Equipamiento de control de surgencias

• Parcial
• Total
• De corte
• Para colgar
• Variables

1. Inside BOP
2. Acumuladores
3. Carretel de perforación
4. Colgadores
5. Kill line
6. Choke line
7. Choke manifold

Las bridas deben sellar, para lo cual se utilizan anillos metálicos de distintos diseños.

• Tipo R: se instalan en bridas hasta 500psi y hasta 11¨
• Tipo RX-RX modificada- RX Cameron: intercambiables con el R
• Tipo BX: se instalan en 13 5/8- 5K hasta 21 ¼- 5K y toda  la serie 10K, 115K y 20K

Las bridas con anillo BX no tienen stand off (separación) de modo que todo el esfuerzo mecánico lo hacen las bridas y no el anillo: Usar una sola vez, si no se corre el riesgo de fugas durante el test, o peor, durante una surgencia o control de pozos, No golpear ni apretar, No poner grasa en la ranura. Ajustar en cruz, Aplicar todo el torque en la última vuelta, Anillos R y RX reapretar cada tres días. Stand off parejo todo a la vuelta

Tipo R:Son octogonales u ovaladas.No sellan entre si las bridas metal – metal. Tipo RX: Octogonal asimétrica, No sella metal- metal entre bridas. Tipo BX:Anillos tipo cuadrado, Pude o no sellar metal-metal las bridas dependiendo de la tolerancia de fabricación. BOP: Funciones:Cerrar el pozo con sondeo,Cerrar el pozo sin sondeo,Circular por el choke manifold,Inyectar lodo a presión al anular (kill line), Bajar o sacar la herramienta bajo presión, Reparar algún elemento del BOP bajo presión. Conjunto de BOP, Se diseña en base a: Presiones máximas de trabajo, Diámetro de trépanos, tuberías, casing, Tipo de pozos (exploración, desarrollo, avanzada), Tipo de yacimiento, Operaciones especiales a realizar con la BOP, Versatilidad, Confiabilidad, Economía.

Equipamiento:El conjunto de BOP puede armarse según distintas configuraciones de acuerdo al boletín RP53 de API.. A: BOP tipo anular, G: BOP rotativa, R: Preventor de esclusas simple, Rd: Preventor de esclusas doble, Rt: Preventor de esclusas triple, S: carretel de conexiones laterales de salida tanto para el estrangulador como para la línea de ahogo del pozo, M Ok : 1000 PSI de presión de trabajo nominal.. Preventores anulares: Los Preventores anulares, son los dispositivos para control de la presión de cabeza de poso más versátiles. Pueden cerrar alrededor del vástago, portamechas, tubería de perforación, el tubing, cable de perfilaje y en caso de emergencia, permiten el cierre total del pozo abierto. También como cabezal lubricador para bajar la tubería bajo presión. SE TRANSPORTA EN POSICION VERTICAL: La presión de pozo no ayuda a cerrar la goma, A mayor presión de pozo, mayor presión hidráulica de cierre se necesita.

