5.0.

INTRODUCCIN A LAS OPERACIONES COSTA AFUERA.

OBJETIVO:

Profundizar los conocimientos tericos adquiridos en la escuela para la ejecucin de las operaciones de perforacin de pozos con cabezal submarino desde unidades flotantes.

5.1.

Describir y especificar detalladamente los equipos de prevencin y control del pozo, utilizados en la perforacin de pozos costa afuera desde unidades flotantes. Analizar su funcionamiento.

COMPONENTES DE EQUIPO DE CONTROL SUBMARINO 5.1.1. TUBERIAS DE REVESTIMIENTO Y CABEZALES SUBMARINOS Los cabezales en tierra y en el mar son el punto de partida en la mayora de los arreglos de preventores (BOPS) y son el enlace vital entre la TR y el equipo de control de un pozo. Normalmente el equipo de la TR conductora no tiene una conexin a presin hacia el cabezal. Las dems columnas de TRs siguientes se insertan dentro de los tazones (nidos) del cabezal y se sostienen por colgadores en los cuales se realizan los sellos de presin entre las sartas. La TR conductora que se va a enlazar a un conjunto de BOPS submarino, por lo general se corre junto con una base gua temporal que se apoya en el fondo el mar conforme es anclada la TR conductora. Esta puede tener un dimetro de 30 pg o ms, se anda en el tazn y proporciona una base firme para las siguientes columnas de TRs. La TR superficial de 20 a 16 pg se corre junto con una preparacin y se anda en el tazn de 30 pg. El nido del cabezal que se une a la TR superficial realiza y cumple las funciones de: a) Soportar y recibir las siguientes columnas de TRs. b) Suministrar una base para los BOPS submarinos o rbol de vlvulas. c) Efectuar un sello de presin y evitar que haya movimientos hacia arriba de la TR superficial y el arreglo de preventores.

Fig. 1, Base gua y conductor.

5.1.2. CONJUNTOS DE PRE VENTORES SUBMARINOS (SUBSEA BOPS STACK) Las unidades flotantes, utilizan los mismos tipos de preventores que operan en equipos terrestres, solo con ciertas variantes que las incorpora cada fabricante. Para perforar en aguas profundas es necesario instalar el conjunto de BOPS submarinos que se sujetan al cabezal en el fondo del mar. Las configuraciones para seleccionar que arreglo y cuantos preventores de arietes y anulares sern utilizados, depender del programa de cada pozo y las presiones anticipadas que esperen encontrarse. Atendiendo lo que describe el API-RP53 del Instituto Americano del Petrleo, inmediatamente arriba del cabezal marino se instala un preventor con arietes para tubera, esto es debajo de las lneas de estrangulacin; permitiendo cerrar el pozo para reparar algn componente del conjunto de preventores.

FIG. 2 CONJUNTO SUBMARINO CONVENCIONAL MARCA CAMERON 18 pg2 1,055 kg/cm2 (15,000 lb/pg2) CONEXIONES BRIDADAS Y TIPO GRAMPA

STACK

LMRP

5.1.2.1.

DIFERENCIAS ENTRE UN CONJUNTO DE PRE VENTORES SUPERFICIAL Y UN SUBMARINO

1. Se utilizan conexiones tipo grampa por su fcil operacin y ahorro de tiempo; adems estn diseadas para soportar las mismas presiones que las bridas. 2. Las lneas de matar y estrangular se conectan a las salidas laterales de los preventores de arietes. 3. Las lneas de matar y estrangular tienen un conjunto de vlvulas que permiten utilizarlas con doble propsito. 4. Los preventores de arietes tienen un sistema de candados integrales que son operados a control remoto. 5. Los arietes ciegos de corte se utilizan en lugar de los ciegos normales. 6. Pueden usarse carretes espaciadores para cortar tuberas, colgar la sarta de perforacin y para meter tubera bajo presin al pozo.

5.1.2.2.

LINEAS DE MATAR Y ESTRANGULAR SUBMARINAS

Son similares a su propsito que las instaladas en superficie. Criterios pertinentes a las lneas de matar y sus vlvulas tambin se aplican a las lneas de estrangular y vlvulas, puesto que se interconectan al mltiple de estrangulacin para permitir el bombeo o el flujo a travs de cualquiera de ellos. Las lneas de matar y estrangular en instalaciones submarinas se enlazan opuestas una de otras en el exterior del conductor marino (riser). Pueden ser de tres tipos: a) El tipo integral tiene las lneas permanentemente integradas en cada tramo del conductor marino, con conectores pin y caja que se conectan simultneamente con el conector del conductor marino (riser). b) El tipo guiado tiene dos rieles guas permanentemente instalados en el conductor marino, los cuales sirven de gua a los patines unidos a las lneas de matar y estrangular. Ambas se instalan una vez que el conductor marino ha sido instalado. c) El tipo de embudo tiene embudos instalados en los tramos del conductor marino, lo cual permite que se corran las lneas despus de que el conductor marino est instalado.

FIG. 3 ALTERNATIVAS PARA INSTALAR LINEAS DE MATAR Y ESTRANGULAR EN INSTALACIONES SUBMARINAS

5.1.2.3.

VARIANTES DE LOS MULTIPLES DE ESTRANGULACION

El mltiple de estrangulacin para instalaciones submarinas difiere de una instalacin de superficie en que las lneas de matar y estrangular estn conectadas por un mltiple para permitir el bombeo por cualquiera de ellas. Adems tiene el mismo propsito que es el de mantener una contrapresion sobre la formacin en operaciones de control del pozo. Otras caractersticas son adems de los estranguladores ajustables manuales, disponer de un estrangulador hidrulico operado a control remoto. Los estranguladores manuales permiten el control ya sea a travs de la lnea de matar o por la de estrangular. Disponer de vlvulas dobles inmediatamente antes de cada estrangulador, manmetros de presin, conexiones a los sistemas de bombeo de alta presin y bombas de lodos. La siguiente figura ilustra un mltiple de estrangulacin tpico para operaciones submarinas, con presiones de trabajo de 352,703 y 1,055 kg/cm2 (5,000; 10,000 y 15,000 lb/pg2).

FIG. 4 MULTIPLE DE ESTRANGULACION PARA INSTALACIONES SUBMARINAS

5.1.2.4.

RECOMENDACIONES DURANTE LA INSTALACION

1. El mltiple, las conexiones, vlvulas mecnicas e hidrulicas, tuberas, etc., expuestas a las presiones del pozo, de bombeo y de matar deben ser bridadas, del tipo de grampa o soldadas, teniendo una presin de trabajo igual a la de los preventores. 2. El conjunto debe ser de 3 pg de tamao nominal o mayor y tener el mnimo de curvas y estar anclado perfectamente. 3. Las lneas de matar y estrangular normalmente sern de 3 pg, tamao nominal o mayores. 4. Todos los componentes debern seleccionarse de acuerdo a las especificaciones y normas aplicables vigentes; teniendo en consideracin las presiones, los volmenes, las temperaturas y las condiciones bajo las cuales van a operarse, como son: fluidos de operacin, gas, aceite, sulfuro de hidrgeno (H2S), medio ambiente y entorno marino. 5. La consola de control remoto de estranguladores, ubicada en el piso de perforacin y otra en posicin distante y segura; debern ser tan completas como sea posible e incluir todos los monitores necesarios para proporcionar una visin completa de la situacin de control del pozo. La habilidad de observar y controlar desde una sola posicin a elementos tales como la PCTP, PCTR, el gasto y emboladas de la bomba, etc., aumentar la eficiencia del control de un pozo. 6. Los sistemas de aire comprimido del equipo se revisarn con frecuencia para asegurar que sean adecuados en proporcionar la presin necesaria y los requerimientos de volumen para los estranguladores y controles remotos correspondientes. Un sistema de respaldo de control para operar el estrangulador hidrulico y si fuera necesario se opere manualmente; deber instalarse al no poder contarse con aire del equipo. 7. La prueba inicial del mltiple de estrangulacin a la presin de trabajo del conjunto de BOPS submarinos deber hacerse cuando los preventores estn sentados en el carrete de pwebas y despus, cada vez que se prueben los preventores en el cabezal de TRs submarinas. 8. Las lneas despus de los estranguladores, debern probarse durante la instalacin inicial, aunque no son requeridas para que soporten la presin de trabajo del mltiple. 9. Las lneas que continan despus del mltiple de estrangulacin debern estar bien ancladas, que su tamao permita dirigir el flujo hacia un separador gas-lodo, a las lneas de venteo o a instalaciones de produccin o almacenamiento de emergencia. Debern tenerse dos lneas de venteo diametralmente opuestas para orientarlas a la direccin del viento.

10. Algunas configuraciones de mltiples de estrangulacin utilizan cmaras de amortiguacin despus de los estranguladores con el propsito de unir varias lneas. Al tener una instalacin con estas cmaras, deber prevenirse poder aislarlas en caso de una falla, sin interrumpir el control de flujo

5.1.2.5.

