sistema de reventones

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SISTEMA DE SEGURIDAD O SISTEMA DE PREVENCION DE REVENTONES INTRODUCCION A LO QUE ES SISTEMA DE REVENTONES: Para prevenir una remetida o influjo, es necesario contar con un sistema para cerrar o sellar el pozo que permita mantener bajo control el flujo de fluidos de la formación. Este se logra a través del sistemas de prevención de arremetidas (BOP), un arreglo o conjunto de preventores, válvulas y bobinas colocadas a la cabeza del pozo. COMUNMENTE SE LE CONOCE COMO EL ARREGLO APILADO (SNACK), Y SU PROPOSITO ES: Sellar el pozo para mantener bajo control el flujo de fluidos de la formación. Evitar que los fluidos escapen hacia la superficie. Permitir el desalojo de fluidos del pozo de una manera controlada. Permitir de una manera controlada de bombeo de fluido de perforación al pozo para equilibrar la presión de la formación y prevenir influjos posteriores. Permitir el movimiento de ingreso o salida de la tubería en el pozo. A continuación definimos 2 términos muy importantes dentro de este sistema: INFLUJO Y REVENTON INFLUJO:

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Para prevenir una remetida o influjo

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SISTEMA DE SEGURIDAD O SISTEMA DE PREVENCION DE REVENTONES

INTRODUCCION A LO QUE ES SISTEMA DE REVENTONES:

Para prevenir una remetida o influjo, es necesario contar con un sistema para cerrar o sellar el pozo que permita mantener bajo control el flujo de fluidos de la formacin. Este se logra a travs del sistemas de prevencin de arremetidas (BOP), un arreglo o conjunto de preventores, vlvulas y bobinas colocadas a la cabeza del pozo.

COMUNMENTE SE LE CONOCE COMO EL ARREGLO APILADO (SNACK), Y SU PROPOSITO ES:

Sellar el pozo para mantener bajo control el flujo de fluidos de la formacin.

Evitar que los fluidos escapen hacia la superficie.

Permitir el desalojo de fluidos del pozo de una manera controlada.

Permitir de una manera controlada de bombeo de fluido de perforacin al pozo para equilibrar la presin de la formacin y prevenir influjos posteriores.

Permitir el movimiento de ingreso o salida de la tubera en el pozo.

A continuacin definimos 2 trminos muy importantes dentro de este sistema: INFLUJO Y REVENTON

INFLUJO:

Se llama influjo al fluido que ingresa al pozo, este tiene alta presin y comienza a ascender hacia la superficie. Existen varias seales superficiales que indican cuando ocurre un influjo dentro del pozo:

Cambio inesperado de la tasa de penetracin y disminucin de la presin de circulacin.

El indicador de flujo muestra un incremento inesperado

El indicador de volumen de presas aumenta rpidamente.

REVENTON:

Un Reventn es una erupcin incontrolada de fluido (petrleo, gas o agua) bajo alta presin desde una formacin sub-superficial que entra al pozo y desplaza todo el fluido de perforacin.

En la perforacin la ocurrencia de un reventn es un desastre. Se ponen en peligro vidas y pueden ocurrir daos severos al equipo de perforacin y medio ambiente.

Preguntas aclaratorias...

QUE SERA UNA ARREMETIDA?

Es un influjo de lquido de deformacin al pozo, el cual puede ser controlado desde la superficie.

QUE CIRCUNSTANCIAS DEBEN EXISTIR PARA QUE SUCEDA UN REVENTON?

1.- La presin de la formacin debe ser mayor que la presin anular o del pozo. Los lquidos fluyen en la direccin de la presin decreciente o de la presin mas pequea.

2.- La formacin debe ser permeable para que los fluidos de la formacin circulen.

QUE ES UN REVENTON?

Es un flujo de los fluidos de la formacin que no puede ser controlado desde la superficie

Qu ES UN REVENTON SUBTERRANEO?

Un reventn subterrneo ocurre cuando se produce un flujo controlable de fluidos entre dos formaciones. En otras palabras, un esta formacin esta sufriendo una arremetida mientras que, al mismo tiempo, otra pierde circulacin.

Qu ES UN REVENTON EN SUPERFICIE?

Se produce un reventn en superficie cuando no es posible cerrar el pozo para prevenir el flujo de fluidos en la superficie.

