128481454-pozos-marinos (1)

CAPTULO

11

263

En los equipos

flotantes

se tienen algunas

preocupaciones

adicionales con

respecto al control

de pozos.

CONTROL DE POZOS SUBMARINOS

La industria ha dado pasos agigantados en la tecnologa de la perforacin, produccin y reparacin de los pozos en aguas profundas. A medida que se incrementa la profundidad del agua, los problemas a que nos enfrentamos se tornan cada vez ms agudos y surgen nuevos problemas.

Los fundamentos del control de pozos en los equipos flotantes son los mismos que aquellos para otros tipos de operaciones de reparacin o perforacin. La clave para controlar el pozo es la pronta deteccin de un influjo, cerrar el pozo rpidamente y circular la surgencia hasta sacarla utilizando una o ms tcnicas de presin constante en el fondo del pozo.Este captulo cubrir las consideraciones relacionadas con el control de pozos en equipos de perforacin flotantes.

Los componentes submarinos / sistemas de control en la superficie

La profundidad del agua y la fractura de la formacin

La deteccin de las surgencias cuando se opera sin riser

CAPTULO 11264

Upper Annular

Riser Connector

Blind/Shear

Upper Pipe(Hang Off Ram)

VBRs

Lower Pipe

P/T

LMRPBOP

CHOKELINE

KILLLINE

Kill WeightMud

OriginalWeight Mud

PotentialGas

LowerAnnular

P/T

1

2

3

4

Pressure/Temperature Gaugeat LMRP Package

Wellhead Connection

BOP para Aguas Profundas

La base de gua de la

columna de perforacin, la

tubera de revestimiento

(casing) y otras herramientas

en el pozo perforado.

Los riser y las columnas para la deteccin de los amagos de reventn

La friccin en el sistema de las lneas del estrangulador / ahogo.

El procedimiento de inicio

El mantenimiento de la presin correcta

Los sistemas de derivacin

El sistema para derivar el gas de poca profundidad.

El preventor anular en el riser superior

Los hidratos de gas

El sistema de BOP submarino

El equipamiento submarinos

El sistema de control del BOP submarino

Otros problemas

Las reparaciones submarinas

COMPONENTES SUBMARINOS / SISTEMAS DE CONTROL EN LA SUPERFICIE

En un entorno submarino, la base gua es generalmente el primer equipo que se corre. sta provee la base para guiar la columna de perforacin, la tubera de revestimiento y otras herramientas en el pozo perforado. Segn la profundidad del agua y el tipo de equipo de perforacin, se podra asentar la base gua y los subsiguientes componentes con o sin una lnea gua. Una vez que se haya corrido la columna de tubera de revestimiento de soporte (gua) y se haya instalado la cabeza de pozo, se puede instalar el sistema de control de pozos submarino. Este sistema consiste en el conjunto de BOP, el Conjunto Inferior del Riser (LMRP), el Sistema de Control y el Riser.

lnea del estrangulador

Lodo actual

Anular Superior

Conector con el Riser

Ciego / de Corte

Parcial Superior (Esclusa Colgadora)

Esclusas de Dimetro Variable

(Conexin del Cabezal de Pozo)

Anular inferior

Gas Potencial

Lodo de Ahogo

Lnea de Ahogo

Indicadores de Presin / Temperatura en el LMRP

CONTROL DE POZOS SUBMARINOS265

Subsea Drilling System Components (Surface)Control System1. Auxiliary Remote Control Panel and Battery Bank2. Drillers Panel3. Hydraulic Power Unit4. Accumulator Bank5. Hose/Cable Reels

Choke System6. Choke Manifold7. Choke Manifold Control Console

Riser System8. Telescoping Joint

Subsea Drilling System Components (Subsea)Control System1. Hydraulic Conduit Supply Line2. MUX Control Pod3. Conduit Valve

Riser System4. Riser Joint5. Riser Connector6. Termination Spool

Lower Marine Riser Package7. Flex Joint8. Annular BOP9. Choke/Kill Connector

BOP Stack10. Subsea Gate Valve11. Double Ram-Type BOP with Super Shear12. Double Ram-Type BOP13. Guide Structure14. Collet Connector

14

12

1311

10

93

28

7

6

1

5

4

StackSystem

RiserSystem

SD24454

43

58

276

1

Top: Superior: un conector HC en una campana estndar.Above: Arriba: un sistema de cabezal de pozo STC-10Left: Izquierda: componentes de perforacin submarina

High Pressure 18-3/4" Housing Single-Trip Casing Hangerand Seal Assemblies

Passively ActivatedLockdown System

Interchangeable Seal Assemblieson Each Casing Hanger

Hub or Mandrel Connection Profiles

Weight-Set Elastomeric SealAssemblies, FeaturingCameron Metal-End-CapElastomer Seals

Five StringSystem

Six StringSystem

Existen varios tipos de conectores, tales como los conectores tipo Collet que se usan para conectar la columna del conjunto de BOP al cabezal del pozo. Este conector de alta presin de trabajo (Ch) debe proveer una presin de trabajo mnima clasificada que sea igual o mayor a la presin de trabajo para la cual est clasificado el conjunto de BOP El conjunto de BOP debe proveer una solucin total para el programa de perforacin. Este es un problema complejo que no tiene una solucin ideal. Se pueden usar ms grupos de esclusas o esclusas de doble propsito. Sin embargo, al agregar ms componentes, esto incrementa la altura general del conjunto y las preocupaciones sobre su manejo en la superficie podran excluir esta opcin. Dado que podra tomar varios das para desconectar y maniobrar el conjunto para hacer cambios o reparaciones en los componentes, es comn usar esclusas ciegas / de corte y de dimetro variable (VBR). Un ejemplo de las concesiones que se deben tomar en cuenta es el

entorno de Posicionamiento Dinmico (DP) del equipo de perforacin. Algunos operadores optan por el uso de dos juegos de esclusas ciegas / de corte para proveer un sello de soporte en caso de una desconexin no programada. Esto reduce el nmero restante de esclusas y puede limitar las opciones de colgar dado que algunos VBR [esclusas de dimetro variable] podran tener lmites en cuanto a la cantidad de peso que pueden soportar. En la parte superior de la columna del conjunto de BOP hay otro conector para el LMRP. Por lo general, este conector es un conector clasificado para una presin ms baja (Cl) que el conector de la parte inferior y limita el uso del preventor de reventones anular superior a la presin para la cual fuera clasificada.

El conjunto de BOP debe proveer una solucin total para el programa de perforacin.

Componentes del Sistema de Perforacin Submarina (Superficie)Sistema de Control

1. Panel de Control Remoto Auxiliar y Banco de Bateras2.Panel de Perforador3. Unidad de Potencia Hidrulica4. Acumulador5.Carretes del Malacate / Cable

Sistema del Estrangulador

6. Manifold del Estrangulador7. Consola de Control del Manifold del Estrangulador

Sistema del Riser

8. Junta Telescpica

Componentes del Sistema dePerforacin Submarino (Submarino)Sistema de Control

1. Lnea de Alimentacin Hidrulica2. Mdulo de Control MUX (POD)3. Vlvula de la lnea de alimentacin

Sistema del Riser

4. Junta del Riser5. conector del Riser6. Carretel de Terminacin

Conjunto del Riser Inferior

7. Junta Flexible8. Preventor de Reventones Anular9. Conector del Estrangulador / Ahogo

Conjunto de BOP

10. Vlvula Esclusa Submarina11. BOP a esclusas doble, con Super Corte12. BOP a esclusas doble13. Estructura de la Gua14. Conector (Collet Connector)

sistema de seis sartassistema de cinco sartas

ensambles de sello intercambiables en cada colgador de revestimiento (casing)

caja de 18 34 de alta presin

sistema de cierreactivado pasivamente

perfiles de conexin de campana o mandril

conjunto de selloelastomrico a base de peso (weight set) con sellos elastomricostipo Cameron con tapas metlicas

CAPTULO 11266

Left: Izquierda: un sistema de control multiplex para preventores de reventonesAbove: Arriba: Un conjunto Cooper

El sistema de control provee dos conjuntos

de controles idnticos, un

mdulo de control amarillo

y uno azul (conector

retractable: POD), como

redundancia.

Asimismo, en la unin del conjunto de BOP y el LMRP existe un contacto interfacial para el contacto interfacial del conjunto de BOP, las lneas del estrangulador y de ahogo y el sistema de control de las funciones asociadas. El sistema de control provee dos conjuntos de controles idnticos, un mdulo de control amarillo y uno azul para redundancia. Los mdulos de control son los nexos de comunicacin desde los equipos de control en la superficie. Conectados por medio de mangueras de control desde la superficie, contienen lneas de control elctricas y/o hidrulicas para sealar a las vlvulas tipo lanzadera que accionen funciones en la columna del conjunto de BOP .

Se deberan presurizar las lneas, slo en los sistemas hidrulicos, para asegurar de que haya una respuesta rpida. A veces se incorporan botellones de acumulador en el diseo del sistema submarino para facilitar varias funciones. Hay que precargar estos botellones por encima de la presin ejercida por el agua de mar a la profundidad de la columna, lo cual requiere botellones de acumulador clasificados para alta presin. Adems, los sistemas de acumulador que tienen una presin de trabajo de 5.000 psi (344.75 bar) son comunes en los equipos de perforacin que operan en aguas con

profundidades que estn por encima de los 5.000 (1524 m) para compensar por la presin hidrulica ejercida por el agua de mar, el fluido hidrulico y el fluido en el riser. La presin de la precarga de un acumulador submarino es bastante alta, teniendo que compensar por la diferencia de presin mencionada arriba. Una vez que se hayan instalado el conjunto y el LMRP, los acumuladores submarinos se cargan completamente a una diferencial de 5.000 a 7.000 psi (344.75 a 517.13 bar). Hay que tomar en cuenta el venteo de esta presin antes de maniobrar el conjunto / sistema de botellones de vuelta a la superficie. Ms adelante en esta seccin se comentar en ms detalle sobre los sistemas de control de los preventores de reventones submarinos. El LMRP consiste en el anular superior, la junta esfrica o flexible y el adaptador del riser. La junta esfrica o flexible permite que el riser se desve unos grados de la vertical sin esforzar demasiado ni daar la conexin, los preventores de reventn y el cabezal del pozo. El sistema del riser consiste en el riser, las lneas del estrangulador y ahogo y los mdulos de flotacin. Tambin se podra incorporar una vlvula de llenado en el riser por si acaso hay alguna evacuacin de fluido causado por la expansin de gas que inadvertidamente se dej entrar en el riser.


Conjuntos de BOP submarinos multiplex y mdulos de control.

A medida que se incrementa la profundidad del agua, se incrementa la posibilidad de que haya una prdida de circulacin y daos a la formacin debajo del lecho marino.