CONSIDERACIONES PARA LINEAS SUBMARINAS

a) Los elementos sellantes de presin del conector deben inspeccionarse y cambiarse cuando se requiera, adems probarse antes de ser puestos en servicio. b) La seleccin de los selectores de las lneas de matar y estrangular debe tomar en consideracin la facilidad de operar a conectar y desconectarlas y la confiabilidad de los elementos de sello, para ciertas situaciones de emergencia donde es necesario desconectar el conductor marino (riser) de los BOPS submarinos y despus volver a conectar antes de reanudar las operaciones normales. c) Cada lnea de matar y estrangular debe tener dos vlvulas de paso completo en las salidas laterales de los preventores de arietes. Las vlvulas se operan hidrulicamente desde la unidad flotante y cuando menos una de cada lnea debe ser a prueba de fallas (fail-safe) en la posicin cerrada. Puesto que estn cerradas normalmente, el bombeo peridico a travs de ellas es necesario para evitar que se lleguen a pegar si no son lavadas con frecuencia. 5.1.3. SISTEMAS DE CONDUCTORES MARINOS (RISERS) Los conductores marinos (risers) se usan para tener un medio de circular el fluido de perforacin entre el pozo con la unidad flotante y para guiar la sarta de perforacin o de TRs hacia el conjunto de preventores localizado en el fondo (lecho) marino. Estos conductores deben tener la suficiente capacidad para resistir la presin diferencial entre el lodo que est dentro de l y por su exterior la del agua de mar as como las presiones generadas al manejar un brote de gas somero por medio del desviador de flujo. Los conductores marinos debern soportar las fuerzas laterales de las olas, corrientes marinas y del movimiento de la unidad flotante justo arriba del pozo; as como resistir esfuerzos y la extensin axial que se aplica en la superficie por medio del sistema de tensionadores. Observe en la figura las principales fuerzas que actan sobre un conductor marino.

FIG. 5 SISTEMA DE CONDUCTOR MARINO (RISER) Un sistema de conductor marino consta de los siguientes elementos descritos desde el fondo hacia arriba: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Un conector hidrulico Una junta flexible inferior (universal) Conexiones flexibles para lneas de matar y estrangular Tuberas del conductor y conectores Lneas de matar y estrangular con conectores Una junta telescpica Un sistema desviador de flujo (para gases someros) Un sistema tensionador del conductor

Los tres primeros componentes se enlazan y constituyen el pmer paquete inferior del conductor marino debido a que son una parte significativa de la tubera del conductor

marino. Algunos arreglos incluyen un preventor anular en el paquete inferior; instalado entre el conector hidrulico y la junta flexible.

5.1.3.1.

PAQUETE INFERIOR DEL CONDUCTOR MARINO

El conector marino hidrulico es el principal componente del paquete inferior del conductor marino, puede seleccionarse el tipo mandril o colector. Un corte transversal del tipo mandril se observa en la figura cuando est conectado al mandril del cabezal. Al incluir un preventor anular en este paquete, el conector hidrulico deber tener una presin de trabajo similar a los BOPS submarinos. El conector se opera con presin hidrulica a control remoto proveniente de la consola de operacin de los preventores. La presin se ejerce sobre los pistones que estn dentro del conector empujando hacia abajo el anillo de leva, forzando a los candados a entrar a su asiento, conectndose as el conector al mandril del cabezal.

FIG. 6 CONECTOR HIDRAULICO

FIG. 6.1.

CONECTORES HIDRALICOS DE FMC

5.1.3.2.

JUNTA FLEXIBLE (UNIVERSAL)

Se instala arriba del conector hidrulico (o del preventor anular si fu instalado); con el objeto de suministrar una unin flexible entre los BOPS submarinos y el conductor marino. Con esta junta se evita que las cargas por flexin (pandeo) debido al movimiento de la unidad flotante se transmitan directamente al pozo. Esta junta flexible permite una desviacin angular (desalineamiento) de diez grados de un total de 200 de un lado a otro, ya que cuenta con un perno antirotacin que previene que el miembro superior de la junta gire en relacin con el miembro inferior. El fabricante Cameron ofrece juntas flexibles con diferentes rangos de tamaos, presiones de trabajo y conexiones; para operar en aguas profundas de 3,048 m (10,000 pies), con rangos de carga hasta de 906 toneladas (2 millones de libras). Soporta presiones diferenciales de 211kg/cm2 (3,000 lb/pg2). Sobre pedido se preparan para ambiente amargo (H2S) y 352 kg/cm2 (5,000 lb/pg2). Se requiere instalar tubera o mangueras flexibles alrededor de la junta flexible con el objeto de conectar las lneas de matar y estrangular hacia el conjunto de preventores submarinos.

FIG. 7 JUNTA FLEXIBLE CAMERON

5.1.3.3.

JUNTA TELESCOPICA

Se instala en la parte superior del conductor marino para cumplir las siguientes funciones: 1. Compensar el movimiento vertical de la unidad flotante mientras se est perforando. 2. Proporcionar un conducto para conectar un niple campana o desviador de flujo marino. 3. Permite conectar las mangueras de las lneas de matar y estrangular con la unidad flotante. 4. Suministrar un medio para conectar el sistema tensionador del conductor marino. Una junta telescpica est compuesta por un barril exterior que est unido al conductor marino y por un barril interior que est unido a la unidad flotante. El niple campana o el sistema desviador de flujo se conectan al barril interior y ste a su vez a las vigas (soportes, cartabones) de la mesa rotatoria. El barril exterior est conectado a la junta superior del conductor marino y tiene conexiones ya sea de oreja fija o anillo de soporte para conectar el sistema tensionador del conductor marino.

FIG. 8 ENSAMBLE CAMERON, JUNTA TELESCOPICA CON DOBLE ELEMENTO DE SELLO

5.1.3.4.

SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO (DlVERTER SYSTEM)

En la instalacin del desviador de flujo para operaciones submarinas, poca tubera se enlaza debajo de la lnea del lodo y el conductor marino (riser). El desviador de flujo se conecta a la parte superior del conductor marino y es asegurado a la subestructura de la unidad flotante. Despus de instalar el conjunto de preventores sobre el cabezal marino, el desviador de flujo puede ser utilizado para dirigir el gas que se acumule dentro de los preventores durante las operaciones de control del pozo. Las lneas de descarga (desfogue) se instalan en sentidos opuestos hacia los extremos de la unidad flotante; con el fin de dirigir los fluidos gaseosos a favor del viento sin mover la unidad de perforacin. Las prcticas recomendadas API RP 53 del Instituto Americano del Petrleo y la Subseccion D inciso 250.59 del reglamento 30 CFR, captulo II (edicin juliol,1993) del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS) contemplan lo relacionado con su instalacin, pruebas y operacin.

FIG. 9 INSTALACION TIPICA SUBMARINA DEL DESVIADOR DE FLUJO Las vlvulas deben ser de apertura plena y una estar diseada para abrirse automticamente cada vez que sea cerrado el desviador de flujo. El sistema (vlvulas y lneas) deber tener un dimetro interior mnimo de 12 pg. Normalmente la lnea de flujo a la temblorina est cerrada o una lnea con su vlvula est abierta dependiendo la direccin del viento. En unidades flotantes con posicionamiento dinmico, podrn estar equipados con una sola lnea de venteo, siempre y cuando se mantenga la orientacin apropiada de la unidad, para compensar la direccin del flujo a favor del viento.

FIG. 10 UNIDAD FLOTANTE CON DIAGRAMA DE VALVULAS El desviador de flujo con todo el mltiple de vlvulas deben operarse despus de instalarse para asegurar que el sistema funcione correctamente. Revisar las vlvulas que operen automticamente al cerrar el desviador de flujo. Deber bombearse agua o lodo de perforacin a travs del sistema para observar el retorno de los fluidos. Las normas API recomiendan reconocer el pozo antes de introducir la siguiente columna de TR. Luego deber revisarse la instalacin y operacin del sistema desviador de flujo antes de iniciar la perforacin con barrena nueva, Revise el sistema completo por exceso de vibracin o fugas, para observar si no estn taponados con recortes, escombros o hielo. Comnmente, las embarcaciones estn equipadas con un cono de viento que indica su direccin, para dirigir el flujo y hacer los movimientos hacia el lado que mejor favorezca.

5.2.

Preparar un programa para el diseo y la corrida de un conductor submarinos (RISER) con todos sus componentes: lneas auxiliares, conectores, uniones flexibles, junta telescpica, controles etc.