ES DE VITAL IMPORTANCIA PARA EL CONTROL DEL POZO EL PREVENIR QUE UNA ARREMETIDA SE CONVIERTA EN UN REVENTON.

FUNCIONES DE PREVENTORES:

1.- Sellar el pozo cuando ocurre un Influjo o arremetida.

2.- Mantener suficiente contrapresin en el pozo para evitar que se siga introduciendo fluido de formacin mientras se realizan las medidas para devolver al pozo a una condicin balanceada

DESCRIPCION DEL SISTEMA DE PREVENCION DE REVENTORES:

El sistema de prevencin de reventones en un equipo de perforacin es un sistema de control de presin diseado especficamente para controlar un Influjo

El sistema consiste de cuatro componentes:

1. El arreglo de Preventores

2. El Acumulador

3. El mltiple de estrangulacin

4. La lnea de matar

1. El Arreglo de Preventores:

El Arreglo de Preventores se encuentra sobre el cabezal del pozo bajo la mesa rotaria.

El arreglo de Preventores puede tener varias configuraciones dependiendo de los problemas potenciales que se anticipa puedan ocurrir durante la perforacin.

El arreglo de Preventores es un ensamblaje que puede incluir lo siguiente:

Preventor Anular

Preventor de Arietes de Tubera

Carrete de Perforacin

Preventor Ciego o de Corte

Cabezal del Pozo

2. EL ACUMULADOR:

Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presin, la totalidad de la cantidad de fluido hidrulico necesario para operar todos los componentes de la BOP y efectuar rpidamente los cierres requeridos. Se pueden conectar entre s con el fin de que suministren el volumen necesario. Estas botellas son pre-cargadas con nitrgeno comprimido (usualmente de 750 a 1000 psi).

Funciones de un Acumulador

Las dos funciones principales del acumulador son:

Almacenar fluido hidrulico bajo presin y activar todas las funciones del arreglo de preventores. La razn para almacenar fluido bajo presin es que en caso de un incidente mayor donde se corte el suministro de energa del equipo, el pozo pueda ser asegurado operando los preventores requeridos.

El acumulador se puede activar desde el panel de control remoto en el piso de perforacin o en la unidad misma en caso que la cuadrilla tenga que evacuar el piso de perforacin.

El suministro de energa para el acumulador es:

Elctrico Bombas Triples con arranque automtico (prende a 2700 psi y se apaga a 3000 psi).

Neumtico 2 bombas operadas con aire alimentadas por el sistema de aire del equipo. (120 psi)

PREVENTOR DE ARIETES:

Los preventores de ariete tienen un sello de caucho mas rgido que calza alrededor de tornas especificas y prediseadas.

TIPOS DE ARIETES

Arietes de Tubera: Los arietes de tubera estndar se han diseado para centralizar y lograr un sello de empaque alrededor de un tamao especfico de tubera de perforacin de revestimiento.

Arietes Variables: Los arietes de dimetro interior variable son diseados para sellar en un rango de tamaos de tubera.

Arietes de Corte: Los Arietes de corte estn diseados para cortar la tubera (en el cuerpo del tubo; no en el acople) y proveer sello sobre un hueco abierto remanente.

Arietes Ciegos: Los arietes ciegos son diseados para sellar un hueco abierto, cuando no hay tubera dentro del pozo.

Carretel de Perforacin:

El Carretel de Perforacin es un espaciador cilndrico en acero de pared fuerte con conexiones de brida o de grapa arriba y abajo que se coloca entre los preventores para separar los componentes o para proveer la conexin de las lneas de estrangulacin y de matar desde y hacia el conjunto de preventoras, respectivamente.

Cabezal del Pozo

El cabezal del pozo esta colocado sobre el tope del revestidor y sobre el cual se monta el arreglo de preventores.Para evitar que la tubera de perforacin o la kelly daen el cabezal cuando rotan, se coloca un buje de desgaste a travs del mismo durante las actividades de perforacin.

El trmino Cabezal est definido, en la industria como todo el equipo permanente entre la porcin superior del revestimiento de superficie y la brida adaptadora (adapter flange). La seccin de flujo (christmas tree) o rbol de navidad se define como el equipo permanente por encima de la brida adaptadora (vlvulas y medidores); sin embargo para este caso, se tomar la seccin de flujo como parte componente del cabezal.