Debajo de la plataforma del equipo de perforacin hay una junta telescpica o deslizante que permite el movimiento vertical del equipo de perforacin debido a las condiciones del mar. La parte superior de este conjunto contiene las trayectorias del flujo y el sistema del desviador (diverter).

PROFUNDIDAD DEL AGUA Y FRACTURA DE LA FORMACIN

A medida que se incrementa la profundidad del agua, se incrementa la posibilidad de que haya una prdida de circulacin y daos a la formacin debajo del lecho marino. Considere una formacin similar en diferentes profundidades (vea la pgina 268). En agua de mar no hay tanta sobrecarga (debido al peso del agua de mar en lugar de los sedimentos ms pesados), lo cual normalmente resulta en gradientes de fractura de la formacin reducidos. A menudo se usa el trmino margen estrecho para el margen disminuido entre la presin de los poros y del gradiente de fractura. A raz de esto, y durante el primer intervalo de perforacin, cualquier presin adicional que se impone en la formacin podra causar una prdida de circulacin. Si se usara un riser, se necesitara

una lechada de gel - agua para transportar los recortes por el riser hasta las zarandas. El peso del gel - lechada, junto con las velocidades que estn por encima de las normales (para limpiar bien el pozo y evitar que se formen anillos de lodo en el riser), y el peso de los recortes quizs sea lo suficientemente grande como para que haya una falla de la formacin. Por este motivo, no se usa un riser hasta que no mejore la integridad de la formacin y el fluido de perforacin generalmente consiste en agua de mar a altas velocidades con un barrido ocasional con pldoras de gel.

DETECCIN DE SURGENCIAS CUANDO SE OPERA SIN RISER

Flujos De Poca Profundidad Varias condiciones geolgicas son conducentes a flujos de poca profundidad. stas incluyen los efectos artesianos, insuficiente compactacin, los fluidos atrapados y presurizados por sobrecargas y formaciones creadas por las corrientes turbulentas que arrastran sedimentos.

El principal mtodo de control para los flujos de poca profundidad es evitarlos.

CAPTULO 11268

Diferentes profundidades de

perforacin.

Zonas peligrosas con gas poco

profundo, perforadas sin lodo denso o riser, pueden

surgir.

GAS El gas poco profundo puede acumularse en la arena si el gas migratorio queda atrapado por una barrera como la arcilla. Estas arenas siempre tienen una presin excesiva en la parte superior de la arena. La fuerza impulsora de la arena poco profunda casi siempre se debe a una columna de agua de mar. Entonces, la presin en la base de la arena, o el contacto del gas / agua es equivalente a la presin hidrosttica del agua de mar a esa profundidad. Dado que la densidad del gas en la arena es insignificante, la presin en la parte superior de la arena ser igual a la presin en el fondo y siempre tendr una presin excesiva. La cantidad de la presin excesiva est en funcin del grosor de la acumulacin de gas. Si la formacin tiene un buzamiento, el grosor de la acumulacin de gas ser efectivamente la distancia vertical desde donde se penetra la arena hasta el contacto del gas / agua. Esto podra ser mayor que el grosor aparente de la arena. Zonas peligrosas con gas poco profundo, perforadas sin lodo denso o riser, pueden surgir. La mayora de las veces esta surgencia resultar en un reventn y quizs la prdida del pozo. El tiempo desde el inicio de la surgencia hasta terminar

con la descarga quizs slo sea una cuestin de minutos. No habr mucho tiempo para tomar acciones correctivas. Una preocupacin del gas [que sube] a la superficie es el penacho (bolsn) de agua gasificada de baja densidad. La estabilidad de una embarcacin flotante se podra ver afectada si el bolsn de gas sale a la superficie debajo de ella. Han habido problemas cuando se han dejado alguna escotilla abierta, resultando en la inundacin de los compartimientos y haciendo que [la embarcacin] se tumbe o se hunda. A medida que se incrementa la profundidad del agua, se disminuye esta posibilidad debido a que las corrientes movern el bolsn, alejndolo del equipo de perforacin. Las embarcaciones amarradas en aguas poco profundas deberan tener planes de contingencias para permitir que el equipo de perforacin se aleje del bolsn de gas debido a la naturaleza inflamable y explosiva de ste.

CONTROL DE POZOS SUBMARINOS269 Si se encuentra gas de poca profundidad al usar

retornos del lecho marino, el medio principal para detectar el influjo de fluidos es por medio de los cambios en la presin de la bomba y / o visualizacin en la superficie. La perforacin con retornos del lecho marino hace que los dems mtodos de deteccin de surgencias sean intiles. La manera ms confiable para detectar una surgencia es por medio de una disminucin en la presin de la bomba. A medida que el gas entra en el pozo efectivamente disminuye la densidad de la columna de fluido y, por tanto, se necesita menos presin en la bomba para circular la columna. En un momento as, tambin se puede observar un incremento en los golpes de la bomba si no tiene regulador de velocidad. Con las mejoras en la tecnologa de la MWD / LWD, tambin se puede medir la presin en sus sensores y usarlo como un mtodo para detectar una surgencia. Una cmara de ROV (vehculo de funcionamiento remoto) es una excelente herramienta para detectar un influjo por medio de la observacin de burbujas de gas. Esto podra estar impedido por la falta de claridad en el agua de mar. El gas que sube a la superficie tambin es una indicacin. Pero a medida que el agua se torna ms profunda, la corriente se hace ms fuerte, el mar se torna tormentoso o, en condiciones con poca luz, es ms difcil avistar el gas en la superficie. En el caso de un influjo, las opciones son limitadas. Se debera tener a mano lodo premezclado, anticipando un reventn de poca profundidad. El volumen debera ser suficiente como para desplazar varias veces el volumen del pozo (incluyendo un factor de derrumbe) a la profundidad proyectada para la tubera de revestimiento. Debera pesar (densidad) hasta cerca de la estimacin de la densidad de fractura del lodo.

Flujos En Aguas Poco Profundas Los flujos en aguas poco profundas (SWF) podran ser difciles de detectar con retornos sin riser. Si el flujo no es lo suficientemente intenso como para alterar la presin de la bomba, podra pasar desapercibido. Estas zonas podran causar un flujo y acanalado despus de la cementacin, causando problemas tales como asentamiento (derrumbe) en la superficie, la prdida del pozo, cao conductor o la placa base. Si no hay [suficiente] gas para poder verlo ni para reducir la presin en los indicadores de las bombas, el uso del ROV durante las maniobras podra indicar turbidez y flujo desde el pozo. Hay que controlar la presin de la bomba muy de cerca y un incremento podra ser un indicio del flujo. Sin embargo, si el pozo est sujeto a erosin, quizs la presin de la bomba no cambie en forma significativa y podra disminuir un poco a medida que el pozo se agranda.

Hidratos De Gas En Formaciones De Poca Profundidad Los hidratos son estructuras parecidas a hielo que se podran formar ante la presencia de gas, presin y agua a baja temperatura. En aguas ms profundas, podran haber condiciones para la formacin de hidratos de gas en las formaciones que normalmente se asocian con el gas metano poco profundo. A medida que stas se perforan, los hidratos de la formacin de gas se disocian en gas y agua, si sube la temperatura o baja la presin. Esto puede ocurrir a medida que los hidratos slidos se circulan hacia arriba, hacia el lecho marino. El volumen de gas en estos hidratos podra ser varias veces ms que el gas en los recortes de las formaciones ms profundas. Esto podra llevar a una insuficiencia de presin, lo cual permitira un influjo de gas o agua de las formaciones que no contienen hidratos. Una vez que se haya perforado esta seccin, no es probable que haya una disociacin de los hidratos ubicados alrededor del pozo durante el proceso de perforacin dado que los hidratos estn en estado slido, no lquido. Sin embargo, existe potencial a largo plazo para que se libere el gas de los hidratos alrededor del pozo al calentarse la formacin por la circulacin en zonas ms profundas y calientes. Ms adelante en esta seccin se habla en ms detalle sobre los hidratos.

Procedimientos El mtodo principal de control para los flujos de poca profundidad es evitarlos. Por medio de estudios ssmicos y cualquier informacin importante que est disponible sobre el pozo, se escogen sitios que minimicen los encuentros con arenas poco profundas o se podra usar la perforacin direccional para reducir la exposicin a los sitios con riesgos ms altos. Si no se puede evitar la exposicin a la arena de poca profundidad, otro enfoque es el de perforar la seccin utilizando lodo puro. Esto requerir grandes cantidades de lodo, a veces muchos cientos de barriles (m), que no se recuperarn. Otro enfoque es el de perforar con agua de mar, permitiendo que el flujo poco profundo ocurra mientras se controla su intensidad. Si la intensidad del flujo es excesiva, podra ser necesario tratar de controlarla con lodo densificado. Si no se puede recuperar el control, quizs haya que abandonar el sitio y volver a perforar usando otra tcnica.

CAPTULO 11270

La cuadrilla debera

conocer los procedimientos

de control estndar y

estar alerta a los cambios en

el flujo.

Por lo general, si se detecta un influjo y se va a tratar de controlarlo, cambie inmediatamente de la succin de agua de mar a las piletas densificadas. Si es posible, no pare las bombas. Se debe bombear el lodo pesado a un rgimen alto para maximizar las EDC. Controle el pozo por medio de usar varias bombas a rgimen mximo. Es casi imposible bombear rpido en exceso, dado que la disminucin en la presin anular es muy baja. Generalmente el rgimen esta limitado por la capacidad de presin de la bomba. Si la presin de la bomba se incrementa y se estabiliza despus de desplazar el volumen del pozo varias veces (al menos dos veces) se puede recuperar el control. Si la presin de la bomba no incrementa en forma significativa, o el ROV no indica la detencin de las observaciones de influjo, se necesita ya sea un rgimen de bombeo ms alto o un lodo ms pesado. Si no se puede detener el flujo, se deben

mantener el equipo de perforacin en una posicin segura, contra el viento y contra la corriente de cualquier gas que est subiendo a la superficie hasta que se haya depletado la zona de gas o el pozo se haya derrumbado. La posibilidad de que haya gas subiendo a la superficie alrededor del equipo de perforacin disminuye con la profundidad del agua y en las reas que tienen corrientes significativas. Al principio, quizs los flujos poco profundos pasen desapercibidos y la zona

se reviste y se cementa. Tambin podra haber una reaccin atrasada despus de que fragua el cemento. Adems, podra canalizar a la superficie (movindose en forma lateral) a una distancia considerable del pozo. Se debera hacer uso regular del ROV para supervisar el pozo y sus alrededores para ver si existe alguna evidencia de flujo.