5.2.1. DISEO Y SELECCIN DE RISERS 5.2.1.1. DISEO Y SELECCIN DE UN RISER DE PERFORACIN

El diseo de un sistema de riser de perforacin comienza con la evaluacin de las condiciones de operacin esperadas y de un anlisis de ingeniera para establecer parmetros tales como tensin, flexin y esfuerzo, requerimientos de flotacin, etc.; otros factores que influyen el diseo de un sistema de riser son: la longitud del riser (profundidad del agua), los requerimientos dimensionales, los rangos de presin interna, las condiciones de manejo y almacenamiento. El diseo de un riser puede ser definido como un proceso iterativo, el cual comienza con la proposicin de un diseo y termina con la determinacin de los parmetros que cumplan con los objetivos del diseo. Un diseador deber tomar en cuenta las siguientes opciones disponibles y elaborar una tabla con datos caractersticos del sistema de riser previo al anlisis. a) La especificacin de la tensin en la cima apropiada para cada una de las combinaciones de los parmetros ambientales y de los de perforacin. b) La coordinacin del diseo del sistema de amarre para evaluar la posicin de la cima del riser. c) La seleccin de las condiciones a las cuales el modo operacional es cambiado d) La especificacin de la distribucin de la flotacin de las uniones del riser a travs del aparejo del riser. A. ASPECTOS QUE DEBE TOMAR EN CUENTA EL DISEADOR El tamao del riser se determina en base al tamao del conjunto de preventores y del cabezal, tomando en cuenta que deben ser instaladas las tuberas de revestimiento y deben utilizarse ciertas sartas de perforacin. La seleccin del acero del riser es un punto crtico, ya que debe proporcionar una vida larga y una operacin libre de problemas. El acero debe tener una resistencia mnima que debe exceder el esfuerzo generado. Tambin debe tener buenas caractersticas de resistencia a la fatiga y ser maleable. Se han reportado buenas experiencias con el acero X-52 en operaciones en aguas profundas en el canal de Santa Brbara, por lo que se ha establecido que una tubera X52 es la mejor opcin para la mayora de las operaciones. Sin embargo el acero HY-80 (A 543 clase I) utilizado en las construcciones submarinas parece ser superior al X-52 en

resistencia a los impactos. Por lo tanto, este acero es conveniente para utilizarlo como material para un riser marino, particularmente para aguas profundas y operaciones crticas. A.1 MANTENIMIENTO DE LA POSICIN DEL SISTEMA FLOTANTE La capacidad de mantenimiento de la posicin del sistema flotante debe ser determinada y utilizada en conjunto con el anlisis del riser para calcular el ngulo de la unin bola/ flexible y el esfuerzo del riser. El amarre y los anlisis del riser son utilizados para definir los lmites operacionales del riser. A.2 CARGAS INDUCIDAS POR EL RISER El riser introduce cargas de corte, flexin y tensin en el paquete inferior del riser marino, el conjunto de preventores, los conectores hidrulicos, el cabezal y la tubera de revestimiento. Estas cargas y momentos deben ser evaluadas para asegurar que el esfuerzo mximo est dentro de los lmites permisibles de diseo y que la vida de la fatiga es aceptable. El riser tambin induce cargas sobre el sistema flotante de perforacin las cuales pueden ser requeridas en el anlisis del mantenimiento de la posicin. A.3 DENSIDAD DEL FLUIDO DE PERFORACIN Los requerimientos de la tensin en la cima sern determinados a partir de varios valores de la densidad del fluido de perforacin, los cuales van desde el del agua marina hasta el de la densidad mxima esperada. A.4 MODOS DE OPERACIN En las operaciones de perforacin costa fuera normalmente se encontrarn 3 modos de operacin los cuales son: a) Modo de perforacin. El modo de perforacin es aquella combinacin de las condiciones ambientales y del pozo en la cual todas las actividades de perforacin normal pueden ser llevadas a cabo con seguridad. b) Modo de no perforacin conectado. En este modo las nicas operaciones de perforacin que sern llevadas a cabo son: la circulacin y el viaje de la tubera de perforacin. La tubera de perforacin no es rotada. c) Modo de desconexin. Si las condiciones ambientales exceden los lmites para una operacin segura en el modo de no perforacin conectado, el riser se desconectar para evitar el posible dao al equipo superficial o submarino. B. DATOS TPICOS PARA EL DISEO Y SELECCIN DE UN RISER DE PERFORACIN

1. Datos Generales Localizacin Tirante de Agua y Referencia Nombre de la Unidad Flotante Tipo de Unidad Flotante Distancia desde el Piso de Perforacin al Espejo de Agua Dimensiones de la Escotilla 2. Sistema Tensionador Nmero de Tensionadores Nmero de Tensionadores por Acumulador ngulo de la lnea de tensin Soporte de Apoyo de la Lnea de Tensin (kip) Peso del Cable @ Tensin (kip) Rango del Lmite de Tensin Dinmico (kip) Factor de Resistencia del Tensionador: rotacin / sin rotacin Dimetro de la Lnea de Tensin (pg) Tipo de Terminacin Eficiencia de la Terminacin 3. Junta Telescpica Longitud de la Junta en su Posicin Descendente (pies) Longitud de al Unin Bola/Flexible Superior (pies) Dimetro del Barril Exterior (pg) Peso en el Aire del Barril Exterior (lb) Rango de Carga (kip) Dimetro de Arrastre (pg) Dimetro de Masa (pg) Longitud Totalmente Extendida (pies) Longitud entre la Lnea de Retorno del Lodo y el Piso de Perforacin (pies) Espesor de Pared del Barril Exterior (pg) Peso en el Agua del Barril Exterior (lb) Punto de Cedencia del Barril Exterior (kis) CD1/CD2 (bajo / alto) Coeficiente de Masa, CM 4. Tramo del Riser Nmero de Juntas Flotacin Longitud Estndar del Tramo (pies) Tipo de Cople Rango de Carga del Cople (kip) Cedencia del Cople (kis) Factor de Amplitud del Esfuerzo del Cople Peso del Cople (lb) Dimetro Exterior del Tubo Principal (pg) Espesor de Pared del Tubo Principal (pg) Dimetro Exterior e Interior de la Lnea de Estrangular y de Matar (pg) Dimetro Exterior e Interior de la Lnea de Arranque del Lodo (pg) Dimetro Interior de la Lnea Hidrulica (pg)

Peso en el Aire del Riser Vaco (lb) Peso en el Agua (lb) Tolerancia del Peso del Acero (%) Tipo de Flotacin Densidad de la Espuma (lb/ft3 ) Dimetro del Flotador (pg) Longitud del Flotador (pg) Peso en el Aire del Flotador (lb/ tramo) Tolerancia del Peso del Flotador (%) Prdida de Flotacin (E+T) (%) Dimetro de Arrastre (pg) Dimetro de Masa (pg) CD1/CD2 (bajo / alto) Coeficiente de Masa, CM 5. Tramo Corto del Riser Longitud Estndar del Tramo Corto (pies) Dimetro Exterior del Tubo Principal (pg) Espesor de Pared del Tubo Principal (pg) Peso en el Aire (lb) Peso en el Agua (lb) 6. Unin Bola/Flexible y Adaptador Rango (kip) Longitud entre el Piso Marino y el Conector de Rotacin (pies) Longitud entre el Piso de Perforacin y la Junta Flexible Superior (pies) Longitud de la Base del Conector (pies) Longitud de la Cima del Conector (pies) Peso Efectivo en el Aire (lb) Peso Efectivo en el Agua (lb) Rigidez Axial (kip/pg) Rigidez Rotacional (Kpies/grados) Rotacin Mxima (grados) Dimetro de Arrastre (pg) CD1/CD2 (bajo / alto) Coeficiente de Masa, CM 7. Preventor y Cabezal Longitud (pies) Peso en el Aire (lb) Peso en el Agua (lb) Dimetro de Arrastre (pg) Volumen Hidrulico (ft3/pies) Tensin Mxima (kip) Momento de Flexin Mximo (kip/pies) 8. Parmetro de Perforacin Densidad del Fluido de Perforacin (lb/gal) Desplazamiento de la Unidad Flotante (% de tirante de agua) Tensin en la Parte Superior (% del lmite de tensin dinmico)

9. Condiciones Ambientales Modo de Operacin Altura de la Ola de Diseo (pies) Perodo de la Ola (seg) Altura de una Sola Ola (pies) Duracin Promedio del Periodo (seg) Periodo Pico (seg) Tipo de Espectro Perfil de la Corriente Surgencia Mxima ms Marea 10. Respuesta al Movimiento de la Unidad Flotante Surgencia / Vaivn Movimiento Vertical de la Unidad Flotante (pies/pies) Agitacin / Pendiente (grados/pies) C. LMITES RECOMENDADOS PARA EL DISEO Y LA OPERACIN La seleccin de la combinacin apropiada de las condiciones ambientales y de los coeficientes hidrodinmicos para el anlisis involucra un juicio, la experiencia y el entendimiento del tipo de anlisis del riser que esta siendo empleado. Los lmites de diseo y de operacin para los parmetros claves del riser son seleccionados en base a los principios de ingeniera. En la lista anterior del inciso B, se establecen guas recomendadas para el diseo y la operacin de los tres modos de operacin. Esta tabla contiene dos mtodos para el criterio de esfuerzos para el modo de perforacin, por lo menos uno de ellos debe ser satisfecho. Generalmente el mtodo A es apropiado para cualquier profundidad de agua, mientras que el mtodo B es recomendado para aguas profundas. Esta tabla contiene el anlisis del riser para la perforacin exploratoria. Los lmites de los ngulos mximo y medio de la unin flexible/bola dados para el modo de operacin normal estn destinados a impedir el desgaste y el dao al riser y a la unin flexible/bola. Los lmites del ngulo mximo de la unin flexible/bola para los modos de no perforacin conectado y de desconexin estn destinados a impedir el dao al riser, a la unin flexible/bola, y al conjunto de preventores. El ngulo superior de la unin flexible /bola pocas veces tiene un efecto significativo sobre el diseo del riser. El propsito del anlisis del esfuerzo mximo es asegurar que el riser sea demasiado fuerte para soportar las cargas mximas de diseo. Esto es un requerimiento del riser para soportar las cargas mximas de diseo mientras el esfuerzo mximo es mantenido abajo del esfuerzo permitido. Este lmite esta destinado a impedir la deformacin estructural que podra llevar a la falla y comprende un lmite de seguridad. Se requiere ejercer una tensin mnima para asegurar la estabilidad del riser. La tensin ejercida ser suficientemente alta para que la tensin efectiva sea siempre positiva en todas las partes del riser, incluso hasta en el caso en el que fallara un tensionador. En la mayora de los casos la tensin efectiva mnima se encuentra en el fondo del riser. La tensin mnima en la cima, Tmm se determina por la siguiente expresin: Tmn= TSR mn N / [Rf( N - n )]

donde: TSR mn = Tensin mnima en el anillo tensionador, dada por:

TSR mn = Wsfwt - Bnfbt + Ai[dmHm - dwHw] ws fwt Bn fbt Ai dm Hm dw Hw N n Rf = Peso del riser sumergido sobre el punto de consideracin = Factor de tolerancia del peso sumergido (valor mnimo 1.05) = Levantamiento neto del material de flotacin sobre el punto de consideracin = Prdida de flotacin y factor de tolerancia resultante de la compresin elstica, absorcin al agua y tolerancia del fabricante (valor mximo 0.96) = rea de seccin transversal interna del riser incluyendo las lneas de matar, de estrangular y auxiliar del fluido = Densidad del fluido de perforacin = Columna del fluido de perforacin hasta el punto de consideracin. = Densidad del agua marina = Columna del agua de mar hasta el punto de consideracin incluyendo oleajes y mareas = Nmero de tensionadores que soportan al riser = Nmero de tensionadores sujetos a fallas repentinas = Factor de reduccin debido a la tensin vertical en el anillo tensionador, a la colocacin del tensionador para registrar el ngulo de flotacin y a la eficiencia mecnica (usualmente 0.9 - 0.95)

Ntese que en la ecuacin de arriba para TSRmn, la presin exterior, dwHw, se multiplica por el rea de la seccin transversal interna del riser, A i, lo cual es mejor que el rea de la seccin transversal externa. Esto es porque la flotacin de la pared del tubo del riser, dwHw (Ao-Ai), se ha incluido en el peso del riser sumergido, Ws. El lmite del rango del esfuerzo dinmico ser tambin usado en conjunto con el anlisis de carga mxima. Este lmite se calcula para proporcionar algn control sobre el dao acumulado de la fatiga en el riser. La incorporacin de este lmite en el anlisis de carga mxima elimina los esfuerzos dinmicos grandes los cuales pueden conducir a la aceleracin de la fatiga. Los modos de operacin adicionales que pueden influir en el diseo tendrn que ser considerados. Especialmente, el modo de desconexin, las situaciones especiales del manejo y las condiciones de emergencia, las cuales son examinadas para analizar el efecto que tienen sobre el diseo del sistema de riser. D. ANLISIS DEL RISER D.1 UTILIZACIN DEL ANLISIS DEL RISER Como una regla general, el anlisis del riser tiene dos funciones distintas. Previo a la solicitud de un riser nuevo, se debe llevar a cabo una serie de anlisis para establecer las especificaciones del diseo. En esta etapa, las condiciones ambientales son seleccionadas para reflejar las condiciones de operacin mximas esperadas durante

la vida de diseo. Los criterios de diseo tales como el del esfuerzo alterno y el del esfuerzo mximo se utilizan en la seleccin de los parmetros tales como el espesor de pared y las propiedades del material. Los anlisis incluyen el comportamiento de la unidad flotante de perforacin y tambin deben ser utilizados para la especificacin de los requerimientos de la tensin del riser en la unidad flotante. Los anlisis del riser tambin pueden ser utilizados en la planeacin de la utilizacin de un riser y de una unidad flotante existentes en un sitio nuevo. En este caso, el objetivo es establecer los requerimientos de la tensin en la cima para las condiciones ambientales esperadas y para las densidades del fluido de perforacin. Adems, los anlisis indican bajo qu condiciones ambientales debe detenerse la perforacin y cuando es prudente arrastrar el riser. Los anlisis probablemente tambin deben incluir las condiciones especiales tales como el colgamiento del riser en una tormenta o el efecto del rompimiento de una lnea de amarre. El anlisis para el diseo de un riser de perforacin debe incluir un gran nmero de variables. El esfuerzo combinado en el riser es el resultado de esfuerzos tanto axiales como tangenciales o circulares. El esfuerzo tangencial es causado por la presin interna de la columna del lodo y por la surgencia imprevista de presin. Las fuerzas externas sobre el riser son el resultado de la presin hidrosttica, la cual se calcula para la profundidad de agua dada. El esfuerzo axial total es el resultado de la carga del tensionador, de la flotacin del riser, del peso del riser, del peso del lodo, de la fuerza de la corriente y de las olas. Con los grandes oleajes que provocan el movimiento de la unidad flotante, tambin deben considerarse las fuerzas dinmicas sobre el riser. Un esquema de este esfuerzo se muestra en la Figura 3.21.

Se utilizan varios procedimientos en el anlisis del riser, los cuales dependen del objetivo requerido. Las ecuaciones de catenaria individual pueden ser utilizadas para obtener una solucin con resultados no exactos. Esto ser adecuado para realizar una comparacin preliminar de los efectos de las diferentes profundidades del agua y de los dimetros o de los espesores de pared del aparejo del riser. Para resultados ms exactos, se utilizan procedimientos de diferencias finitas para resolver ecuaciones diferenciales. La aproximacin de diferencias finitas proporciona resultados excelentes para un tipo muy sencillo de riser. Sin embargo, se requiere de una ecuacin diferencial distinta para cada uno de los cambios en la seccin transversal y las juntas de diferentes seccin transversal estn enlazadas matemticamente por condiciones de compatibilidad. El problema con la aproximacin de diferencias finitas es que el procedimiento llega a ser totalmente difcil de manejar e no prcico para analizar un diseo con muchas variaciones en el dimetro del riser, en el espesor de pared, en el material para la flotacin del riser, o en algunas otras variables. Contrariamente, la aproximacin del elemento finito para el diseo y el anlisis encuentra beneficios considerables ya que esta aproximacin se encuentra libre de cargas por limitaciones o condiciones. Con la aproximacin del elemento finito, se pueden tomar en cuenta otras variables que en otros mtodos prcticos no es posible. Esto quiere decir que se puede considerar la distribucin de la corriente, que se pueden explicar los efectos de arrastre hidrodinmico de las uniones del riser y de las lneas de estrangular y de matar, que se pueden considerar las cargas debidas a cualquier altura de ola, que se puede analizar totalmente la influencia de la junta telescpica, etc. Sin embargo, los anlisis detallados y precisos, tales como el de una rutina del elemento finito no lineal deben ser usados tanto para condiciones de aguas profundas como para condiciones severas del medio ambiente. D.2 MODELO ESTRUCTURAL Para propsitos del anlisis de la respuesta del riser, ste se puede considerar como una viga tensionada que pocas veces desarrolla ngulos superiores a los 10 de la vertical. Para ngulos menores, la ecuacin fundamental de la viga de Bernoulli-Euler describe adecuadamente la respuesta del riser. La ecuacin de viga para el riser est desarrollada a partir de un elemento diferencial y de las fuerzas que actan sobre el. Las no linealidades geomtricas deben ser consideradas en un anlisis si es que el riser desarrolla un ngulo superior a los 10. La presin hidrosttica del agua marina y del fluido de perforacin, la tensin en la pared del tubo y el peso. Tambin muestra la deformacin del tubo del riser sobre una longitud elemental. Finalmente, se indican las fuerzas hidrodinmicas horizontales. Las ecuaciones de equilibrio y la teora de una viga simple conducen a la ecuacin de movimiento. El grupo de trminos que forma el coeficiente de Y es comnmente