BOP RAM (esclusa o ariete): Soportan presión de abajo hacia arriba, Cierran sobre un diámetro determinado, Ram ciegas, parciales, de corte, variables, para colgar, No se debe cerrar el ram parcial a pozo abierto, Son intercambiables los elementos de sello, Closing ratio, Sistema de apertura del Bonnet, Sistema hidráulico de cierre y apertura, Cierre manual y bloqueo, Presión de pozo ayuda a empaquetar el ram, Stripping. Las presiones recomendadas para sacar o bajar tubería a presión, llamado STRIPPING, consiste en tener cerrada la empaquetadura con una mínima presión hidráulica (tiene que existir un burbujeo en la parte superior de la goma). BOP ROTATIVA RBOP: Este modelo RTI 1500 es de una presión máxima en boca de pozo de 1500psi, Fue diseñado especialmente para perforación en desbalance. Botellones:  En los botellones se almacena Nitrógeno y fluido hidráulico a presión. Pueden tener un flotante o una vejiga de goma (bladeer) para separar el gas nitrógeno del fluido hidráulico. Una válvula en el fondo impide que se escape el gas.  API RP53: Para presión máxima de 3000 psi, la mínima presión de precarga de nitrógeno es de 1000psi, Para una presión máxima de 5000 psi, la mínima presión de precarga de nitrógeno es de 1500psi, La presión de precarga de nitrógeno de los botellones debe verificarse antes de instalar una BOP, Solo usar nitrógeno, La presión de precarga debe verificarse y ajustarse a +/- 100psi . API 16E:La presión de precarga de nitrógeno debería ser verificada y ajustada +/- 100psi cuando se instala el acumulador y antes de montar la BOP en un nuevo pozo. El intervalo de inspección no debe ser mas de 60 días. Requerimiento de volumen:API16: El acumulador debería tener un volumen mínimo de fluido almacenado para satisfacer los siguientes requerimientos. Con la bombas desconectadas y presión 0 en el pozo, cerrar todas las BOP desde la posición máxima de apertura, conservando un 50% de reserva de fluido en los botellones.. La presión del fluido remanente en los botellones después de haber cerrado todas las BOP (con bombas desconectadas), debería exceder la mínima presión operativa calculada para cerrar cualquier RAM (excluyendo el RAM de corte) a la máxima presión de trabajo de la BOP (1200 psi o 1500 psi).

Los acumuladores y sus colectores deben estar diseñados de manera que la pérdida de un botellón o de un colector completo no signifique mas del 25 % del volumen total acumulado. P₁= Presión máxima de trabajo 3000 psi. P₂=Presión mínima de trabajo 200 psi por sobre la presión de precarga 1200 psi. P₃= Presión de precarga de nitrógeno 1000 psi ± 100 psi. V₁= Volumen interior de la vejiga a la presión máxima de trabajo (3000psi). V₂= Volumen interno de la vejiga a la presión mínima de trabajo (1200 psi).  V₃= Volumen interno de la vejiga a la presión de precarga (1000 psi). Requerimiento de trabajo: Ensayos de bombas – tiempo- API RP53:Con los botellones aislados las bombas deberían cerrar la BOP anular sobre la tubería mas chica, abrir la HCR y proveer la presión mínima operativa recomendada por el fabricante de la BOP anular en 2 minutos o menos.. API RP16 E:ENSAYO DE TIEMPO DE RECUPERACION – Todas las bombas trabajando en conjunto deberían ser capaces de llevar la presión de los acumuladores desde la presión de precarga a la presión máxima dentro de los 15 minutos. Tiempo de cierre: Tiempo de cierre es el lapso entre la activación y el cerrado completo.. BOP ANULAR: el acumulador debe se capaz de cerrar en 30 seg. o menos cualquier BOP anular menor que 18 ¾ y en 45seg. para 18 ¾ y mayores. BOP RAM: el acumulador debe ser capaz de cerrar los RAM BOP en 30 seg. o menos. VALVULAS, CHOKES Y HCR: el acumulador debe poder operar cualquier de estos elementos en 30 seg. o menos. Para acumuladores adecuadamente diseñados el tiempo de cierre de una BOP depende de la longitud de las líneas y el diámetro interno,. Si no da el tiempo acortar distancias entre acumuladores y BOP. Tanque de aceites hidráulicos. API 16 E: El tanque de aceite hidráulico del acumulador debería tener una capacidad al menos igual al doble del volumen usable. El fluido hidráulico debe: No ser corrosivo, No congelarse en invierno, No cortarse, No producir gomas, Mantener su viscosidad constante, No formar espuma, Ser resistente a la ignición. Aceite hidráulico: El aceite hidráulico tiene que estar perfectamente limpio. Se contamina con arena:

Por el respiradero: se recomienda colocar un filtro de papel, para que pase el aire t no la suciedad (revisarlo y limpiarlo o cambiarlo periódicamente para evitar que se tape). En los montajes y desmontajes. Cubrir las conexiones para que no se ensucien. Los sistemas hidráulicos son duraderos si el aceite está LIMPIO. Reguladores de presión o presostato. Los reguladores de presión son usados para mantener una determinada presión en el circuito hidráulico aguas abajo del regulador. API 16 E: Los presostatos deben poner las bombas en marcha cuando la presión de los botellones haya caído al 90 % de la máxima y automáticamente detenerlas cuando la presión de los botellones sea la presión máxima o 100 psi menos. Regulador neumático: En el caso de los reguladores neumáticos, si se pierde el panel de control remoto el regulador baja presión de cierre, la BOP se abre y el pozo queda descontrolado. Perdida de carga: PARA HACER CIRCULAR UN LIQUIDO POR UN TUBO HAUY QUE APLICAR PRESION. Esta pérdida de carga de 1100psi esta en el interior de la tubería y es la presión necesaria para que el lodo circule entre los puntos A Y B a un determinado caudal, densidad, profundidad, diámetro y emboladas. La presión del fondo es igual a la presión hidrostática de la columna de lodo. Presión de fondo es igual a la presión hidrostática más la presión de circulación anular. Perdida de presión por fricción: PH + Perdida de carga del espacio Anular = Presión de fondo. Densidad equivalente de circulacion (EDC):  ECD= Densidad Equivalente de Circulación. Presión de circulación anular = 200 psi. ECD= (200 psi ÷ 5000 psi ÷ 0.052) ÷ 12ppg. ECD= 12.77 ppg. Interpretación: circulando, la presión en el fondo del pozo es igual a la presión hidrostática de una columna de lodo estátatica de 12.77. PRESION DIFERENCIAL/ FONDO. PRESION DE CIERRE/MANOMETROS.

GRADIENTE DE PRESION: Gradiente de presión de un fluido: es la presión que ejerce ese fluido den un pie de profundidad. Presion normal de formacion: El gradiente de presión ¨Normal¨ varia de 0.433 psi/pie a 0465 psi/pie. Gradiente de presión (psi/pie) = Dens(ppg) X 0.0522. AGUA SALADA = 0.465 (PSI/PIE). AGUA DULCE = 0.433 (PSI/PIE). Primera barrera:La columna hidrostática ejercida por el lodo y la presión que esta produce es la PRIMERA BARRERA contra la presión de formación. PRIMERA BARRERA: MANTENGA EL POZO LLENO. Tipos de barrera: Si la surgencia es de gas, la PCIC será mayor que la PCIBS y es muy probable que las presiones sigan subiendo por la migración de gas. PRESION DIFERENCIAL: Si la surgencia es líquida, las dos presiones de cierre serán parecidas, y se mantendrán estables. PRESION DE CIERRE: Cuando el pozo queda desbalanceado delante de una formación porosa y permeable, tenemos surgencia.  Detectada la surgencia el pozo se cierra o se asegura, según la profundidad del Zapato. En el momento del sondeo aparece la Presión de Cierre Interior de Barra de Sondeo: PCIB . En el momento del Casing aparece la Presión de Cierre Interior de Casing: PCIC. Por dentro del sondeo: la PCIBS mas la Presión Hidrostática del lodo es igual a la Presión de Formación.. La PCIBS es la cantidad de presión que le falta a la presión hidrostática por dentro para balancear la presión de formación.. Por el ANULAR: La PCIC más la hidrostática del lodo más la hidrostática del gas es igual a la presión de formación.  La PCIC es la presión que le falta a la hidrostática del anular para compensar la Presión de Formación. La PCIC depende del desbalance y de la cantidad de gas que haya alcanzado a entrar.