Precauciones Y Consideraciones Los miembros de la cuadrilla deberan conocer los procedimientos de control estndar y estar constantemente alertas a los cambios en el flujo. Si se requiere fluido pesado, debera estar premezclado y listo. En las embarcaciones amarradas, todas las anclas deberan estar preparadas para ser soltadas en caso de emergencia. Debera existir un plan para alejarse. Diariamente se deberan designar los guinches de anclas especficos para soltar anclas en caso de emergencia, segn las condiciones climticas prevalecientes. Se debera supervisar

continuamente el viento, la corriente y las condiciones del mar. Modifique el plan de abandono cada seis horas o cuando quiera que se observa algn cambio significativo en la velocidad y/o direccin del viento. La erosin del pozo es una preocupacin primordial. El tiempo de exposicin de la seccin del pozo debera minimizarse. Una seccin de pozo erosionado o lavado requerir cantidades de cemento ms grandes que las programadas y resultar en trabajos de cementacin ineficientes que podran llevar a la canalizacin. Tambin se podra desestimar efectivamente la mayora de los esfuerzos de control y necesitar mayores volmenes de lodo para tratar de recuperar el control. Se deberan bombear pldoras de gel o colchones lavadores a intervalos regulares. Esto podra ayudar a verificar los volmenes anulares por medio de tomar el tiempo de los retornos a la lnea de lodo a regmenes de circulacin constantes. Para las maniobras, se debera llenar el pozo con el lodo pesado para proveer un sobrebalance de la presin poral y una mejor estabilidad en el pozo. El lodo pesado no debera exceder la presin de fractura o de sobrecarga. Asimismo, se debera considerar un lodo con baja prdida de agua (filtrado) que construye un revoque delgado en la pared, especialmente antes de correr la tubera de revestimiento. Un pozo piloto, de 9-7/8 (250.83 mm) o menos, puede incrementar la posibilidad de tener un control dinmico exitoso. Los regmenes de bombeo ms bajos y el menor peso del lodo podran funcionar en pozos con dimetros ms pequeos siempre y cuando que se mantenga al mnimo el canalizado /erosin del hoyo. Una tubera de perforacin ms grande, de 5-1/2 (139.7 mm) o ms, tambin ayudar a facilitar las posibilidades, pero contribuye a la erosin del pozo. Se puede agregar rastreadores (tintes, mica, etc.) a los colchones o pldoras para ayudar con su identificacin en el video del ROV. Las boquillas que se eligen para el trpano deberan tomar en cuenta los regmenes de circulacin y el procedimiento para el control. Luego de un control exitoso, el tubo se comportar en U despus de parar las bombas. Si la tubera de perforacin se llena con agua de mar despus de un control exitoso, todo el flujo anular debera detenerse. Se deberan comparar las interpretaciones cualitativas de los videos anteriores del ROV para estar seguros que el pozo est muerto.


Hay que tomar en cuenta el cabeceo, balanceo y oscilacin vertical cuando controla el flujo de retorno y los cambios en el nivel de las piletas.

Deteccin de surgencias con riser y conjuntos de B.O.P.

La naturaleza misma de una embarcacin flotante hace que el problema de la pronta deteccin de una surgencia sea complejo. Hay que tomar en cuenta los efectos de la condicin del mar como el cabeceo, balanceo y oscilacin vertical cuando est controlando el flujo de retorno y los cambios en el nivel de las piletas (vea abajo). Se debera establecer un rango para que alguna diferencia alerte al perforador que podra estar empezando un problema. El indicador de retorno (sensor de flujo) es uno de los mejores indicadores de una posible surgencia o prdida de circulacin. Debera ser lo ms sensible posible y hay que mantenerlo en buenas condiciones de funcionamiento. Hay que fijar la alarma para un cambio de 25 a 50 gal /min (94.63 a 193.75 l/ min) en el flujo por encima del rango de movimiento de la embarcacin. Se deberan fijar las alarmas del totalizador del volumen de las piletas en un rango de +5.0 a -5.0 bbls (+0.8 a -0.8 m) por encima de los movimientos de la embarcacin que afectan el indicador. Registros del nivel de las piletas o dos flotadores opuestos por pileta agregan precisin al sistema de PVT. Cualquier volumen de agua, materiales o fluidos que se agregan al o se sacan del sistema activo

deberan salir de tanques medidos y deberan ser registrados e informados al perforador, jefe de equipo, representante de la empresa y control de lastre. La presin del standpipe es otra herramienta que se puede usar para la deteccin de las surgencias y se debera fijar a un desvo de presin de 50 a 100 psi (3.45 a 6.89 bar) (o a cualquier desvo de presin mnimo que se pueda usar). Tambin se pueden usar las herramientas de MWD / LWD para indicar una surgencia. Se debera evaluar el tipo de herramienta, su colocacin y sus capacidades teniendo en mente el control del pozo segn los riesgos involucrados con el pozo. Una vez que se detecta una surgencia, se debera cerrar rpidamente el pozo, de acuerdo con la poltica de la empresa. Tambin debera ser la poltica de cerrar el desviador (diverter) despus de cerrar el pozo y verificar el flujo en el riser por si hay gas en el mismo. En las embarcaciones flotantes en aguas ms profundas, la posibilidad de obtener gas encima de la columna antes de detectar una surgencia se incrementa con la profundidad del agua. Si se detecta flujo de la lnea del desviador despus de que se haya cerrado el pozo, cierre inmediatamente un preventor alternativo. Si el flujo se detiene, entonces el primer preventor ya sea estaba mal cerrado, o tiene un elemento de empaque malo o con fuga.

Pitch

Yaw

Roll

SwayHeave

PitchYaw Roll

Sway

Heave

Surge

oscilacin vertical

ladeo

balanceo guiada (giro)

cabeceo

oleaje

CAPTULO 11272

Below: Abajo: riser marinoRight: Derecha: vlvula de perforacin MCS

Las profundidades

del agua, el influjo de las mareas y el

mar complican el espaciado /

colgado.

Si todava se observa flujo, el gas podra estar migrando arriba de la columna en el riser. Con un riser activo, mantenga cerrado el empaquetador del desviador hasta que el gas migre y salga con el viento por la lnea de desvo que est a sotavento. Las actividades para controlar el pozo pueden continuar durante este tiempo. Recuerde que se deberan tomar precauciones de seguridad adicionales. Una viscosidad y fuerza gel elevadas del fluido en el estrangulador y en la lnea de ahogo, como as tambin lodo a base de petrleo o petrleo sinttico, podran enmascarar la SICP. El pozo podra demostrar la capacidad de fluir en las verificaciones de flujo, pero sin tener ninguna presin de cierre de casing. Se debera considerar el uso de fluidos con pocos slidos, poca viscosidad, en las lneas del estrangulador y ahogo. Si esto no es posible, cierre un preventor de reventones debajo de las salidas del estrangulador y ahogo y circule hacia abajo por una lnea y hacia arriba por otra. Esto reducir el efecto del gel y se puede determinar la SICP una vez que el estrangulador o la lnea de ahogo est correctamente alineado.

PROCEDIMIENTO DE ESPACIAR / COLGAR

La poltica de la empresa podra variar en cuanto a si es necesario colgar la tubera despus de cerrar. La profundidad del agua, el influjo de la marea y el mar complican el espaciar / colgar, especialmente dado que muchos sistemas de preventores submarinos son ms altos que el largo promedio de la tubera que se usa. Esto podra presentar un problema con el espaciado antes de colgar, entonces es importante tener la medida exacta de cada junta y tiro. Por lo general, se usa el anular superior para cerrar el pozo. Luego, si no se conoce el espaciado exacto debido a una maniobra o los factores de arriba, saque tubera lentamente y controle el indicador de peso y el medidor del flujo en el acumulador. El peso debera incrementar un poco a medida que se desliza la unin de la tubera por el anular. Adems, a medida que pasa, el anular usar ms fluido para mantener la presin de cierre contra el cuerpo de la tubera. Entonces se puede calcular el espacio.

One-piece Gate - Esclusa de una sola piezaOne-Piece Seat ring - Aro sello de una sola pieza

Balance Stem - Vstago


A medida que incrementa la profundidad del agua, tambin se incrementa la posibilidad de que haya un influjo encima del preventor de reventn durante una surgencia.

Se debe determinar la CLFP con precisin para minimizar el riesgo de prdida de fluido y/o falla de la formacin durante el control del pozo.

Una vez que se haya verificado el espacio, cierre las esclusas colgadoras. Baje la tubera lentamente y culguela usando el compensador de la columna de perforacin y cierre las trabas de las esclusas. Si es posible, purgue las presiones entre la esclusa cerrada y el anular y luego abra el anular.

Sistema De Las Lneas Del Estrangulador / Ahogo Y Friccion Se puede introducir una presin significativa en el pozo cuando se circula por el sistema de las lneas del estrangulador y ahogo. Esta presin tiene muchos nombres diferentes (presin de friccin de la lnea del estrangulador, prdida de presin de circulacin por friccin, presin de la lnea del estrangulador, cada de presin, DP, etc.), mas en este texto la llamaremos la presin de friccin en la lnea del estrangulador (CLFP). Se debe determinar la CLFP con precisin para minimizar el riesgo de prdida de fluido y/o falla de la formacin durante el ahogo del pozo. En los equipos de perforacin con columnas en la superficie, generalmente no se toma en cuenta la CLFP porque generalmente es baja, por lo general es menos de 50 psi (3.44 bar). sin embargo, en una columna submarina, el sistema de las lneas del estrangulador y de ahogo tienen por lo

menos el largo del riser. Entonces, mientras ms profunda sea el agua, ms largo ser el sistema de las lneas del estrangulador y de ahogo, y mayor ser la cantidad de friccin en la lnea del estrangulador. Dado que es probable que la CLFP cambie, debemos recordar que la determinacin de la misma es tan importante como las presiones de caudal de ahogo En un sistema de lneas de estrangulador y de ahogo con un ID pequeo, la CLFP con un lodo de 14 ppg (1678 kg/m) bombeado a 5 bbl/min (8 m/min) en slo 500 pies (152.39 m) de agua debe estar cerca de 200 psi (13.79 bar). Si se agrega esta presin a un zapato de tubera de revestimiento a 3.500 pies (1066.5 m), la circulacin por el sistema de la lnea del estrangulador del riser incrementar el peso efectivo (equivalente) del lodo que estn en el zapato en 1.1 ppg (131.8 kg/m). Debera ser obvio que en aguas profundas se deberan usar caudales de ahogo ms bajos. El siguiente es el clculo para el incremento en la densidad del lodo equivalente (EMW) en el zapato.

CAPTULO 11274

el mtodo bsico para

determinar la CLFP es el de

realizar una prueba de

circulacin en el sistema de

la lnea del estrangulador

del riser.