denominado la tensin efectiva. Esta forma de ecuacin que gobierna el comportamiento del riser ha sido reconocida y reportada durante aos en la literatura. D.2.1 CONSIDERACIONES DEL MODELAJE En el anlisis global del riser, ste es modelado como una viga tensionada sujeta a cargas a lo largo de toda su longitud y con condiciones de frontera en cada extremo. a) Las descripciones del elemento de la viga tensionada incluye la geometra, la masa y las propiedades del material del riser. Las longitudes de los elementos de la viga son importantes. Los elementos que son bastante largos no proporcionarn una adecuada distribucin del esfuerzo a lo largo del riser, mientras que los elementos que son demasiado pequeos incrementarn el tiempo de cmputo y el costo. Las longitudes del elemento deben ser especificadas con respecto a la respuesta esperada a lo largo del riser con elementos ms pequeos en reas donde ya sea las cargas o la geometra del riser cambian rpidamente. b) Las cargas sobre el riser incluyen la presin interna y externa as como tambin las cargas ambientales causadas por las olas y las corrientes. Las cargas por la presin interna y externa son causadas generalmente por la presin hidrosttica del fluido de perforacin y del agua marina respectivamente. Los anlisis deben ser realizados para todo el rango de densidades esperadas del fluido de perforacin notando que la columna del fluido de perforacin produce una presin hidrosttica mayor que la del agua marina. La junta es modelada usando nicamente las dimensiones del tubo principal del riser para calcular la rigidez de flexin (EI) del riser. Las dimensiones de las lneas de estrangular, de matar y las auxiliares, a dems del dimetro exterior del tubo principal del riser deben ser consideradas en el clculo de las fuerzas hidrodinmicas sobre las uniones del riser. Si los mdulos de flotacin estn afianzados a la junta del riser, entonces debe utilizarse el dimetro exterior del mdulo de flotacin para calcular el arrastre y los dimetros internos. El peso usado en el anlisis debe ser igual al peso de la junta del riser, incluyendo las lneas de matar, de estrangular y auxiliares, as como juntas de apoyo y coples. c) Generalmente, las condiciones lmite en la cima incluyen la tensin en la cima, los movimientos y la compensacin de la unidad flotante, as como la descripcin de la rigidez rotacional de la unin flexible/bola superior. Tpicamente la tensin en la cima requerida depende de la densidad del fluido de perforacin y puede variar con las condiciones ambientales y operacionales especificadas para cada modo de operacin. d) La condicin de frontera del fondo puede resultar ya sea de un riser conectado o de uno desconectado. En los modos conectados, el modelo de riser termina usualmente en la unin flexible/bola inferior en cuyo caso la rigidez rotacional de esta unin es una condicin de frontera del fondo y las cargas verticales y horizontales as como el ngulo del fondo son resultados del anlisis. La condicin de frontera de fondo de un modo desconectado debe incluir la masa ya sea del conjunto de preventores o nicamente la del paquete inferior del riser marino, dependiendo de la situacin. E. TENSIN EFECTIVA La tensin efectiva controla la estabilidad del riser y por lo tanto representa un concepto de gran importancia, que puede ser definido de diferentes formas:

Aparece como el coeficiente del termino Y" en la ecuacin diferencial bsica que describe el comportamiento del riser. Es la tensin axial que se calcula en cualquier punto a lo largo del riser considerando nicamente la tensin en la cima y el peso aparente del riser y su contenido.

La tensin efectiva, Ts, est relacionada a la tensin axial de la pared del tubo, treal, (tambin denominada tensin real o tensin verdadera) por la siguiente ecuacin. Ts = Treal -PiAi+PoAo Donde Pi,Po,Ai,Ao son las presiones y las reas de seccin transversal, interna y externa, respectivamente. Treal se obtiene a partir del diagrama de cuerpo libre de la estructura del riser. F. DETERMINACIN DE LA LONGITUD DEL RISER La profundidad del agua se debe medir antes de iniciar la operacin y la elevacin del cabezal por arriba de la lnea del lodo se mide en el momento en el que el cabezal es cementado en el lugar. La determinacin de la longitud del riser involucra la seleccin del nmero de uniones del riser que formarn el aparejo del riser. Un buen mtodo para comprobar la profundidad del agua y determinar la longitud requerida del aparejo del riser es medir la longitud real de la sarta de instalacin de 20. La longitud del riser normalmente se disea para que la junta telescpica est cerca o casi en la mitad de la longitud de su carrera cuando el conjunto de preventores se afiance al cabezal y el equipo est en su posicin de perforacin normal en el nivel medio marino. Muy pocas veces se puede alcanzar la posicin exacta a media carrera debido a las longitudes discretas de los tramos cortos disponibles y a la variacin con el tiempo de las profundidades del agua en una localizacin dada. En la posicin media, parte de la carrera de la junta telescpica, puede compensar el incremento de la longitud del riser resultante del movimiento del sistema flotante. Si la junta telescpica se extiende hasta sus lmites, las cargas de tensin se incrementarn drsticamente; si la junta telescpica se retrae hasta su lmite, el riser podra pandearse. Ambas condiciones deben ser evitadas. Cuando se calcula la longitud del riser se deben considerar las siguientes dimensiones: Dimensin (A) Dimensin (B) Dimensin (C) Dimensin (D) Altura del cabezal desde el fondo marino Altura del conjunto de preventores y del paquete inferior del riser marino Longitud requerida del riser Longitud de la junta telescpica cuando se encuentra a la mitad de su carrera

Dimensin (E) Dimensin (F) Dimensin (G)

Distancia desde la base del desviador hasta la parte superior del buje de impulso Distancia desde el buje de impulso al fondo marino Longitud de la sarta instaladora de 20

Las dimensiones (B), (D) y (E) son fijas mientras que las dimensiones (A), (F) y (G) son medidas en la localizacin del pozo. As, la longitud del riser, Dimensin C, puede ser calculada de las siguientes formas. C = F-(A+B+D+E) C = G - (B+D+E) Dependiendo de si es utilizada la profundidad del agua o la longitud de la sarta instaladora de 20 (ver Figura 3.24).

Ejemplo: Una plataforma semisumergible se encuentra perforando un pozo a 2,000 [Pies] (MLW) de tirante. El cabezal ha sido cementado en un lugar por arriba del fondo marino medido. Se tienen que tomar en cuenta equipo, medio ambiente y datos de operacin para introducirlos en la hoja de clculo del anlisis del riser. Determinar la longitud del riser utilizando el tramo apropiado. Solucin Longitud del riser = C = F - (A+B+D+E) donde: F = (Tirante de agua) + (Cambio promedio de la marea) + (Distancia desde la superficie del agua hasta el buje de impulso) = 2000 pies + 2.5 pies + 85.5 pies = 2088 [pies]

A = Altura del cabezal desde el fondo marino = 4.8 [pies] B = (Altura del conjunto de preventores inferior) + (Altura del LMRP) = 22.7 pies + 20.0 pies = 42.7 [pies] D = (Longitud mxima de la junta telescpica en posicin descendente) + (Carrera) = 61.2 pies + (111.2 - 61.2) pies = 86.2 [pies] E = (Parte superior de la unin flexible/bola, debajo del buje de impulso [piso de perforacin]) + (Longitud compuesta de la junta flexible/bola) = 10.1 pies + (1.0 + 3.3) pies = 14.4 pies C = 2088 pies - (4.8 + 42.7 + 86.2 + 14.4) pies = 1939.9 [pies] Utilizar 38 tramos de riser de 50 pies, ms un tramo corto de 15 y uno de 25 pies. Esto hace que la junta telescpica se encuentre casi en la mitad de su carrera. Todas las longitudes y pesos estn basadas en dimensiones supuestas. Determinacin de la tensin mnima en la parte superior del riser Problema. Usando los datos para el diseo y seleccin de un riser de perforacin para determinar la longitud del riser del ejemplo anterior y acompaado del diagrama del riser Figura 3.25, determinar la tensin mnima superior del riser para los siguientes casos: a) Perforando con un fluido de perforacin de 14.0 [lb/gal] b) Sin perforar con un fluido de perforacin de 14.0 [lb/gal]

c) Perforando con un fluido de perforacin de 12.0 [lb/gal] d) Sin perforar con un fluido de perforacin de 12.0 [lb/gal] e) Perforando con un fluido de perforacin de 8.555 [lb/gal] (salmuera) f) Sin perforar con un fluido de perforacin de 8.555 [lb/gal] Solucin Tmn est determinada por: Tmn = TSRmn N / [Rf (N-n) ] TSRmn = Tensin mnima anillo = Wsfwt - Bnfbt + Ai (dm Hm - dw Hw) Ws = Peso del riser en agua [lb] fwt = Factor de tolerancia del peso en agua fbt = Perdida de flotacin y factor de tolerancia de la compresin elstica, trmino de absorcin del agua y tolerancia de manufactura Ai = rea de la seccin transversal interna en [pies^2] dm = Densidad del fluido de perforacin (7.48* lb/gal [lb/pies^3] Hm = Columna del fluido de perforacin dw = Densidad del agua (64 [lb/pies^3]) Hw = Columna de agua marina tomando en cuenta el oleaje y la marea Hoja de Clculo del Anlisis del Riser Localizacin Costas del Este de EU Tirante de agua y Referencia 2000 [pies] de tirante de agua Nombre de la unidad flotante SPICED JAR Tipo de unidad flotante Semisumergible Ancho de la unidad flotante 65 [pies] Distancia desde el piso de perforacin al 85.5 [pies] espejo de agua Dimensiones de la escotilla -------Sistema Tensionador No. de tensionadores No de tens. por acumulador

12 2/(1)

Ang. de la lnea de tensin 3 Soporte de apoyo de la Lnea 396 de tensin. (kip) peso del cable @ tens. (kip) .55 Junta telescopiada Longitud de la junta en 61.2 posicin descendente [pies]

Rango lmite de tensin dinmico (ea,kip) Fac. de reduccin del tensionador (rot/no-rot) de la lnea de tensin [pg] Tipo de terminacin Eficiencia de la terminacin.

