acuerdo con el caso en cuestión. Sera el sentido común el que dicte la solución aplicable cuando falle alguno de los componentes del proceso. Los procedimientos de seguridad deberán elaborarse, conocerse y practicarse. El caso que el conjunto del bop se encuentre en un área confinada, o en un antepozo donde puedan acumularse gases tóxicos, debe utilizarse siempre respiradores cuando se trabajen en la BOP o en el área cercana a la misma. Las condiciones climáticas, cambios en los miembros de la dotación, fluidos tóxicos, modificaciones en el equipamiento de un trabajo a otro pueden dictar la necesidad de efectuar cambios en las condiciones y procedimientos de cierre de pozo. Estos cambios deben conocerse y practicarse hasta que la dotación este altamente familiarizada y capacitada para realizar sus tareas. Las consecuencias de un pozo fuera de control, incendio, contaminación, gases tóxicos, así como la falta de recursos, tiempo y vidas en juego, convierten a la detección de surgencias y procesos de cierre de pozos en una de las prioridades principales durante cualquier operación.

Deben aplicarse tanto el ejercicio de ‚qué pasaría si‛ como la de del debido entretenimiento resultante. En el supuesto que alguna persona no estuviera presente en su tarea asignada, en el caso que alguna parte del equipo no funcionara correctamente o fallara completamente, o si surgiera cualquier otra complicación, deben pensarse y ponerse en práctica planes y cursos de acción alternativos para el control de pozos, y hasta el mas mínimo detalle debe discutirse entre la dotación. El temor a lo desconocido causa pánico, el miedo a lo desconocido conduce a tomar acciones prudentes y decisivas. Cuando los operarios se trasladan de un equipo otro los contratistas trabajan para diferentes compañías, los procedimientos de cierre y ahogo de pozo, y procesos en general pueden diferir drásticamente. Se deben tomar conciencia de esta realidad, y todas las partes involucradas deben discutir y comprender los procesos adecuados para cada una de las actividades en el pozo. Si bien se abarcaron en esta sección los procedimientos básicos de cierre de pozo, debe saberse que a

menudo se agregan pasos extras de acuerdo a la seguridad, tipo de equipo y política de la compañía.

Un ejemplo claro de lo anterior es un equipo con un conjunto submarino de válvulas BOP. En estos equipos las válvulas de prevención de reventones, son generalmente de mayor tamaño y requiere de más fluido para cerrar. El conjunto está ubicado fuera de la vista en una ubicación remota, y no es sencillo comprobar si el BOP efectivamente se cerró. Esto se puede derivar en mayores surgencias y la posibilidad de gas en el caño de subida a la superficie por el BOP. Para ayudar a asegurarse de que se cerró la válvula, se mide el volumen de fluido bombeado para cerrarla y se verifica según las especificaciones. Es posible, según las condiciones del mar, cerrar sobre una junta de herramientas no permitiendo el cierre completo del BOP.

Asimismo, debe minimizarse el movimiento a través del BOP, salvo aquel para que la tubería quede suspendida de una esclusa luego de ser espaciada debidamente para conocer la ubicación de una unión. También se suspende la tubería para minimizar la cantidad de gas que puede quedar atrapada en la válvula BOP submarina. En virtud de estas complicaciones se cierra el pozo toda vez que se dude sobre la existencia de surgencias.

SE DEBEN PRACTICAR EJERCICIOS DE SIMULACROS HASTA LOGRAR LA EFICIENCIA Y HABILIDAD DE ACTUAR EN FORMA RAPIDA Y DECIDIDA CUANDO LLEGUE EL MOMENTO DE CERRAR EL POZO.