EMWppg = CLFPpsi Profundidad de la Tubera de RevestimientoTVDTVD

0.052psi/ft = 200 3.500 0.052

= 1.1 ppg (1.0988 ppg rounded up)

EMWkg/m3 = CLFPbar Profundidad de la Tubera de RevestimientoTVD

0.0000981 = 13.74 1066.75 0.000098

= 1318 kg/m3

Hay muchas variables que afectan la CLFP, incluyendo el largo y el dimetro del sistema de las lneas de estrangulacin y de ahogo, la reologa del fluido y el caudal de ahogo. La ecuacin bsica para el flujo del lodo en la tubera muestra que la velocidad del lodo afecta la friccin hasta el punto en que si podemos reducir la velocidad por la mitad, se reducir la presin de la friccin en aproximadamente setenta y cinco por ciento. Entonces, si circulamos por ambas lneas, del estrangulador y de ahogo, o si disminuimos la velocidad de la bomba a 2.5 bbl/min (0.4 m), se puede reducir el incremento en el peso efectivo del lodo al circular 0.25 ppg (29 kg/m) en el ejemplo de arriba.

Presin Por Friccin En La Lnea Del Estrangulador Hay varios mtodos, pero la manera bsica para determinar la presin por friccin en la lnea del estrangulador que se usa para controlar un pozo es el de realizar una prueba de circulacin en el sistema de la lnea del estrangulador del riser. Muchos operadores y contratistas slo realizan esta serie de pruebas antes de perforar fuera de la tubera de revestimiento(rotar el zapato). (En circunstancias normales, se usan las bombas de lodo en el equipo de perforacin para controlar un pozo. Sin embargo, para aquellas circunstancias donde hay presin alta, quizs haya que usar la bomba de cementacin, entonces tambin se deberan considerar las siguientes pruebas al utilizar las bombas de cementacin). A no ser que la reologa del lodo cambie dramticamente, no se repetir esta serie hasta antes de perforar desde la siguiente columna de tubera de revestimiento y se corrigen las presiones de las lneas del estrangulador y/o de ahogo matemticamente.Mtodo De Prueba 1 Para La Friccin En

La Lnea Del Estrangulador 1. Circule el lodo por el pozo (bajando por la tubera de perforacin, tomando los retornos por el riser (circulacin normal) hasta quebrar el gel. 2. Verifique y registre la presin de circulacin a diferentes regmenes. Un rgimen debera ser con la bomba marchando en vaco o a aproximadamente 20 epm. (Tambin se puede tomar varios regmenes con la bomba de cementacin). 3. Cierre el preventor anular (o cuelgue), abra la vlvula de la lnea del estrangulador, verifique y registre las presiones de circulacin a los mismos tres regmenes al circular por la lnea del estrangulador y el manifold. (Haga lo mismo con las bombas de cementacin si las usan). 4. Abra la vlvula de la lnea de ahogo, verifique y registre las presiones de circulacin a los mismos tres regmenes mientras circula por ambas lneas, del estrangulador y de ahogo. (Haga lo mismo con las bombas de cementacin).

La presin por friccin en la lnea del estrangulador es la presin para circular por la lnea del estrangulador (o ahogo) menos la presin para circular por el pozo. Para el problema #1, complete el cuadro en la pgina 276 y determine la CLFP para todos los regmenes.

PROBLEMA #1Bombas: Oilwell 1700 PT, 6 x 12 (152.4 mm x 304.8 mm), 0.105 bbl/emb (0.0167 m/emb). En 1.452 pies (442.5 m) de agua, se realiz una prueba de lnea del estrangulador utilizando un lodo de 12.3 ppg (1474 kg/m). Antes de perforar desde la tubera gua, se observaron las siguientes presiones:

Bomba No. 120 emb/min = 400 psi por el riser = 500 psipor la lnea del estrangulador = 425 psipor las lneas del estrangulador y de ahogo

30 emb/min = 900 psi por el riser = 1.125psi por la lnea del estrangulador = 960 psipor las lneas del estrangulador y de ahogo

CementCementCement


Mtodo 1 para probar la friccin en la lnea del estrangulador.Cement - Cemento

Se debe cambiar regularmente el lodo en las lneas del estrangulador y de ahogo o el asentamiento de la baritina podra taponar una vlvula.

Cement

Mtodo 2 para probar la friccin en la lnea del estrangulador.

Cemento

40 emb/min = 1.600 psi por el riser = 2.000 psipor la lnea del estrangulador = 1.700 psi por laslneas del estrangulador y de ahogo.

20 emb/min = 27.58 bar por el tubo vertical =34.47 bar por la lnea del estrangulador = 29.3 barpor las lneas del estrangulador y de ahogo

30 emb/min = 62.05 bar por el riser = 77.57 bar por la lnea del estrangulador = 66.19 bar por las lneas del estrangulador y de ahogo.

40 emb/min = 110.32 bar por el riser = 137.89 barpor la lnea del estrangulador = 117.21 bar por las lneas del estrangulador y de ahogo.

Mtodo De Prueba 2 Para La Friccin En La Lnea Del Estrangulador

Otro mtodo para determinar la presin por friccin de las lneas del estrangulador y de ahogo a la vez que se realizan las operaciones normales es el de bombear por la lnea del estrangulador a tres regmenes diferentes. Luego abra la lnea de ahogo y bombee tanto por la lnea del estrangulador como de ahogo a los mismos tres regmenes. Utilizando este mtodo, la presin de circulacin es la presin por friccin de la lnea del estrangulador y la presin por friccin en las lneas del estrangulador y de ahogo a ese rgimen de bombeo. Este mtodo tiene la ventaja de que no agrega presin en la formacin y se puede realizar en forma rutinaria. Se debe cambiar regularmente el lodo en las lneas del estrangulador y de control o el asentamiento de la barita podra taponar una vlvula. Este es tambin un buen momento para verificar la CLFP

por medio de bombear a velocidades programadas. Se puede ejecutar este mtodo durante cualquier actividad, si hay una bomba disponible en el equipo de perforacin y se la puede alinear para bombear por las lneas del estrangulador / ahogo. Este mtodo incrementa los retornos del flujo, entonces se debe notificar a las personas apropiadas de que se est realizando una prueba de CLFP.

PROBLEMA #2 (PARA LA BOMBA NO. 2) Utilice la siguiente informacin para completar el cuadro en la pgina 276 (is a mistake in the English versin / Est mal en el original) Mientras que la Bomba #2 (Oilwell 1700 PT, 6 x 12 [152.4 mm x 304.8 mm], 0.105 bbl/emb [0.0167 m/emb]) est afuera del pozo en un viaje, se la us para bombear por las lneas del estrangulador y de ahogo, y se observaron las siguientes presiones:

Bomba No. 220 emb/min = 95 psi por la lnea del estrangulador = 20 psi por las lneas del estrangulador y de ahogo

30 emb/min = 220 psi por la lnea del estrangulador = 55 psi por las lneas del estrangulador y de ahogo

40 emb/min = 395 psi por la lnea del estrangulador = 95 psi por las lneas del estrangulador y de ahogo

20 emb/min = 6.55 bar por la lnea del estrangulador = 1.38 bar por las lneas del estrangulador y de ahogo



Cemento Cemento

CAPTULO 11276

Puede haber un dao en

la formacin si la presin de la tubera de revestimiento se mantiene constante a

su valor de cierre y no se

presta atencin a la

CLFP.

(CLFP) - Presin por Friccin en la Lnea del Estrangulador

Caudal de Ahogo(EMB/MIN)

Desplazamiento de la bomba (BBLS/EMB)

Caudal de Ahogo(BBLS/MIN)

Pres. de Circ. , BOP Abierta (PSI)

Pres. de Circ. Lnea del Estrang. (PSI)

Pres. de Circ. Lneas del Estrang.

y Ahogo (PSI) Lnea del Estrang. (PSI)

Lneas de Estr. y Ahogo

CLFP

Bomba No. 1

Bomba No. 2

CLFP = (Presin de Circulacin por la Lnea del Estrangulador y/o de Ahogo) - (Presin de Circulacin por el Preventor de Reventones Abierto) A ______ PPG

Mtodo De Prueba 3 Para La Friccin En La Lnea Del Estrangulador Tambin otro mtodo para determinar la CLFP es por medio de circular por la columna (bajando por una lnea, tomando los retornos por la lnea opuesta) con los preventores de reventones cerrados por encima y por debajo de las lneas del estrangulador y de ahogo. La CLFP es la mitad de la presin de circulacin al caudal de ahogo. Se puede llevar a cabo este mtodo antes de circular una surgencia para asegurar de que se usen las presiones correctas y que est la densidad correcta de lodo en las lneas del estrangulador / ahogo.

Metodo De Prueba 4 Para La Friccin En La Lnea Del Estrangulador Si ha cambiado la densidad del lodo, pero sus propiedades reolgicas no han cambiado en forma significativa, se pueden realizar unas correcciones matemticas sencillas para dar una aproximacin de la CLFP para el fluido con densidad diferente. CLFP Nuevo = Densidad de ahogo Densidad actual x CLFPActual Nota: Se puede usar software de simulacin computarizado sofisticado para predecir la CLFP cuando se han alterado las propiedades reolgicas del lodo o para dar una estimacin ms precisa de la presin.

PROBLEMA #3 Use la informacin de la Bomba 1 en el Problema #1 y calcule la CLFP corregida para 30 epm x la lnea del estrangulador si se incrementa el peso del lodo a 13.4 ppg (1606 kg/m).

Procedimiento De Arranque Esttico Vs. Dinmico Despus del cierre, la determinacin de las presiones y la seleccin del mtodo para controlar el pozo, lentamente habr que incrementar la velocidad de las bombas hasta alcanzar el rgimen de ahogo. Podra haber un dao en la formacin si la presin de la tubera de revestimiento se mantiene constante a su valor de cierre y no se presta atencin a la CLFP. Se debe sacar o restar la CLFP del valor de la SICP a medida que se conectan las bombas (pasando a condicin dinmica). La presin que se ejerce en la columna y en la formacin seguir constante porque slo ha cambiado el valor de un manmetro (tubera de revestimiento, contrapresin o estrangulador) por un valor de CLFP equivalente en la lnea del estrangulador.


Mtodo de Prueba 3, friccin lnea del estrang.

Presin de Friccin Corregida, lnea del estrang. (si cambia el peso del lodo)

CLFP PSI

Presin de FriccinLnea del Estrang.

PPG

Peso Difer. del Lodo

PPG

Peso del Lodo al Medir Presin de Lnea del

Estrang.

CLFP PSI

Presin de Friccin Corregida Lnea del

Estrangulador

x =

PSI

Presin de Cierrede Casing

Condiciones del Pozo vs. CLFPSiempre hay CLFP al circular (cond. dinmicas) por el estrangulador. Al conectar la bomba, no considerando la CLFP,

podra haber prdida de circulacin o falla en la formacin.

Condiciones Estticas - CLFP = Condiciones Dinmicas

esttica DINMICO

PSI

Presin deIntegridad Estimada

PSI

Nueva Presin deIntegridad Estimada

PSI

Estimacin de la Presin de Casing

(Estrangulador) a la Velocidad de Ahogo

PSI

Presin de Friccin Lnea del

Estrangulador

=

Mtodo de Prueba 4, friccin lnea del estrang.