Con suficiente presion las formaciones fracturan. La resistencia de la formacion a la fractura aumenta con la profundiad debido a la compactacion de las rocas. La minima resistencia a la fractura esta justo debajo del zapato. La presion que ahce el lodo y que alcanza a fracturar la fomracion justo debajo del zapato se llama PRESION DE FRACTURA EN EL ZAPATO. El zapato se puede fracturar cuando la densidad,alcanza la DENSIDAD DE INTEGRIDAD.. El zapato puede fracturar cuando la presion hidrostatica al zapato mas la rpesion de cierre de caising( PCIC), alcanza la rpesion de fractura en el zapato. Esa maxima presion admisible en PCIC se denomina PRESION INTEGRIDAD ( MSSP).  PRESION DE FRACTURA: ¡ES MUY PELIGROSO FRACTURAR EL ZAPATO!. En el mejor de los casos no se puede ejercer la suficiente contra presión para ahogar el pozo. En el peor de los casos entra gas al pozo por el fondo y sale por la fractura transformándose en un BLOWOUT SUBTERRANEO. La fractura avanza, sube, sale a la superficie y caracteriza el poso perdiéndose el equipo y toda posibilidad de control de surgencia. LA PRESION DE CIERRE DE CASING NO DEBE ALCANZAR LA PRESION DE INTEGRIDAD (MSSP). ENSAYOS DE INTEGRIDAD DE LA FORMACION: Se pueden realizar dos tipos de ensayos: PIT Prueba de presión de integridad: Se presuriza el pozo lentamente hasta un cierto nivel de presión prestablecido, si la presión es soportada por el zapato, la prueba se considera correcta. LOT: Prueba de admisión: Se presuriza el pozo lentamente hasta que el zapato se comience a ¨fracturar.  ENSAYOS DE INTEGRIDAD DE LA FORMACION: BOMBA: para realizar este tipo de ensayos se debe contar con una bomba que posea 2 características principales: Bajo caudal. Alta presión. Y un tanque pequeño donde esta chupando la bomba, donde se pueda medir con precisión el volumen bombeado al pozo. Operación del Ensayo de integridad de formación: Con bomba del equipo, rotar cemento y zapato.

Con lodo tratado (bajo filtrado). Perforar de 10 a 15 pies en la formación. Homogeneizar densidad, viscosidad y filtrado, Subir el trepano dentro de la cañería, Conectar Bombeador a la directa, registrar presión, Abrir la HCR, cerrar la BOP y mantener el Choke cerrado, Con una bomba de bajo caudal y alta presión bombear a caudal constante de ¼ a ½ bbl/min. Medir volumen bombeado en el tanque graduado de 10 bbl del bombeador. Graficar presión (eje Y) versus Volumen bombeado (eje X).  Una vez terminado el ensayo se registran 3 datos: Profundidad vertical verdadera del ensayo: PVV de ensayo, en pies. Suele ser unos pies más profundos que la del zapato. Suele decirse profundidad del zapato.Densidad del ensayo: Densidad del lodo con que se hizo el ensayo, en ppg. Antes de hacer el ensayo de integridad circular hasta que la densidad de salida sea igual a la de entrada. Presión del ensayo:  En el LOT es la máxima presión de Casing antes que el pozo empiece a admitir. Es la PRESION DE INTEGRIDAD. En el PIT, es la presión de Casing calculada para simular la máxima densidad a usar en el pozo. Se realiza dos cálculos:  DENSIDAD DE INTEGRIDAD ¨DI¨ DI [ppg] = (Pres.ensayo [psi] ÷ 0.052 ÷ PVV ensayo[pies]) + D ensayo [ppg]¨DI¨es la densidad máxima que soportara la zona de ensayo PRESION DE FRACTURA ¨Pfrac¨ Pfrac [psi] = Pres. ensayo [psi] (Presión leída en el manómetro de ¨casing¨ (presión d integridad)+ Dens x PVVzap x 0.052 (Presión hidrostática hasta la profundidad del ensayo).

¨Pfrac¨ es la presión frente al zapato que fractura la forma formación. Es decir, que es la suma de la presión Hidrostática y la presión en el manómetro de Casing. Cada vez que hay un CAMBIO D DENSIDAD en el pozo hay que calcular la ¨nueva presión de integridad¨. PI [psi] = (DI [ppg] – Dact. [Ppg]) X 0.052 X PVV ensayo [pies] Nuevo ¨limite de presión en el Casing¨. Si la PCIC (Presión de Cierre interior de Casing) llega a la PI (Presión de Integridad) el zapato se fractura. Presiones de cierre: Por dentro del sondeo:  Pres. Form = PCIBS + PH. Por anular: Pres. Form = PCIC + PH (lodo) + PH (SURG). Densidad del lodo. El dato de densidad interviene en:

1. Calculo de presión hidrostática
2. Calculo de la presión de formación
3. Calculo de densidad de integridad
4. Calculo de presión de integridad
5. Calculo de densidad de ahogo
6. Calculo de solidos
7. Calculo de densidad promedio de solidos

Reología del lodo: para calcular la perdida de presión de circulación, para determinar la capacidad del lodo para levantar recortes, para analizar la contaminación el lodo por los sólidos, químicos o temperatura.