80 .95/.90 2.0 Wdg. Sckt. .65

Long. totalmente extendida

111.2 [pies]

Long. de la unin bola/flex 4.3 superior [pies] 24 del barril exterior en [pg]

Longitud entre la lnea de ret. de lodo y el piso de perf. Espesor de pared del barril exterior [pg] Peso en el aire del barril 11 177 peso en el agua del barril exterior en exterior en [lb] [lb] Rango de carga [kip] 1 000 punto de cedencia del barril extrior en [ksi] 32.5 CD1/CD2 (lo/hi Re) de arrastre en [pg] 25.1 Coeficiente de masa CM de lmasa en [pg] Parmetros de perforacin perforando noperforando 8.56, 12 & 14 2&4 50-90

6.4 .5 9 713 55 1.2/.9 2.0

Densidad del fluido [lb/gal 12 & 14 Desplazamiento de la unidad flotante (% 0 & 2 de tirante) Tensin de la parte superior (% de 50-90 Lim.Ten. Din.) Juntas del riser No. de juntas Flotacin Longitud estndar del tramo [pies] Tipo de cople Rango de carga del cople [kip] Cedencia del cople [ksi] Factor de amplitud del esfuerzo del cople peso del cople en [lb] Exterior del tubo principal en [pg] espesor de pared de la tubera principal en [pg] Esfuerzo de cedencia de la tubera principal [ksi] Factor del esfuerzo amplif. de la tubera ext, e int. de la lnea de matar y estrangular [pg] ext. e int. de la lnea de arranque de lodo en [pg] int. de la lnea hidrulica en [pg] peso en el aire del riser vaco en [lb] peso sumergido en [lb] Tolerancia del peso del acero (%) Tipo de flotacin Densidad de la espuma en [lb/pies^3] del flotador en [pg] Long. del flotador [pies] peso en el aire del flotador en [pies] net. del peso del flotador en [lb/Jt] Tolerancia del peso del flotador (%) Prdida de flotacin (E+T) (%) de arrastre en [pg]

Desconectad o 8.56 6 -

Tipo1 26 no 50 Brad X 1 250 2 400 21 .5 65 1.5 4.0/2.625 4.0/3.375 10 850 9 429 +5 29.0

Tipo2 2 no 50 Brad X 1 250 2 400 21 .625 65 1.5 4.0/2.62 5 4.0/3.37 5 12 553 10 909 +5 29.0

Tipo3 12 No 50 Brad X 1 250 2 400 21 .625 65 1.5 4.0/2.625 4.0/3.375 13 403 11 647 +5 Synt. Espuma 40 45 6 030 9 240 +-2 2 40.0

de masa en [pg] CD1/CD2 (lo/hi Re) Coef. de masa CM Longitud Estndar del tramo corto [pies] ext. del tubo principal en [pg] espesor de pared del tubo principal en [pg] peso en el aire en[lb] peso sumergida en [lb] Unin Bola/Flexible y adaptador Rango [kip] Long. entre el piso marino y el conector de rotacin en (pies) Distancia Distancia a la cima del conector [pies] Distancia a la base del conector [pies] Peso efectivo en el aire en [lb] Peso efectivo en el agua en [lb] Rigidez axial (kip/pg) Rigidez rotacional (k.pies/grados) Rotacin mxima (grados) de arrastre en [pg] CD1/CD2 (lo/hi Re) Coeficiente de masa CM Preventor/cabezal Longitud en [pies] Peso en el aire en [lb] Peso en el agua [lb] de arrastre en [pg] Vol. Hidrulico [pies^3/pies] Tensin max. (kip) Momento de flexin max. (k/pies) 5 21 .50 2 453 2 132

22.1 1.2/9 2 10 21 .50 3 361 2 921 inferior 830.7 39.8 7.7 3.3 11 754 10 214 4 400 20.0 10 32.5 1.5/1.5 2 pila inferior 22.7 260 000 225 940 120 50 2 000 2 000

22.1 1.2/9 2 15 21 .50 4 349 3 799

40.0 1.2/8 2 25 21 .50 6 165 5 357

superior 10.1 1.0 3.3 0 10 45 1.5/1.5 2

Intermedia Cabezal 4.8 2 000 2 000

LMRP 20 70 000 60 830 66 20 2 000 2 000

Condiciones del Medio Ambiente Modo de Operacin Perforando Altura de la ola [pies] periodo de la ola [seg] Altura de una sola ola 16.0 [pies] Duracin prom. del 8.80 perodo seg

No-perforando 21.4 9.20

Desconectado 26.9 9.70

perodo pico [seg] Tipo de espectro Perfil de corriente

Surgencia marea

mxima

9.94 Jonswap WD [pies] 0 33 377 873 1 509 2 000 ms 5

kn 1.75 1.75 .58 .52 .35 .22

10.93 Jonswap WD [pies] 0 33 377 873 1 509 2 000 5

kn 2.00 2.00 .66 .59 .40 .25

13.90 Jonswap WD [pies] 0 33 377 873 1 509 2 000 10

Kn 2.25 2.25 .75 .67 .45 .28

Respuesta al movimiento de la unidad flotante [ amplitud/amplitud ] Surgencia / Vaivn Mov. vertical de la unidad flotante Agitacin / Pendiente [pies/pies] [/pies] T [seg] RAQ T [seg] RAQ T [seg] RAQ pies/pie pies/pie pies/pi s s es 0 .0 0 5.66 .030 123 0 .0 0 3 .039 27 6.01 .030 150 3 .005 270 4 .091 90 6.37 .020 165 4 .012 90 5 .150 27 6.76 .010 164 5 .019 90 0 6 .234 27 7.18 .001 58 6 .041 270 0 7 .133 27 7.62 .026 1 7 .122 270 0 8 .024 90 8.08 .058 -11 8 .179 270 9 .179 90 8.58 .106 -16 9 .206 270 10 .310 90 9.10 .169 -16 10 .212 270 11 .417 90 9.66 .240 -13 11 .207 270 12 .503 90 10.25 .306 -9 12 .194 270 13 .575 90 10.88 .361 -6 13 .180 270 14 .633 90 11.55 .405 -3 14 .163 270 15 .682 90 12.25 .438 -2 15 .147 270 16 .723 90 13.01 .462 -1 16 .133 270 17 .761 90 13.82 .476 0 17 .119 270 18 .799 90 14.69 .477 0 18 .106 270 19 .833 90 15.64 .459 0 19 .095 270 20 .870 90 16.68 .406 0 20 .084 270 17.84 .267 -1 19.94 .206 -173 20.60 3.00 -75 22.28 1.799 -1 24.19 1.330 0 26.39 1.112 0 28.91 1.181 0

Peso del riser sumergido comparando factores de tolerancia (Wsfwt) Juntas del riser 26 @ tipo 1 1 @ tipo 2 11 @ tipo 3 15 tramo corto 25 tramo corto junta slip abv. WL ws fwt Ws / J t 9 429 10 909 11 647 3 779 5 357 11 177 Ws 245 154 10 909 128 117 3 799 5 357 11 177 404 493 lb fwt 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 1.05 Wsfwt 257 412 11 454 134 523 3 968 5 625 11 736 424 718 lb

Flotacin Neta del riser comparando factores de tolerancia (Bn fbt) Juntas del riser Bn / Jt 11 @ tipo 3 9 240 Bn fbt Bn 101 640 101 640 lb fbt 0.96 Bn fbt 97 574 97 574 lb

Seccin transversal del fluido de perforacin en el riser (incluyendo lneas auxiliares) en el fondo del riser (Ai) para un riser tipo 2 en el fondo. Ai = / 4 ( 19.752 +(2* 2.6252 )+ 3.3752 )/ 144 = 2.2647 pies2 Presin de la columna del fluido de perforacin ( dm Hm) a) Densidad del fluido de perforacin (dm) dm = 8.555 lb/gal * 7.48 gal/pies3 = 64 lb/pies3 dm = 12 lb/gal * 7.48 gal/pies3 = 89.76 lb/pies3 dm = 14 lb/gal * 7.48 gal/pies3 = 104.72 lb/pies3 b) Altura de la columna del fluido de perforacin para desbordar, incluyendo casos de tormenta ( Hm ) Hm = 50 + 800 + 1 050 + 40 + 83.6 + 14.4 - 6.4 + 5 = 2 036.6 pies c) Presin de la columna del fluido de perforacin (dm Hm ) 1. Con agua de mar en el riser dmHm = 2 036.6 * 64 = 130 342.4 lb/pies2 2. Con fluido de perforacin de 12 lb/gal dmHm = 2 036.6 * 89.76 = 182 805.22 lb/pies2 3. Con fluido de perforacin de 14 lb/gal dmHm = 2 036.6 * 104.72 = 213 272.75 lb/pies2 Presin de la columna del agua de mar ( dw HW ) a) Densidad de la columna del agua de mar (dw)

dw = 64 lb/pies3 b) Altura de la columna de agua de mar hasta el centro de la junta flexible inferior, incluyendo casos de tormenta ( Hw ) Hw = 2000 - 4.8 - 22.7 - 20 + 5 = 1,957.5 pies c) Presin de la columna del agua de mar (dw Hw ) dmHm = 1 957.5 * 64 = 125 280 lb/pies2 rea de seccin transversal contra presin diferencial a) Con agua de mar en el riser Ai (dmHm - dwHw) = 2.2647 (130 342 -125 280) = 11 464 lb b) Con fluido de perforacin de 12 lb/gal Ai (dmHm - dwHw) = 2.2647 (182 805 -125 280) = 130 277 lb c) Con fluido de perforacin de 14 lb/gal Ai (dmHm - dwHw) = 2.2647 (213 273 -125 280) = 199 278 lb Mnima tensin del anillo de cuas (lb) TSRmn = Wsfwt - Bn fbt + Ai (dmHm - dwHw) a) Con agua de mar en el riser TSRmn = 424 718 - 97 574 + 11 464 = 338 608 lb b) Con fluido de perforacin de 12 lb/gal TSRmn = 424 718 - 97 574 + 130 277 = 457 421 lb c) Con fluido de perforacin de 14 lb/gal TSRmn = 424 718 - 97 574 + 199 278 = 526 422 lb Tensin mnima requerida en la parte superior (lb) T mn = TSRmn N / [ Rf (N-n) ] donde: N = n = Nmero de tensionadores que soportan el riser = 12 Nmero de tensionadores sujetos a falla repentina = 2