En aguas ms profundas, las presiones por friccin podran ser tan grandes que hasta usando ambas lneas con el estrangulador completamente abierto quizs no se alcance la presin de circulacin deseada (ICP, FCP, etc.). La presin de circulacin real en la tubera de revestimiento quizs est a varios psi ms altos que lo proyectado. Esto significar que la presin del fondo del pozo tambin ser mayor de lo programado. Las consideraciones sobre la presin anular tambin deberan tomar en cuenta la CLFP dado que esto incrementa las presiones en el conjunto de BOP, la tubera de revestimiento y contra las formaciones potencialmente dbiles. Se debera sealar que la presin de integridad estimada se calcula de los datos de la prueba de admisin (generalmente es el menor de las consideraciones de la presin anular) que normalmente se realizan en condiciones estticas (sin circulacin). Cuando est controlando un pozo y cambiando de condicin esttica a dinmica (circulacin), reduzca las consideraciones de la presin anular por el valor de la CLFP. Para el siguiente problema, complete el cuadro sobre las condiciones del pozo que est arriba.

PROBLEMA #4 El pozo est cerrado con 300 psi (20,68 bar) SIDPP, 550 psi (37.92 bar) SICP, la estimacin de la presin de la integridad (esttica) se calcul en 1.100 psi (75.84 bar). Si ahogamos el pozo utilizando la lnea del estrangulador a 30 epm, usando la Bomba No. 1 del Problema 1, cul es la Presin Dinmica? Del ejemplo vemos que las consideraciones de la presin anular (por ejemplo, la estimacin de la presin de la integridad o MASP) y la presin de cierre de Casing se corrigen tomando en cuenta la CLFP. No se ha cambiado la presin en la columna (y, por tanto, en el resto del pozo). Si la CLFP es alta durante el arranque de la bomba, se puede usar una reduccin gradual en la presin de la tubera de revestimiento tomando en cuanta la velocidad de la bomba vs. la CLFP. En este procedimiento, a medida que la bomba se incrementa hasta la mitad de la velocidad de ahogo, se ajusta la presin de la tubera de revestimiento en superficie bajando un cuarto de la CLFP total. Una vez que se haya ajustado, la bomba se incrementa a tres cuartos del caudal de ahogo y se ajusta la

presin de la tubera de revestimiento hacia abajo por la mitad de la CLFP. Nuevamente, se incrementa la bomba hasta siete octavos de la velocidad de control y se ajusta la presin de la tubera de revestimiento hacia abajo por las tres cuartas partes de la CLFP total. Cuando la bomba alcanza la velocidad de ahogo, la presin de la tubera de revestimiento se ajusta hacia abajo por la CLFP total.

Procedimiento Alternativo De Inicio Del Ahogo Un procedimiento alternativo de inicio del ahogo involucra el uso de la lnea de ahogo como una lnea de vigilancia a medida que se incrementa la velocidad de la bomba y se toman los retornos por la lnea del estrangulador. A medida que la presin empieza aumentar en el conjunto de BOP desde la CLFP, la presin se registrar en la lnea de vigilancia. Se abre el estrangulador para mantener en la lnea de vigilancia el valor que tena antes del arranque de la bomba.

Hay que tomar en cuenta la CLFP durante lasoperaciones de arranque de la bomba.

Cement

CAPTULO 11278

0

PSIPurgar por Etapa

Con la rpida expansin del gas a medida que se acerca a la superficie, podran producirse nuevas surgencias si no se mantiene la contrapresin.

Una vez que alcanza la velocidad de ahogo, entonces las presiones de circulacin deberan estar cerca a las presiones calculadas. (Recuerde que la presin est en la lnea de ahogo y se debera purgar de manera segura).

MANTENIMIENTO DE LA PRESIN APROPIADA

Debido a la alta CLFP, quizs no se puedan obtener los valores proyectados en la tabla de presin para la tubera de perforacin inclusive si el estrangulador est abierto completamente. Sin embargo, la presin en la tubera de perforacin podra reducirse gradualmente a medida que se circula la surgencia. La presin calculada (ICP a FCP) versus el total de emboladas de la bomba todava es vlida y no se debera dejar que caiga por debajo de esos valores.

Prdida De Presin A Medida Que Entra Gas Por La Lnea Del Estrangulador

A medida que entra gas por la lnea del estrangulador, debido a un ID ms pequeo, la velocidad (pies / min) puede aumentar hasta 25 veces de la que est en el espacio anular. Con la rpida expansin del gas a medida que se acerca a la superficie, podran producirse nuevas surgencias si no se mantiene la contrapresin. Esto se observa en el manmetro de la tubera de perforacin como una cada en la presin a medida que el pozo trata de equilibrarse. Para poder mantener la presin en el fondo del pozo en los valores apropiados, quizs sea necesario tener ms contrapresin del lado de la tubera de revestimiento. Esto podra significar que en el manmetro se podra exceder el valor mximo permisible de presin en la superficie. Sin embargo, en este

momento no se debera fracturar la formacin en el zapato porque slo se est cambiando la presin hidrosttica del lodo en la lnea del estrangulador por un monto equivalente de contrapresin en el manmetro de la tubera de revestimiento.

Si es un cambio uno-por-uno, no se pierde ni se gana nada, entonces la presin en el fondo del pozo sigue constante, a igual que la presin en el zapato. En la realidad, el gas tambin est pasando por una expansin rpida e incrementando el flujo por el estrangulador. Esto podra aumentar la presin en el estrangulador y compensar por la prdida de la hidrosttica. El operador del estrangulador debe estar muy alerta ante cualquier cambio en la presin del stand pipe para agregar de inmediato la cantidad de presin que cay a la presin de la tubera de revestimiento. Una vez que el gas entra en el estrangulador en la superficie, slo se debera mantener el ltimo valor de presin en el manmetro de la tubera de revestimiento antes de que entrara el gas hasta que las presiones se estabilicen y se pueda revertir el control a la presin del stand pipe. Si se usan las lneas del estrangulador y de ahogo, podra haber un efecto de separacin. El gas sube a la cavidad superior en el BOP, entonces la lnea de circulacin superior tiene ms gas que la inferior. Esto reduce la hidrosttica inicial en la lnea superior y crea un tasa de flujo de gas ms alta. Esto crea un desbalance en la presin y un efecto de tubo en U en la lnea inferior, revirtiendo el flujo en la lnea inferior. El lodo que se ha agregado a la lnea superior incrementa su presin hidrosttica. El resultado general podra minimizar las fluctuaciones en la presin en la superficie y los correspondientes ajustes en el estrangulador. Si el gas est disuelto (absorbido) , no se ver este efecto.

Arranque de la Bomba (Programa de Presin para el Estrangulador)

PSIPresin por

FriccinLnea del Estrang.

PSI (SICP) Cerrado 0STKS/MIN

PSI 0.5 x Rgimen de Ahogo STKS/MIN



PSI Rgimen de Ahogo STKS/MIN

Presin delEstrangulador

Emboladaspor Minuto

4 =

(a) (b)


Left and below: BOP separator effects -Izquierda y abajo: Efectos de separacin en

el preventor de reventones Line(s) - lnea(s)

Reduzca la presin y el volumen del gas atrapado antes de abrir el preventor.

1 C & K line2 C & K lines

Incremento En La Presin A Medida Que El Lodo Le Sigue Al Gas En La Lnea Del Estrangulador Una vez que el gas est pasando por el estrangulador, se estabilizan las presiones y se ajusta la presin de la tubera de perforacin a su presin de circulacin apropiada , se observa un incremento en la presin de la tubera de perforacin a medida que se bombea ms lodo en el pozo y se desplaza ms gas. El operador del estrangulador purga en forma rutinaria la cantidad de presin que se increment en el estrangulador (del lado de la tubera de revestimiento) para mantener la presin en el fondo del pozo en su valor apropiado. Sin embargo, en las embarcaciones flotantes, el lodo que vuelve a entrar en la lnea del estrangulador resulta en una ganancia rpida debido a un incremento rpido del lodo vertical (y, por lo tanto, en la presin hidrosttica) y vuelve a aparecer la presin por friccin en la lnea del estrangulador debido al lodo que est circulando. Esta oscilacin en la presin puede ser todava ms pronunciada que el efecto de tubo en U cuando el gas entr en la lnea del estrangulador. El incremento en la presin hidrosttica, agregado a la presin en la tubera de revestimiento, puede incrementar las presiones en el pozo. La oscilacin de presin quizs no sea dramtica si el operador del estrangulador est alerta y mantiene la presin de la tubera de perforacin en su valor apropiado (abriendo lentamente el estrangulador). Adems, si la burbuja se alarga varias veces su extensin, se puede observar un efecto (no tan pronunciado) de escalonamiento.

Cuando el lodo entra al estrangulador despus del gas, habr un incremento en la presin de la tubera de revestimiento. Se debe ajustar inmediatamente la presin en la tubera de revestimiento al valor de antes de que ocurriera este evento. Una vez que est controlada (no aumenta ms la presin) y despus de que se hayan sentido los ajustes en todo el sistema, asegrese que la presin en la tubera de perforacin se ajusta al valor correcto de la presin de circulacin y que sea mantenida hasta que se haya ahogado el pozo.

Gas Atrapado En La Bop Y LimpiezaDel Riser A medida que se est ahogando el pozo, el gas libre se acumula en la parte superior del conjunto entre la parte inferior del preventor de reventones que est cerrado y la salida usada para circular y sacar la surgencia. Debido a su naturaleza expansiva y explosiva, el gas atrapado y liberado al riser ha sido la causa de varios percances serios. Despus de que se haya ahogado el pozo, hay varias formas para manejar el gas que est atrapado en la BOP. Se deben tomar pasos positivos para reducir la presin y el volumen del gas atrapado antes de abrir el preventor. Para reducir la presin del gas se requiere bombear un fluido ms liviano en la columna; cierre un preventor de reventones inferior, pero retenga la capacidad de circular por el conjunto por medio de usar el sistema de lneas del estrangulador y de ahogo. Esto aislar tambin al pozo debajo de los preventores de reventones de los cambios que habrn en la presin durante el proceso de liberar el conjunto y el riser. Una vez que se haya cerrado el preventor de reventones inferior, el rea del gas atrapado en la columna queda aislada.

CAPTULO 11280

Conector del Riser

Ciego/De Corte

Parcial superior(Esclusa Colgadora)

VBRs

Parcial inferior

P/T

LMRPBOP

Lodode Ahogo

OriginalWeight Mud

Gaspotencial

AnularInferior

Indicadores de Presin /Temperatura en el LMRP.