A su vez el cabezal tambin puede ser dividido en dos partes:

A. Equipo de perforacin.

Incluye generalmente el casing head, casing spool y casing hanger, incluyendo los sellos de aislamiento, cuando los anteriores elementos lo requieren. Estos componentes estn asociados con todas las sartas de revestimiento anteriores al revestimiento de produccin.

B. Equipo de completamiento:

Incluye como componentes principales; los Tubing head, Tubing hanger, Tubing head adapter, christmas tree, valves, crosses and tee and chockes. En general todos los elementos asociadas con el revestimiento de produccin y la tubera de produccin usados; para completar y producir el pozo incluyendo el equipo de control de flujo.

2. NORMAS BASICAS DE REGULACION.

En cuanto a cabezales de pozo existen normas para fabricacin, diseo, seleccin y pruebas como requisito para garantizar al usuario la calidad del producto. Estas generalmente son creadas por los institutos: ANSI, ASME, ASTM, ASNT, AWS, MSS, NACE. Y por supuesto el AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API). Que en su norma 6A especifica los parmetros para la fabricacin y seleccin de cabezales y equipos de control de flujo suministrando detalles especficos para las conexiones bridadas desde 2000 PSI HASTA 20000 PSI de presin de trabajo as mismo provee una fuente de referencia para Tubing hangers, vlvulas de compuerta, choques y actuadores usados en la produccin de petrleo y gas en estas rangos de presin.

3. PARAMETROS DE ANALISIS PARA LA SELECCION DEL CABEZAL DE POZO

A . Localizacin

Se debe evaluar la ubicacin del pozo en cuanto al riesgo de exposicin del personal de operacin y el ambiente o reas cercanas al mismo.

B. Condiciones de servicio

Estas generalmente son:

-Ratas de presin.

-Ratas de temperatura.

-Clase de fluidos de produccin (agua, gas, aceite) incluyendo la presencia de gases

corrosivos que contenga el fluido producido.

C. Programa de revestimiento

Se refiere a los dimetros , tamaos y dimensiones en la cabeza de pozo (telescopio, uso de liners, etc.).

D. Programa de completamiento

Este puede implicar:

-Produccin natural

* Hueco abierto.

* Hueco revestido .

-Bombeo mecnico.

-Bombeo electrosumergible.

-Bombeo Hidrulico.

-Completamiento dual, etc.

E. Programas futuros.

Evaluar la posibilidad de realizar en el pozo workovers como acidificaciones, fracturamientos, Uso de inhibidores de corrosin, etc.

F. Accesorios y/o herramientas de servicio

Este equipo aunque no hace parte del cabezal es de suma importancia durante la perforacin, instalacin y/o pruebas especiales que se requieran ejecutar (Cup tester, test plug, retrivers, B.P.V., lubricators, etc.).

4. COMPONENTES BASICOS DEL CABEZAL

A. Cabeza primaria del revestimiento. (Casing heads)

Sirve como conexin intermedia entre el revestimiento conductor o revestimiento superficial y el equipo de control de pozo o con la sarta siguiente y/o la subsecuente seccin (casing spool or Tubing spool). Las funciones bsicas del casing head son soportar la sarta de revestimiento, conectar o adaptar el equipo de control de pozo aislando el hueco de la atmsfera y permitir el acceso al hueco para controlar la presin o el retorno de fluidos durante las operaciones de perforacin.

B. Colgadores de revestimiento. (casing hangers)

Son mecanismos retenedores con empaques que permiten soportar, centrar y usualmente sellar el anular entre el revestimiento y el tazn interno del casing head. Hay tres clases: cuas, colgador de cuas y tipo mandril.

C. Protector de prueba. (Test protector)

Posee doble funcin de acuerdo con el diseo del colgador seleccionado:

- Como Packoff primario para sellar el anular entre el tazn de casing head y la sarta de revestimiento.

- Como protector de prueba cuando el colgador posee mecanismo de sello y su funcin es aislar el rea de carga de las cuas que soportan la sarta evitando una sobrepresin hidrulica.