Rf = = =

Factor de reduccin que relaciona la tensin vertical en el anillo de cuas con el tensionador para tomar en cuenta el ngulo de la lnea y la eficiencia mecnica ( usualmente 0.9-0.95 ) 0.95 (perforando) 0.90 (sin perforar)

a) Perforando con fluido de perforacin de 14.0 [lb/gal] Tmn = 526 422 * 12 / (0.95 * 10) = 664 954 lb b) Sin perforar con fluido de perforacin de 14.0 [lb/gal] Tmn = 526 422 * 12 / (0.90 * 10) = 701 896 lb c) Perforando con fluido de perforacin de 12.0 [lb/gal] Tmn = 457 421 * 12 / (0.95 * 10) = 577 795 lb d) Sin perforar con fluido de perforacin de 12.0 [lb/gal] Tmn = 457 421 * 12 / (0.90 * 10) = 609 895 lb e) Perforando con agua de mar de 8.555 [lb/gal] Tmn = 338 608 * 12 / (0.95 * 10) = 427 715 lb f) Sin perforar con agua de mar 8.555 [lb/gal] Tmn = 338 608 * 12 / (0.90 * 10) = 451 477 lb

5.3.

Describir en detalle el procedimiento para la instalacin de un cabezal submarino en un pozo con conductor de 30, revestimiento de superficie de 20, revestimientos intermedios de 13 3/8 y 9 5/8 y liner de produccin de 7. Seleccionar la marca y tipo de cabezal a instalar.

a)

INFORMACION GENERAL

b) Housing del Cabezal El Housing del cabezal de 18 3/4" se corre usualmente con la T.R. de 20" y se ancla y cierra dentro del housing del conductor de 30". Estos soportan los mltiples colgadores de tuberas de revestimiento y el colgador de la tubera de terminacin en el pozo. Dos ranuras anulares en la cima del housing aceptan la herramienta para correr y probar y las herramientas del tie back. 1. Herramienta para Correr y Probar La herramienta para correr y probar el Housing del cabezal de 18 3/4", tiene arriba una cuerda 4 " API IF (NC-50) o 6 5/8" API Regular caja y abajo una cuerda 4 " API IF (nc50) pin. La herramienta asienta en posicin vertical en el buje de desgaste en el housing del STC-10. La sarta se rota a la derecha para activar los cuatro perros que cierran y enganchan el perfil en el housing del cabezal. Un resorte anti rotatorio cargado en el perro que engancha en la ranura del housing del cabezal, previene que el cuerpo de la herramienta gire. En la posicin cerrada, dos sellos delgados de polypak sellan el flujo por rea y un anillo de sello de elastomero CAMLAST TM energizado radialmente, sella la herramienta sostenida al housing del cabezal. La herramienta permite probar sin necesidad de recuperar los bujes de desgaste. 2. Especificaciones 1. Housing del Cabezal. La presin mxima de trabajo del housing del cabezal de 18 3/4" es de 10,000 psi (68,950 kPa) excepto el sistema del colgador de la T.R. de 16" cuya presin mxima es de 3,000 psi (20,685 kPa). 2. Herramienta para Correr y Probar. a. El rango de tensin mximo es de 1,000,000 lb (453,600 Kg). b. La presin mxima de prueba es de 10,000 psi (68,950 kPa). Nota: No puede ser usada para probar esta herramienta, s el colgador en la posicin (No. 3) fue sentado en la cima del housing. La herramienta de prueba boll weevil debe de usarse en este caso, despus de remover el buje de desgaste. II. Operaciones de Rutina.

A. Preparacin 1. Housing del Cabezal. a. Remover el plato protector del housing del cabezal. b. Inspeccione y limpie el housing completamente incluida la conexin de 20" en la parte inferior. c. Registre la ranura del anillo de sello y pulir afuera cualquier ralladura pequea con una lija fina (de 200 granos o ms fina). d. Verificar que el anillo de cierre inferior esta libre, es flexible y que el O-ring posterior esta en buenas condiciones y probado adecuadamente. e. Inspecciones estrictamente la superficie del sello en el housing de ralladuras o marcas que puedan afectar el sellado y la prueba. f. En housings de seis tuberas de revestimiento, inspecciones el flujo por los anulares y los puertos de 18 3/4" x 16". Quite algunos cortes de formacin presentes.

g. S verifica pertinentemente que las reas de sellado y las de asiento del colgador de la T.R de 16", estn limpias y en buenas condiciones. h. Asegure que el buje de desgaste del housing del cabezal este en buenas condiciones, que sent totalmente y esta sujeto en su lugar. 2. Herramienta de Corrida y Prueba. a. Limpie y inspeccione la herramienta para correr y probar. Rellene cualquier orificio o ralladura, poniendo atencin particular en las reas de sello, en los perros, y en el perro anti rotatorio. b. Verifique que el resorte anti rotatorio del perro este activado y retracta adecuadamente. c. Inspeccione las dos reas de flujo por los sellos delgados y el sello de la herramienta del housing. S se requiere reemplace el sello, referente a las instrucciones de ensamble/desensamble en la Parte III, Mantenimiento. d. Engrase la cavidad interna de la herramienta a travs de una grasera prevista. e. Engrasar ligeramente los sellos, las cuerdas de operacin y todas las superficies de contacto con grasa resistente al agua. f. Apriete la parte superior del cuerpo de la herramienta a travs de las cuerdas de torque de la herramienta P/N 262813-01, dentro de los 1 1/8" -8UN previsto por el perno para soltar.

g. h.

Use llaves de cadena, gire la sarta a la izquierda, hasta alcanzar el punto ms bajo (aproximadamente 8 vueltas). Verifique que los cuatro perros de cierre actan correctamente (posicin de cierre), que la herramienta opera libremente y el anillo de sellado se expande adecuadamente. La carrera de la herramienta desde el cierre hasta soltarse es de 4.25" (108 mm). Regrese la herramienta a la posicin de liberar girando la sarta a la derecha hasta parar (aproximadamente 8 vueltas). No golpear arriba o torquear apoyndose arriba. Remover la herramienta de torque. Retraer manualmente los cuatro perros. Los que se deben deslizarse libremente y estar al ras con el D.E. de la herramienta. Mover cuidadosamente el anillo de sello ascendente a su posicin (no anclado).

i.

j. k. l. B.

Procedimiento para Correr el Housing del Cabezal

El propsito para manejar, la herramienta para correr el housing y probarlo, esta pueden instalarse alojndose en el housing del cabezal, antes que sean llevados al piso de perforacin.

1. 2.

Instale y apriete la tubera de perforacin deseada o la combinacin para la tubera de perforacin en la parte superior de la herramienta. Enrosque un tramo de perforacin en la parte inferior de la herramienta (el tramo superior del stinger de cementacin). Sin ningn stinger de cementacin debe ser corrida, se recomienda que por lo menos un tubo de perforacin este instalado y correr ms adelante la herramienta, para efectuar la cementacin, y posteriormente asentar el housing en el hombro de las cinco sartas de los housings o en el asiento del colgador de la T.R. de 16" y fluir por l rea en el ensamble de seis sartas. Instale la cuerda del stinger y la herramienta de correr y probar en el housing. Asegrese que asienta totalmente el buje de desgaste en el housing del cabezal. Con las llaves de cadena. Gire la parada de la herramienta a la derecha hasta que el perro anti rotatorio enganche en las ranuras del housing. Invierta las llaves de cadena y gire la parada a la izquierda hasta que pare (aproximadamente 8 vueltas). La carrera total descendente de la parada de la herramienta desde el candado es de 4.25" (108 mm). a. No golpear arriba o permitir que gire en la parte superior despus que la herramienta se ha instalado.

3.

4. 5.

b. Si un stinger de cementacin es corrido con tubera de perforacin. 1) Se enrosca normalmente usando una araa en la parte superior del ultimo tubo de la T.R. de 20" en la mesa rotaria 2) 3) La herramienta de correr y probar con el housing del cabezal son levantados. El stinger de cementacin es constituido con un tramo de tubera de perforacin conectado en la parte inferior de la herramienta de correr y probar. La conexin del housing del cabezal con la sarta de la T.R. de 20", esta usualmente hecha con una conexin tipo rosca.

4) 6.