1 2

3 4

5 6

7 8

Lnea delestrangulador

Anular Superior

Lnea de Ahogo

Conexin con la Cabeza de Pozo

Arreglo tpico de un BOP de aguas profundas

Abra el pozo slo despus

de que se haya desplazado el riser con lodo

de ahogo y se hayan

verificado las presiones

debajo del preventor

inferior que est cerrado.

Typical deepwater BOP arrangement

Bombee un fluido ms liviano (tratado para impedir que se formen hidratos en la lnea superior) al conjunto de BOP, a la vez que se mantiene suficiente presin en el estrangulador para impedir que el gas atrapado expanda. Esto se calcula como sigue:

Presin a Mantener = (Densidad de Ahogo - Densidad Anterior) x Factor de Conversin x

Largo desde RKB a la Lnea de Lodo

Se puede incluir un factor de seguridad para asegurar que el gas que est atrapado no se expandir. Una vez que se haya desplazado el fluido liviano a la BOP en la lnea que est ms arriba, cierre el pozo y alinee la lnea superior con el separador de gas, abra las vlvulas failsafe al estrangulador abierto. A medida que se expande el gas, debido a la sobrepresin reducida impuesta en el mismo, debera empezar a desplazarse el fluido liviano de la lnea del estrangulador, lo cual reduce aun ms la sobrepresin y permite que se expanda ms. Una vez que los retornos del separador de gas se hayan aminorado o detenido (asegrese que est cerrado el empaquetador del desviador) se puede abrir el preventor superior, permitiendo que el lodo en el riser haga de tubo en U con la mayora del gas restante a travs de la lnea del estrangulador. Se debera volver a llenar de inmediato el riser y luego verificar el flujo. Si se detecta algn flujo, siga los procedimientos de desvo y permita que el gas migre y ventee en la superficie. Si no se

detecta ningn flujo, se ha liberado el gas o es demasiado poco para fluir. Circule el riser (es un buen momento para densificar el lodo en el riser) en etapas de un cuarto, hgalo fluir verificando durante aproximadamente 15 minutos en cada etapa hasta que el riser haya quedado libre. Se debera abrir el pozo slo despus de que se haya desplazado el riser con lodo de ahogo y se hayan verificado las presiones debajo del preventor inferior que est cerrado. Sigue un procedimiento general, suponiendo que el pozo fue ahogado utilizando el anular superior.1. Cierre el conjunto inferior de esclusas parciales, asle el conjunto.2. Alinee el riser para bombear agua de mar inhibida (tratada para evitar la formacin de cristales de hielo de hidrato) hacia el conjunto (considere el uso de suficiente material de gel en la solucin para evitar que se salga la baritina) por las vlvulas 1 y 2, tomando los retornos por las vlvulas 5 y 6, que estn alineadas con el manifold del estrangulador.3. Abra las vlvulas 1, 2, 5 y 6 mientras que simultneamente va conectando la bomba. En el estrangulador, mantenga la presin diferencial calculada.4. Desplace el agua de mar inhibida al BOP. Manteniendo la presin diferencial, detenga la bomba y cierre las vlvulas.5. Alinee el estrangulador con la lnea superior, abra el estrangulador a la atmsfera y luego abra las vlvulas 1 y 2.6. Cuando la expansin de gas disminuye o se detiene, abra el preventor anular superior para permitir que el fluido que est en el riser pueda formar un tubo en U por las vlvulas 1 y 2 en la lnea.7. Llene de inmediato el riser y viglelo para ver si tiene flujo. Suponga que el riser est activo y siga los procedimientos para liberar el desviador / riser.8. Una vez que se haya densificado el riser con el fluido de ahogo, abra las vlvulas 7 y 8 que estn alineadas con el estrangulador cerrado y viglelas para ver si tienen presin. Si no tienen presin, abra la esclusa inferior y viglelo para ver si tiene flujo.


Arriba a la izquierda y a la derecha: dos sistemas de desviadores y preventores de reventones.

El sistema de desvo debera poder cerrar la plataforma de perforacin del pozo y desviar el flujo a la mar.

Un desviador de riser marino.

Otro mtodo es el de instalar una salida adicional en el estrangulador como parte del conjunto inferior del tubo riser, LMRP, justo debajo del anular #1. Si se circula el pozo utilizando esta salida del estrangulador, queda atrapada una cantidad mnima de gas. Una circulacin rpida, bajando por la lnea de ahogo y subiendo por la lnea del estrangulador, crea un flujo turbulento adentro de la columna que ha sido eficaz en lavar el gas debajo del anular. En profundidades de agua mayores de 3.000 (914.4 m) no se ha informado (hasta que se escribi el presente) de gas atrapado significativo. Empero, se deberan tomar precauciones.

SISTEMAS DE DESVIADORES

En las embarcaciones flotantes, se debe manejar con cuidado el gas que est encima del conjunto de BOP. En este punto, el sistema del desviador es el sistema que maneja el gas. Generalmente el sistema del desviador consiste de un empaquetador del desviador (encima de las lneas de venteo o desviacin) y generalmente est incorporada en el conjunto de la junta flexible del riser. Esta unidad debera poder cerrar rpidamente la plataforma de perforacin del pozo y desviar el flujo al mar. Se usan vlvulas secundarias para seleccionar el rea a sotavento.

Las vlvulas en el sistema del desviador deberan interactuar de tal manera que no se pueda obturar el espacio anular sin abrir, o dejar abierta, una lnea de desviacin. Las lneas de desviacin o de venteo generalmente tienen un dimetro de 12 (304.8 mm) o ms para minimizar la contrapresin en el pozo. Al igual que los dems preventores anulares, se debera operar el elemento de empaque con la menor presin hidrulica posible. Rara vez es necesario que haya un sello absoluto alrededor de la sarta de perforacin y las presiones de cierre altas distorsionan y causan la falla temprana de la goma de empaque. Las presiones de cierre del empaquetador varan de acuerdo con el tipo y la condicin del sistema, pero en general, el sistema de desvo integral en el riser requiere de 400 a 600 psi (12.57 a 412.37 bar) o ms para cerrar el empaquetador. Un sistema de desviador no est diseado para mantener una presin alta. Si es posible probarlo, slo se prueba con presin baja o segn requieran los reglamentos. Las pruebas de funcionamiento de los sistemas de desviadores generalmente son la nica manera de verificar el sistema. Se debe probar el funcionamiento e inspeccionar el sistema del desviador regularmente. (Vea arriba para un arreglo tpico de desviador).

Desviador FS

Junta Flexible

Tubera de Perforacin

Selectorde Flujo

Niple deCampana

Lnea de Flujo

Desviador / Preventor de Reventones

SFP 28-2000

Tubera de Revestimiento

de 20

Niple deCampana

Tubera de revestimiento de 30

CarretelOvershot

Carretelseparador 28-2000

Carretel 28-2000

Desviador /Preventor de Reventones 28-2000

Niple deCampana

CAPTULO 11282

Los elementos tpicos del

desviador no soportarn una gran cantidad de fuerza y/o

velocidad.

Consideraciones Sobre Los Desviadores No existe un consenso acerca de cundo se deberan usar los desviadores en situaciones de aguas profundas. Muchos operadores y contratistas estn de acuerdo en usar desviadores en hasta 600 pies (182.87 m) de agua. Sin embargo, en aguas ms profundas, y con la expansin rpida del gas en el riser que va desarrollando velocidades sumamente altas, muchos diseos y equipos de desviadores no pueden manejar el gas de manera segura. Los elementos tpicos de un desviador no pueden soportar una gran cantidad de fuerza y/o velocidad, y cualquier fuga en un elemento podra complicar los problemas. Han habido fallas cuando las lneas se han cortado, se han taponado o no han estado firmemente amarradas. Las juntas telescpicas se han extendido por la presin y la fuerza hacia arriba, impulsando el empaquetador del desviador afuera de su carcaza. A veces han fallado completamente, dado que no estn diseadas para soportar tanta presin. Las han extendido hasta el punto en que cortaron los pasadores que sostienen la mesa rotatoria y la carcaza en su lugar.

Hay que tomar en cuenta el mecanismo de cierre del empaquetador del desviador. Muchos estn accionados con aire y se abren si la presin del aire flucta o se interrumpe. Un sistema de accionamiento hidrulico con una traba de presin positiva ha sido efectivo. Se debe mantener el sistema de desviador lo ms sencillo posible. Las lneas de desvo deberan ser lo ms rectas y lo ms cortas posible.

Inserto delDesviador Giratorio

1. del Desviador

2. Lnea de Flujo

3. Junta deslizante (telescpica)

4. Ojales de la Lnea de Tensin del Riser

5. Conexin de Lneas de Ahogo y Estrangulador

6. Lnea de Ahogo o Estrangulador

7. Junta del Riser

En este sistema, las vlvulas de bloqueo que estn en la lnea de flujo (no se muestran) desvan el flujo de las lneas del desviador.


La clave para controlar los reventones en un pozo superficial es la pronta deteccin de las surgencias y los procedimientos de cierre rpido.

En cualquier situacin de derivacin, se debe mantener el elemento del desviador mojado desde arriba por medio de un lubricante. Vale la pena mencionar que, dado que el desviador raramente se necesita, a menudo se le hace un mantenimiento descuidado. Hay que tomar las precauciones necesarias para asegurar su mantenimiento y funcionamiento apropiados.

PROCEDIMIENTO DE DESVO PARA GAS DE POCA PROFUNDIDAD Los procedimientos de desvo empiezan todos de la misma manera y varan de acuerdo a cmo se usa el fluido de perforacin.. No hay ningn nombre general para los procedimientos, entonces aqu los vamos a llamar el procedimiento de desvo con agua y el procedimiento de desvo con lodo.

Procedimeinto De Desvo Con Agua Este es el procedimiento ms sencillo y ms comn. Si no funcionan otros procedimientos, todo tiene que volver a este procedimiento. El concepto bsico es que las surgencias de gas de poca profundidad ocurren demasiado rpido y los procedimientos de control son tan marginales que es mejor concentrarse en la seguridad del equipo de perforacin y esperar que se agote el gas o que se derrumbe el pozo.

Desvo Con Agua1. Cuando se detecta un incremento en el flujo, levante la tubera para dejar libre el substituto del vstago o la vlvula de seguridad.2. Apague la bomba y verifique si hay flujo, a no ser que sea obvio que el pozo est en surgencia. Si est seguro que el pozo est fluyendo, no apague las bombas.3. Ponga vigilancia debajo del equipo de perforacin para ver si hay seales de gas.4. Abra las lneas al mar y cierre el empaquetador del desviador. Haga sonar la alarma.5. Coloque las bombas de lodo en el pozo a la mxima velocidad.6. Abra la succin de la bomba al agua de mar.7. Contine bombeando agua a caudal mximo para mantener algo de presin en el pozo y para amortiguar la posibilidad de un incendio o explosin.