Las Prop fundamentales son: Viscosidad, Gelificación. Efectos colaterales a minimizar:

1. Daños a la formación a pozo abierto
2. Corrosión del Casing y la columna de sondeo
3. Reducción de la velocidad de avance
4. Problemas d circulación, compresión y pistoneo
5. Perdida d circulación
6. Aprisionamiento de sondeo
7. Erosión del pozo

CAUSAS DE SURGENICA: SURGENCIA: la entrada de fluido de la formación al pozo. Surgencia intencional:

1. DST (ensayo de formación)
2. Poner el pozo en producción (pistoneo)
3. Perforar en desbalance
4. Punzado en desbalance

1. No llenar el pozo en las maniobras y no controlar el llenado
2. Pistoneo al sacar herramienta
3. Perdida de circulación
4. Densidad insuficiente
5. Compresión al bajar herramienta
6. Formación con presiones anormales

Llenado de pozo: El 70% de surgencia y Blow Outs ocurren durante maniobras, por no llenar el pozo o no controlar el llenado. Llenado de pozo: Tubería seca: para calcular el volumen para llenar el pozo según la longitud de tubería seca que sale del pozo, solo hay que tener en cuenta el desplazamiento de metal que sale a la superficie. Volumen para llenar = 30.03

0.006524 bbl/pie x 465 pies. Volumen para llenar= desplazamiento (bbl/pie) x longitud. Tubería llena: para calcular el volumen para llenar el pozo cuando la tubería sale llena, hay que tener en cuenta el desplazamiento de metal de la tubería, mas la capacidad interior de la tubería. Siempre y cuando todo el fluido que derrama la tubería cuando sale se pierda o sea no retoma al trip tank Volumen = (desplazamiento bbl/pie + capacidad interior bbl/pie) X Long. De la tubería. Volumen = (0.006524 bbl/ pie + 0.01776 bbl/pies) X 465 pies = 11.29 Causa de pistoneo:Gelificación, Velocidad de secada, Viscosidad, Anular restringido, Pozo estrecho, Herramienta actuando como pistón/embolo, Boquilla tapada, Falta de margen de maniobra (insuficiente densidad, por eso casi siempre aumenta antes de sacar la densidad o se coloca un tapón en el fondo, mas denso, sin perder reología). Pakers mal liberados ( en WO)

Densidad de lodo insuficiente: Esto ocurre cuando:

Cuando se reemplaza el lodo en una conversión y accidentalmente la densidad es menor a la anterior, Dilución accidental del lodo, Eliminación de barita por al centrifuga, accidentalmente, Sedimentación de la materia densificante, en el fluido de perforación o lodo. 

Formación con presiones anormales: Cuando la presión de formación no es igual a la presión normal, se dice que:  La presión de formación es ANORMAL, cuando es mayor a la presión considerada como normal, para la zona. La presión de formación es SUBNORMAL, cuando es menor la presión considerada como normal, para la zona. Si por ejemplo la presión NORMAL en el área del pozo es 8.9 ppg y la presión de formación en determinado momento sube a 9.1 ppg, esta es una presión ANORMAL. Gradiente de presión normal:  El gradiente de presión ¨Normal¨varia de 0.433 psi/pie a 0.465 psi/pie. Gradiente de presión psi/pie = Dens. (ppg) X 0.52. Agua dulce = 0.433 (psi/pie). Agua salada = 0.465 (psi/pie). Formación con presiones Anormales: Compactación anormal, Pozo artesiano, Elevación por fallas y plegamientos, Comunicación con otros pozos, Comunicación con pozos inyectores. Detecciones de presión anormales: Variación de la velocidad de penetración. Variaciones en la forma, tamaño y cantidad de los recortes del trepano. Aumento del toque. Aumento del arrastre. Desmoronamiento de arcillas aumento del contenido de gas. Aumento de la temperatura en la línea de salida. Aumento en el contenido de cloruro. Disminución de la densidad de las arcillas. Detección de surgencias: Aumento de caudal de retorno, Incremento de nivel en piletas, Pozos desplazando con las bombas paradas, Cambio brusco de penetración (aumento o disminución), El pozo no alcanza a completar volumen, en maniobra de sacada, Mayor desplazamiento en la maniobra de bajada, Disminución de la presión de bombeo y aumento de las emboladas, Rastros de gas y petróleo en el retorno, Variaciones Enel peso de la herramienta.