Con el housing del cabezal en las cuas de la mesa rotaria, girar la parada de la herramienta de correr y probar un cuarto de vuelta a la derecha para verificar que esta no ha sido inadvertidamente sobre apretado durante el manejo. Girar la parada de la herramienta a la izquierda hacindolo fcilmente, no golpear o torquear levantndolo. Correr la sarta de la T.R. de 20" y el housing del cabezal de 18 3/4" con tubera de perforacin. Unos cables gua arriba de la zapata de la T.R. o un marco gua til, son generalmente usados para meter la zapata de la T.R. de 20" dentro del housing del cabezal de 30". Sentar y cerrar el housing del cabezal de 18 3/4" en el housing del cabezal de 30". Verificar el cierre con una carga de 50,000 lb (22,680 Kg.) sobre su peso. Despus de cementar ponga la sarta de perforacin en el compensador para peso neutral en la herramienta de correr (calcular el peso del cemento en la sarta). Libere la herramienta para correr por rotacin de la sarta de perforacin aproximadamente 8 vueltas a la derecha. No golpear arriba o permitir torque hacia arriba. a. En la liberacin de la herramienta, la carrera descendente de la sarta dentro del cuerpo de la herramienta es aproximadamente de 4.25" (108 mm). b. Ajuste el elevador del compensador para aplicar un peso mnimo sobre la herramienta mientras gira la sarta de perforacin.

7. 8.

9.

10.

11.

12.

Monitoreando con la TV y levantando cuidadosamente la herramienta para correr y el stinger de cementacin fuera del housing recuprelo.

5.4.

Describir el procedimiento para la cementacin del revestimiento intermedio de 13 3/8 e incluir herramienta y accesorios.

RECOMENDACIONES PREVIAS A LA OPERACIN

Previo a su instalacin revisar fsicamente el funcionamiento del equipo o equipos de flotacin. Revisar que no exista basura o algo que impida su correcto funcionamiento. Revisar que la combinacin con la vlvula de pie este lista en caso de ser necesario asegurar el pozo. Probar fsicamente la compatibilidad de los accesorios de cementacin con la TR una vez que estn a bordo. Durante la introduccin de la TR circular cada cierta profundidad para sacar los recortes que se pudieran acarrear hacia el pozo durante este proceso. Monitorear el desplazamiento durante la introducion de la TR. El superintendente, en conjunto con el Coordinador de Schlumberger, debern verificar la instalacin del cabezal de cementacin, as como toda la herramenta involucrada en la operacin de cementacion. Se debera planificar el momento de preparar el bache espaciador para evitar perdida de tiempo, tomando en cuenta que una vez preparado el bache en la presa ya no es recomendable volver a utilizar la lnea de circulacin hacia el embudo ya que esto nos hara perder volumen bombeable de bache y lo pondra en riesgo de contaminacin. El tiempo de preparacin del bache una vez que est limpia la presa es de aprox. 1.5 hrs. Preparar en presas 40 bls. bombeables de lodo con reologas bajas (bache relajado). Planificar la manera en que se bombear el diesel (30 bls), ya sea con la u.a.p. o con la bomba del equipo. Posiblemente se requiera de la disponibilidad de una presa aparte de las presa de baches donde se preparar el bache espaciador. Planificar el retorno a presas de lodo desplazado por el cemento y baches. El desplazamiento se hara con la u.a.p. Se recomienda efectuar prueba de eficiencia a las bombas del equipo como contingencia para el desplazamiento. Para efectuar la prueba de eficiencia de las bombas del equipo se requiere bombear un volumen conocido (verificado fisicamente) desde la presa de baches hasta el tanque de viajes en sistema de circulacin abierto (la prueba se puede realizar previo a la introduccin de la TR corta con la barrena de 17 en la zapata de 20) y contabilizar la cantidad de emboladas bombeadas y determinar el volumen bombeado por cada embolada. Comparando este valor con la capacidad teorica de la bomba al 100% se obtiene la eficiencia de la bomba. Se recomienda efectuar la prueba a diferentes gastos (30 40 50 y 60 emboladas) y evaluar el comportamiento de la eficiencia a diferentes presiones de circulacin, de la misma manera que con cada una de las bombas del equipo para comparar el grado de eficiencia de cada una. Todo el personal participante en la operacin debe portar su equipo de seguridad completo.

NECESIDADES PREVIAS A LA OPERACIN 1 Bache espaciador preparado en presa de baches. Bache relajado preparado en presas. Bache de diesel disponible para ser bombeado por la u.a.p o por la bomba del equipo (dentro de los reglamentos internos de cada ca.). Capacidad en presas para recibir el volumen de lodo desplazado por los baches y el cemento. Cabeza de cementacin Deep Sea instalada. Lnea de cementacin instalada a la cabeza Deep Sea. Lodo del pozo acondicionado y homogenizado de acuerdo a las condiciones requeridas para la operacin. Volumen de lodo en presas verificado y registrado.

PROCEDIMIENTO OPERATIVO 1. 2. Realizar reunin de seguridad con todo el personal involucrado en la operacin. Efectuar prueba de presin a la lnea de tratamiento con 300 psi por 3 min y 6,000 psi por 10 min.(desde la u.a.p. hasta la vlvula de 2x2 colocada en la cabeza Deep Sea). Si la prueba resulta OK pasar al siguiente punto. Si no, efectuar los ajustes necesarios hasta que la prueba resulte satisfactoria, entonces pasar al siguiente punto. Con la presin descargada a cero abrir vlvula de 2x2 colocada en la cabeza Deep Sea. Con la bomba del equipo bombear 40 bls de bache relajado a 3.0 bpm. Bombear 30 bls de diesel a 3.0 bpm ya sea con la u.a.p. con la bomba del equipo segn se haya acordado previamente. Soltar dardo de tapn de barrido (cabeza Deep Sea). Con la u.a.p. bombear 100 bbl de bache lavador CW8 de 1.00 g/cc de la siguiente manera: Los primeros 20 bbIs a 4.0 bpm. Los siguientes 10 bbls a 2.5 bpm para esperar acoplamiento del dardo de la cabeza Deep Sea. Se espera el acoplamiento del dardo con el tapn de barrido a los 24.4 bbls (volumen de la TP de 5) durante lo cual se observar un incremento de presin entre 2,000 y 3,000 psi.

3.

4. 5. 6. 7. 8.

9. 10. 11. 12. 13. 14. 15.

Una vez observado lo anterior incrementar el gasto a 4.0 bpm hasta terminar de bombear el volumen total del bache lavador (100 bls.). Con la u.a.p. bombear 40 bbl de bache espaciador MudPUSH II (preparado en la presa de baches) de 1.46 gr/cc a 4.0 bpm. Bombear 455.53 bls (63.7 tons.) de lechada de 1.60 gr/cc a 4.0 bpm. Bombear 129.1 bbls (26.97 tons.) de lechada de 1.90 g/cc a 4.0 bpm. Verificar volumen de lodo en presas y registrarlo. Soltar dardo de desplazamiento. Iniciar el desplazamiento con la u.a.p. bombeando 30 bbls de fludo del pozo (E.I. de 1.32 gr/cc) de la siguiente manera: - 20 bbls a 5.0 bpm. - 10 bbls a 2.5 bpm. Se espera el acoplamiento del dardo con el tapn de desplazamiento a los 24.4 bbls (volumen de la TP) durante lo cual se espera un incremento de presin entre 2,000 y 3,000 psi.

16.

Una vez observado lo anterior continuar desplazando con la u.a.p. 635.12 bbls de lodo de la siguiente manera: - 630 bbls a 6.0 bpm. - 5.12 bbls a 3.0 bpm para asentar tapn. El volumen total de desplazamiento es de 665.12 bls (30 bls con la u.a.p. y 635.12 bls con la bomba del equipo). En caso detectarse perdidas de circulacin desplaziamento, reducir el caudal de bombeo. durante el

01 NOTA: NOTA: NOTA: 1 17.

Las bombas del equipo se tendrn como contingencia para el desplazamiento en caso de falla de las bombas de la u.a.p. Sentar tapn con 500 psi por encima de la presin final de bombeo. En caso de no alcanzar a asentar el tapn de desplazamiento con el volumen calculado de desplazamiento, bombear como mximo exceso el equivalente al 50% del volumen entre el cople de retencin y la zapata Liberar presin en la unidad de bombeo y revisar que el equipo de flotacin est funcionando correctamente. Si el equipo de flotacin no funciona, bombear de nuevo el volmen de fluido que retorno a la unidad, cerrar el pozo. Verificar volumen de lodo en presas y registrarlo.

18.

19.

20. 21.

Tiempo estimado de operacin 05:25 hrs Esperar fraguado de cemento segn carta de resistencia a la compresin.

Colgador de la TR de 13 3/8

Herramienta CHSART

BAJANDO LA HTA. CHSART SOBRE TR 13 3/8

CONECTA HTA. CHSART AL COLGADOR DE 13 3/8 CON 3.5 VUELTAS A LA DERECHA

INTRODUCCIN DE LA TR 13 3/8

MATAREDOND A

N. MAR A ROTARIA : M

Cabezal TR 30 TR 20

18 3/4

Lecho Marino

TR 13 3/8TR Intermedia Colgador de 13 3/8 y ensamble sello Zapata gua Cople diferencial ( canica ) Tapn de desplazamiento y limpiador Torpedo y canica Mandil para tapones

Cabeza de cementar ( sub sea ) Centradores Herramienta CHSART