D. Sellos de aislamiento. (isolated seals)

Bajo este trmino se incluye cualquier tipo de mecanismo que selle el dimetro externo de el final de la sarta de revestimiento contra el tazn inferior que por diseo posee el Tubing head o el casing spool que se instala enseguida y constituye la siguiente seccin.

E. Sellos de conexin. (ring gasket)

Tambin conocidos como anillos de compresin, suministran un sello

hermtico entre dos secciones o elementos ensamblados.

F. Bridas adaptadoras. (adapter flange or Tubing bonnets)

Permiten conectar la ltima seccin del cabezal al ensamble de vlvulas que se conoce como rbol de navidad.

3. MULTIPLE DE ESTRANGULACION:

El mltiple de perforacin es un conjunto de vlvulas y tuberas de alta presin con varias salidas controladas de forma manual o automtica. Esta conectado al arreglo de preventores a travs de la lnea de estrangulacin.

Se aplica una presin de retorno luego de un influjo y cierre de pozo, para asi lograr balancearlo, cambiando la ruta del flujo a travs de vlvulas ajustables (estranguladores multiples). Entonces, se puede controlar la fuga de fluidos y presin en forma segura.

Un cierre suave se realiza cuando una vlvula se abre antes de que cierren los arietes, para minimizar el choque o impacto sobre la informacin.

Un cierre fuerte ocurre cuando la vlvula se ajusta antes del cierre.

Las vlvulas se conectan a la base del BOP a travs de una serie de lneas y vlvulas que proveen un nmero diferente de rutas de fluido as como la habilidad de detener completamente el flujo de fluidos. Este arreglo se lo conoce como estrangulador mltiple (choque manifold).

Nuevamente, la lnea de estrangulacin mltiple debe cumplir con requerimientos especficos:

La lnea tiene una capacidad de presin igual a la velocidad de la presin de la presin operacin de la base BOP (igual al componente mas dbil)

La lnea de vlvulas que conectan el mltiple al arreglo de preventores deben estar tan rectas como sea posible y ancladas firmemente.

Deben existir rutas de fluido y teas alternativas en la parte baja de la lnea de vlvulas para as aislar el equipo que requiera reparacin.

4. LA LINEA DE MATAR:

La lnea de matar se conecta al arreglo de preventores en el carretel de perforacin, generalmente del lado opuesto a la lnea de estrangulacin. El fluido de matar el pozo puede ser bombeado en ocasiones por esta lnea hasta restaurar el balance del pozo. Si se presentan prdidas se bombea fluido a travs de la lnea de matar slo para mantener el pozo lleno.

La distribucin de los RAM afectar el posicionamiento de las lneas para matar el pozo. Estas se ubicarn directamente bajo una o ms RAMs, de forma que cuando estas estn cerradas, se pueda dejar salir controladamente fluido a presin (lnea de choque). Esta lnea es llevada al mltiple de choque donde se podrn monitorear las presiones. Una vlvula de choque permite que la presin de reflujo (back pressure) aplicada al pozo pueda ser ajustada para mantener el control.

Tambin permite una va alterna para bombear lodo o cemento dentro del pozo si no es posible circular a travs de la Kelly y la sarta de perforacin (Kill Line). El Kill line estar conectado directamente a las bombas del pozo, pero generalmente hay tambin dispuesta una kill-line remota hacia fuera del taladro en caso de ser necesaria una bomba de presin an ms alta.

Aunque las preventoras pueden tener salidas laterales para la conexin de las lneas de choque y de kill, generalmente se utilizan spools separados. Estos spools son secciones de la BOP que crean espacio suficiente(el cual puede ser necesario para colgar tubera entre los rams) y tener sitio suficiente para conectar lneas de choque o de kill.

BIBLIOGRAFIA:

http://www.windlassengineers.com/index.php/es/sistemas-de-control-bop.html

http://www.windlassengineers.com/index.php/es/sistemas-de-control-bop.html

http://issuu.com/biliovirtual/docs/prevencion-de-reventones-y-control-de-pozos

http://books.google.com.bo/books?id=vHOJt42h7y8C&pg=PA69&dq=CABEZAL+DE+POZO&hl=es&sa=X&ei=PhUNUuvwO6Tj2AWj7YGoDA&ved=0CCwQ6AEwAA#v=onepage&q=CABEZAL%20DE%20POZO&f=false