Falsos indicadores de surgencia: Agregado de fluido en superficie, Drenaje de la línea de superficie, Tapón de maniobra, Cortando unión de vástago. Procedimientos: EL POZO SE CIERRA. Porque está en surgencia, Porque se sospecha que está en surgencia. En simulacros de surgencias: El entrenamiento y la práctica, para cuando se venga el pozo cada uno sepa que tiene que hacer en forma segura y rápido, en ese momento n no podemos ponernos a practicar, y no tenemos la opción de la duda. Simulacro: el objetivo es generar comportamientos en las personas para dar soluciones acertadas en caso de una eventualidad. Manejo de riesgo: La evaluación de riesgos y Kicks modelados se utilizan cada vez mas como herramientas, para mitigar los eventos de controles de pozo complejos y de pozos desafiantes. El desarrollo de planes de contingencia de riesgos y d predicción de reventones durante las maniobras de perforación y d control de pozo, se han vuelto fundamentales, ya que nos posibilitan investigar comportamientos inesperados de las presiones porales, comportamientos de las formaciones, comportamiento de los Kicks en diferentes escenarios y situaciones durante la perforación. Principales riesgos durante la operación de ahogo:Densidad de lodo incorrecta, Inicio de circulación incorrecta, Complicaciones en el equipamiento, Máxima presión admisible en superficie en el manómetro de Csg. (PI), Error en el aplicamiento de cierre de pozo, Fallas humanas. Rápida detección y pronto cierre (o aseguramiento del pozo) por directa y espacio anular. Procedimiento de Flow Check: En maniobra: Poner la bocina en continuo, Posicionar la herramienta, Colocar las cuñas, Enroscar la válvula de seguridad de pasaje, Flow Check, Si es negativo, parar la bocina.

Perforando: Poner la bocina en continua, Parar rotación, Levantar el vástago con la bomba puesta hasta posición de cuñas o de cierre, Parar las bombas, Flow Check, Si es negativo, parar la bocina. El pozo se mueve. El pozo se cierra o se asegura. Procedimiento de cierre perforando: Cierre blando, Cierre duro. Cierre con Diverter perforando: Se debe contar con el lodo densificado en piletas de reserva y provisiones suficientes de agua para usar; Interrumpir la perforación sin cortar el bombeo, Abrir línea de derivación en dirección al viento, Cerrar la línea de retorno a zaranda, Cerrar Diverter, Dar alarma (personal no esencial dirigirse al punto de reunión), Aumentar el caudal de bombeo la máxima posible, Pasar a lodo densificado de piletas de reserva, Determinar si se ha logrado ahogar el pozo con el lodo densificado, si es así, detener la bomba y realizar el Flow Check. Perforando: CIERRE BLANDO: HCR cerrada/ CHOKE abierto. Poner la bocina en continuo, Parar la rotación, Levantar el vástago con la bomba puesta hasta posición de cuña o de cierre, Parar las bombas, Flow Check, Si es positivo, Abrir HCR, Cerrar BOP (Anular o RAM), Cerrar el Choke controlando presiones (cada 1 minuto), Parar la bocina, Notificar al supervisor. CIERRE DURO: HCR cerrada/CHOKE cerrado. Poner la bocina en continuo, Parar la rotación levantar el vástago con la bomba puesta hasta posición de cuña o de cierre, Parar las bombas , Flow Check, Si es positivo, Abrir HCR, Cerrar BOP (Anular o RAM) registrando y controlando presiones (cada 1 minuto), Parar la bocina, Notificar al supervisor.