Procedimiento de desvo con lodo Este es un mtodo para tratar de controlar una surgencia utilizando lodo denso que est guardado en piletas auxiliares.1. Cuando se detecta un incremento en el flujo, levante la tubera para dejar libre el substituto del vstago o la vlvula de seguridad.2. Apague la bomba y verifique si hay flujo, a no ser que sea obvio que el pozo est en surgencia. Si est seguro que el pozo est fluyendo, no apague las bombas.3. Ponga vigilancia debajo del equipo de perforacin para ver si hay seales de gas.4. Abra las lneas a la mar y cierre el empaquetador del desviador. Haga sonar la alarma.5. Coloque las bombas de lodo en el pozo a rgimen mximo.6. Abra la succin de la bomba al lodo denso auxiliar y luego cierre la succin en el lodo de perforacin ms liviano.7. Contine bombeando hasta que sube la presin de la bomba o hasta que se termina el lodo.8. Si sube la presin de la bomba, el pozo debera estar ahogado. Haga una verificacin de flujo.9. Si la presin de la bomba se mantiene baja, el pozo probablemente todava est fluyendo. Cuando se acaba el lodo, cambie a la succin de agua de mar.

Cundo Hay Que Desviar En aguas de ms de 600 pies (182.87 m) se sugiere que una vez que se haya instalado la BOP en el lecho del mar, entonces si ocurre una surgencia se debera cerrar con el BOP. Han habido solamente unos pocos casos, despus de que se cierra el pozo en el lecho marino, en los que el gas se ha canalizado afuera de la tubera, Si ocurre un reventn en el subsuelo despus de cerrar el pozo, entonces tiene la opcin de recurrir al desviador. La clave para controlar los reventones en un pozo superficial es la pronta deteccin del amago de reventn y los procedimientos rpidos de cierre. Al minimizar el tamao de la surgencia se minimiza tambin la presin en el zapato de la tubera de revestimiento. Si no se detecta la surgencia hasta que el gas llega a la superficie, probablemente se debera desviar el pozo en lugar de cerrarlo. En este caso, los preventores de reventones seran el sistema a que se recurrira si el sistema de desvo no puede manejar el gas.

CAPTULO 11284

Un conectorde riser.

Los hidratos son estructuras

slidas parecidas al hielo que se

forman ante la presencia de gas, presin y

agua a temperaturas

bajas.

PREVENTOR ANULAR DEL RISER SUPERIOR

Una alternativa al sistema del desviador es el uso de un preventor anular ubicado debajo de la junta telescpica o deslizante. La junta telescpica debera tener una lnea flexible que la conecta con el manifold del estrangulador en la plataforma del equipo de perforacin. Al usar este arreglo conjuntamente con el riser, podemos tener un control de la presin y un control de los fluidos en la superficie, reduciendo as la contaminacin. Esto tambin protege los sellos de la junta telescpica. En el caso de que las presiones alcanzaran ya sea la de la fractura de la formacin o el reventn del riser, puede abrir el anular del tubo vertical superior y ventear la presin excesiva por medio de usar el sistema del desviador. Otra ventaja de este arreglo es la de circular y sacar el gas atrapado en el conjunto de BOP, lo cual se comenta en otra seccin. Hay un lado negativo para este arreglo. Adems del costo de la instalacin y el mantenimiento del equipo de perforacin, se debe vencer otro problema de importancia (jugando con la flotabilidad y la integridad estructural del riser para sostener el preventor). Un riser tpico no est diseado para ser un sistema de alta presin (como un manifold de estrangulador) y obviamente no se pueden exceder las presiones de estallido y colapso del riser.

HIDRATOS DE GAS

Un problema de primordial importancia es el taponamiento de la BOP y/o la lnea del estrangulador con hidratos de gas. Los hidratos, a igual que el taponamiento con gel, han complicado varias actividades de control de pozos. Los hidratos son estructuras slidas parecidas al hielo que se forman ante la presencia de gas, presin y agua a temperaturas bajas. Estas condiciones podran existir adentro del preventor de reventones en el lecho del mar. La formacin de los hidratos tambin depende del tipo de fluido de perforacin que se est usando (cunta agua libre contiene) y el tipo de gas de hidrocarburo. Normalmente en un ambiente submarino profundo, la temperatura del agua alrededor del preventor de reventones est por debajo de los 40F (4.4C) y podra empezar el proceso de la nucleacin o formacin de los hidratos. En general se cree que se hacen falta temperaturas que estn por debajo del punto de la formacin de hidratos para que haya nucleacin. Los hidratos podran estorbar o impedir los procedimientos para controlar un pozo. Si un manifold de estrangulador se tapona en la superficie, es simplemente una cuestin de alinear el manifold del estrangulador a una lnea que est libre. Sin embargo, si la lnea del estrangulador est taponada debajo de la superficie, por ejemplo la lnea del lodo, existe

un problema muy serio.


conexiones del riser

Se pueden quitar los hidratos por medio de calor o disolucin con productos qumicos.

Quizs no sea prctico cambiar la ruta del flujo a la lnea de ahogo porque las condiciones que permitieron la formacin de los hidratos no han cambiado. Las temperaturas ms bajas, los gases ms pesados y los largos perodos de tiempo sin circulacin son todos factores crticos. Dado los pozos que hoy da hay en aguas profundas, estas condiciones podran existir hasta con el sistema de lodo con mayor inhibicin. Los sistemas de lodos que inhiben normalmente contienen un 20-26% de sal por peso. Si se requieren propiedades de mayor inhibicin, se puede agregar hasta un 10% de lodos con glicerol o polmeros que tengan propiedades de inhibicin. Los fluidos a base de petrleo inhiben, pero contienen agua y podran estar sujetos a la formacin de hidratos. Es especialmente importante reconocer la posibilidad de que se formen hidratos. Si esto existe, no se debera cerrar el pozo durante largos perodos de tiempo. Se podra optar por el Mtodo del Perforador dado que se puede empezar a circular tan pronto como se registren las presiones. Si el pozo va a estar cerrado durante un perodo de tiempo ms largo, se debera

cerrar una esclusa parcial debajo de los accesos de circulacin. Adems, se debera empezar la circulacin a travs de las lneas del estrangulador / ahogo para asegurar que no se formar hidratos en estas lneas o en la cavidad del preventor de reventones. Se pueden quitar los hidratos por medio del calor, disolucin con productos qumicos o reduccin de la presin. El metanol podra ser eficaz para disolver los hidratos. Para colocar el producto qumico en los puntos para el tratamiento, se tendra que cortar la tubera qumicamente o correr una tubera flexible (coiled tubing) por la lnea bloqueada. Alternativamente, se puede correr la tubera flexible por la columna de perforacin a una profundidad que est debajo del bloqueo. Si circula un fluido calentado, calentar la tubera de perforacin y el espacio anular. Quizs se requiera un tiempo relativamente largo para subir la temperatura por encima de la temperatura a al cual se disolvern los hidratos.

Spiderdel riser

Junta telescpica

Riser(tubo)

Vlvulade

llenadodel riser Carretel

Final

Juntaflexible

(flex joint)

Mesadel riser

Riser(tubo)

Riser(tubo)

CAPTULO 11286

La redundancia

es un factor esencial en

el diseo del preventor de reventones y del sistema.

EQUIPAMIENTO SUBMARINO Debido a lo distante que estn los preventores de reventones submarinos, se han desarrollado equipos especializados. La parte que conecta al riser con el preventor de reventones principal se llama el conjunto inferior del riser marino (LMRP). Este conjunto incluye el preventor anular, las conexiones hidrulicas para el resto del preventor de reventones, las funciones del cabezal del pozo y los conectores para las lneas del estrangulador y de ahogo. Tambin conecta el riser con el conjunto del preventor de reventones por medio de una junta esfrica o junta flexible para minimizar el esfuerzo en los preventores de reventones del riser debido a la corriente, el mar, movimiento y tensin del equipo de perforacin. En la superficie se incorpora un sistema de tensin o compensacin para evitar que el riser se derrumbe. Una junta deslizante conecta el riser con la lnea de flujo. Esto es esencialmente un barril que est adentro o alrededor del riser con un empaquetamiento con el riser, que se desliza para compensar por el movimiento del equipo de perforacin debido a las condiciones climticas, la marea o el mar. Lneas de gua van desde el equipo de perforacin hasta el marco de la base submarina (placa base) para realizar mltiples funciones, guiando el conjunto del preventor de reventones, el LMRP y el riser y los mdulos de control a sus lugares. Es normal que las lneas del estrangulador y de ahogo se corran juntos y conectados al riser. En las embarcaciones con posicionamiento dinmico, un sistema de riser sin lneas de gua tambin incorpora lneas de control empaquetadas. La redundancia es un factor esencial en el diseo de los preventores de reventones y el sistema. Por ejemplo, adems del sistema del desviador, el conjunto tpico del preventor de reventones submarino consta de seis preventores, dos preventores anulares y cuatro preventores a esclusa, para proveer versatilidad. Los preventores a esclusa generalmente incorporan al menos un juego de VBR (dimetro variable) y un juego de esclusas ciegas / de corte Se proveen sistemas de cierre o mdulos por duplicado. Si un mdulo falla, el otro est disponible para las funciones del conjunto. En el marco (caja) del conjunto del preventor submarino se proveen botellones para el acumulador adems del sistema del acumulador que est en la superficie para as asegurar el rpido funcionamiento de los componentes. Estos botellones del acumulador deben tomar en cuenta la

presin de la columna de agua para proveer la presin apropiada para las funciones de la columna. Los sistemas complejos podran incorporar un respaldo acstico en caso de que se pierdan las comunicaciones por los paquetes de la lnea de control.

EL SISTEMA DEL PREVENTOR DE REVENTONES SUBMARINO Todo el sistema del preventor de reventones submarino es grande, complicado y caro. A raz de esto, tiende a dominar en las actividades del control de pozos. Las caractersticas funcionales de sus componentes y los procedimientos operativos pueden ser muy especficos para el fabricante y el tipo de equipo. Debido a esto, especialistas en equipos submarinos se dedican especficamente a los aspectos operativos y de mantenimiento del sistema. Una vez instalado, el sistema del preventor de reventones submarino causa poco cambios en las tcnicas de control surgencias. El equipo tiende a ser ms grande y el sistema de control ms complejo y remoto. Esto requiere ms tiempo para cerrar el pozo correctamente que en un conjunto de preventor de reventones convencional en la superficie, lo cual resulta en surgencias ms grandes. Quizs tome de 30 a 45 segundos para operar una vlvula o esclusa. El preventor anular puede tomar de 45 a 60 segundos o ms debido a la gran cantidad de fluido hidrulico que se re requiere para cerrarlo. Nota: El API requiere que el tiempo de cierre para las esclusas sea dentro de 45 segundos y dentro de los 60 segundos para los preventores anulares. El Directorio Noruego del Petrleo (NPD) requiere que el tiempo de cierre para las esclusas sea dentro de los 30 segundos y dentro de los 45 segundos para los preventores anulares.

EL SISTEMA DE CONTROL DEL PREVENTOR DE REVENTONES SUBMARINO El sistema del acumulador provee la energa hidrulica para cerrar o abrir el conjunto del preventor de reventones. En los equipos de perforacin que tienen un preventor de reventones submarino, esta energa se regula a travs de un sistema de control complejo. Dado que no se puede observar el conjunto y que el sistema de cierre es complicado, se deben conocer y cumplir estrictamente los procedimientos para cerrar el pozo.

Unidad de Energa Hidrulica conPanel de Control Hidrulico Maestro

Panel de Control Remoto Auxiliar(Todo Elctrico)

Banco de Bateras

Cargador de Bateras

Panel de Control para correr el Conjunto del Preventor de Reventones

Panel de Control del Perforador (Todo Elctrico)

Manguera deControl Hidrulico

Carretel Elevadorde Manguera

Lnea de Energa Hidrulica

Grampa de Manguera

Junta Flexible

Lneas deEstranguladory Ahogo

Acumuladores HidrulicosConector

Mdulo de Control

Preventores de Reventn con Trabas tipo Cua

Conector Collet del Cabezal de Pozo

Junta Telescpica

Sistema del Riser

Junta del Riser

Energa Hidrulica y Paquete de Mangueras de Control

Preventor Anular

Conector Collet del Riser

Conjunto Inferior del Riser

Vlvulas Submarinas

Conjunto del Preventor de Reventones

Acumulador

Roldanas de Manguera (no se muestran)

Lnea de la Traba del MduloConector

Cables y Carretes provistospor el Cliente


Sistema de control hidrulico

El preventor de reventones submarino es ms grande y el sistema de control es ms complejo y remoto.

submarino. En el mdulo se desplaza una vlvula de funcin (o regulacin) piloteado hidrulicamente y permite que el fluido hidrulico del acumulador o del sistema en la superficie opere el preventor de reventones o vlvula seleccionado. Ambos sistemas, el electro hidrulico y el multiplex, usan seales elctricas enviadas a los mdulos de control para un tiempo de reaccin ms rpido en los entornos de aguas ms profundas.

Hay tres clasificaciones generales de sistemas submarinos: hidrulico, electro hidrulico (EH) y elctrico (MUX). En el sistema hidrulico, cuando se oprime un botn para hacer funcionar alguna operacin en el panel remoto, la corriente de energa acta un solenoide y abre una inyeccin de aire comprimido. El aire impulsa un cilindro de aire que desplaza una vlvula de cuatro vas en el manifold del acumulador. El manifold enva un fluido de alta presin por una lnea piloto hasta el mdulo

CAPTULO 11288

BOP control panel

Dado que no se puede

observar el conjunto, se

deben conocer y cumplir

estrictamente los

procedimientos para cerrar el

pozo.

a. Si hay una prdida de fluido, verifique el sistema del acumulador en la superficie para ver si tiene alguna fuga.b. Verifique las conexiones en la superficie y de los carreteles. Asegrese que la vlvula del carretel que va al acumulador est apagada.c. Cambie de mdulo y vea si eso detiene la fuga.d. Bloquee cada funcin para ver si con eso se detiene la fuga.

2. Si el medidor de flujo no se detiene cuando se hace operar una funcin-a. Cierre, luego vuelva a abrir la funcin varias veces para limpiar la basura de la vlvula.b. Cambie de mdulo y vuelva a cambiar. Esto ayudar a limpiar una vlvula de aislamiento del mdulo que tiene una fuga.

3. Tiempo de reaccin lenta -a. Verifique las presiones.b. Verifique las vlvulas de cierre del acumulador.c. Verifique para ver si el acumulador o el carretel tienen fugas.d. Verifique las otras funciones. Si estn bien, la lnea piloto podra estar parcialmente taponada.

Botones de Incrementar/Disminuir para Controlar la Presin

Medidores Elctricos en Cajas a Antioexplosivas

Botones de Control/LucesIndicadoras para Cada Funcin

Tapas Acrlicas de Proteccin para las Funciones Crticas

Pantalla Grfica del Conjunto del Preventor de Reventones

Luces de Advertencia y Bocina para la Presin en el Acumulador, la Presin de Aire y Niveles de Fluido

Controles Elctricos paraFunciones del Desviador

Lectura del Medidor de Flujo en dcimas de Galn

Estructura Bsica de la Caja Arenada y con Revestimiento Bimetlico

Para operar el sistema de control submarino y cerrar un pozo, se deben conocer las reacciones del sistema y los fluidos que se requieren para operarlo porque no hay ninguna manera de ver directamente el conjunto para hacer funcionar una vlvula o un preventor.1. Ubique el control apropiado de la funcin.2. Active el interruptor maestro del panel de control, si el panel tiene uno. Generalmente est etiquetado como Empuje y Sostenga para Operar.3. Presione con firmeza el control apropiado de la funcin.4. Verifique el manmetro de Lectura de Presin para ver si cae y luego regresa. 5. Verifique el medidor de flujo para ver si se est utilizando la cantidad correcta de galones.

Guas Bsicas Para Localizar Las Fallas En El Sistema De Control Submarino1. Si el medidor de flujo opera continuamente o si hay una prdida en el nivel de fluido en el reservorio, podra haber una fuga en el sistema. Esto tambin podra verse como la operacin espordica o continua de las bombas del sistema del acumulador-


Componentes del sistema de control del preventor de reventones submarino.

Hay guas establecidas para localizar las fallas en el sistema de control submarino.

4. Ninguna indicacin del medidor de flujo -a. Si la lectura de la presin cae y luego retorna, el problema podra estar en el medidor de flujo mismo.b. Si no hay ningn fluido fluyendo, verifique las presiones en el acumulador y en la vlvula de paso.c. Verifique el fluido en el tanque de reserva y los filtros en la succin de la bomba.

OTROS PROBLEMAS

Durante la planificacin del pozo, se debe tomar en cuenta los pozos pilotos, el cemento, el margen / prdidas del riser, el colapso del riser, la desconexin de emergencia del riser y las reparaciones submarinas.

CAPTULO 11290

Si tiene planes de perforar en

un rea en exploracin, considere un

pozo piloto.

Diferencial de Presinpsi =([Densidad del Fluido en el Riserppg -Densidad del Agua de marppg]

x Profundidad del Aguapies x 0.052) +

(Densidad del fluidoppg x Espacio de Airepies x 0.052)

Diferencial de Presinbar =([Densidad del Fluido en el Riserkg/m - Densidad del Agua de mar kg/m]

x Profundidad del Aguam x 0.0000981) +(Densidad del fluido kg/m x Espacio de Airm x 0.0000981)

Pozos Pilotos Si tiene planes de perforar en un rea en exploracin, considere un pozo piloto. El pozo piloto o pozo de dimetro reducido o pozo de prueba es til por muchas razones. Un pozo ms pequeo es ms fcil y ms rpido de perforar y se pueden realizar los estudios de la litologa (formacin) con mayor rapidez. Si est perforando con un riser, las surgencias se pueden circular rpidamente debido al menor volumen en el espacio anular. El gas de fondo tambin se minimiza debido al pozo ms pequeo. Quizs la consideracin ms importante es que el potencial de flujo de un pozo ms pequeo es ms bajo. Las ECD se maximizan al perforar y circular el gas del pozo, pero la erosin del pozo podra ser un problema.

Cemento Debera haber suficiente cemento a bordo, antes de iniciar las operaciones de perforacin, para asegurar que se podra cementar y taponar el pozo.

Prdida Del Tubo Vertical En el caso de una prdida del tubo vertical (escape de emergencia, se rompe la cadena del ancla, deriva de la embarcacin) habr una reduccin en la presin hidrosttica ejercida en el conjunto del preventor de reventones. Esta disminucin en la hidrosttica en el pozo es igual al diferencial hidrosttico entre el fluido en el riser y el agua de mar. Asimismo, se pierde la presin hidrosttica del nivel del mar a la lnea de flujo o el espacio de aire. Se puede calcular la disminucin en la presin con la siguiente ecuacin:

PROBLEMA #5 Calcule la reduccin en la presin en el pozo cuando el riser es arrancado. Informacin sobre el pozo: Profundidad de agua 2.150 (655.29 m), espacio de aire 65 (19.81 m), zapato de la tubera de revestimiento est a 4.450 (1356.29 m) TVD, 4.550 (1386.87 m) MD, TD est en 7.400 (2255.52 m) TVD, 7.700 (2346.96 m) MD, densidad del lodo 12.9 ppg (1546 kg/m), Agua de Mar 8.6 ppg (1031 kg/m).

El margen del riser es la cantidad de densidad adicional que se requiere en el lodo para compensar por la prdida de fluido en el riser, (Please, see the comma) a lo largo del pozo desde el conjunto hacia abajo. En aguas profundas no es ni prctico ni factible tener un margen para el riser. Sin embargo, en aguas poco profundas y con formaciones buenas y densidades de lodo ms altas, se podra usar. Para calcular el margen para el riser

Margen del Riserppg = Diferencial de Presinpsi (PVVtotalpies - Profundidad del aguapies - Espacio de Airepies) 0.052

Margen del Tubo Riserkg/m = Diferencial de Presinbar (PVVtotalm - Profundidad del aguam - Espacio de Airem) 0.0000981

Use el Problema #5 para calcular el margen del riser.


Vlvula de llenado del riser.

El sistema del riser tiene un serio potencial de culatear (sacudirse) por la energa que est almacenada en los cilindros y cables del tensionador y de la energa de tensin del riser mismo.

Colapso Del Riser Han habido percances donde el gas ha evacuado suficiente riser como para que el riser se haya colapsado (aplastado). El motivo se debe a que la presin hidrosttica del agua de mar en el exterior del tubo vertical excede el valor de colapso para el riser cuando est vaco. Se pueden usar frmulas generales para tuberas para demostrar esto. Se puede calcular la mxima profundidad de agua en que se puede correr un riser vaco antes de que se derrumbe. Esto se debera calcular y usar en el programa del pozo y se debera indicar como parte de los datos estadsticos del equipo de perforacin. Se podra considerar la incorporacin de una vlvula de llenado en el riser. Una vez que la presin diferencial alcanza un punto predeterminado, la vlvula se abre, permitiendo que el agua de mar entre en el riser para evitar su aplastamiento.

Desconexin De Emergencia Del Riser Se deberan preparar planes de contingencia para aquellos eventos que justificaran la desconexin de emergencia del riser. Los procedimientos deberan requerir que el pozo est asegurado y el riser est desconectado antes de que se haga algn dao a la cabeza de pozo, los equipos de perforacin, el conjunto del preventor de reventones, el Conjunto Inferior del Tubo Vertical Marino (LMRP), la junta flexible, la e

128481454-pozos-marinos (1)

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