Sistema de rotacion e instrumentación

Vástago de perforación

Una barra de acero larga, cuadrada o hexagonal, con un orificio perforado en el centro para proveer un trayecto de fluido. El vástago de perforación se utiliza para transmitir el movimiento rotativo desde la mesa rotativa o el buje del vástago a la sarta de perforación, a la vez que se puede bajar o subir la sarta de perforación durante la rotación. El vástago de perforación pasa por el buje del vástago de perforación, que es accionado por la mesa rotativa. El buje del vástago de perforación tiene un perfil interno que se ajusta al perfil externo del vástago (ya sea cuadrado o hexagonal), pero con dimensiones levemente más grandes de modo que el vástago puede desplazarse libremente en su interior, hacia arriba y hacia abajo.

SISTEMA TOP DRIVE EN LA PERFORACION DE POZOS

En 1983 comienza el desarrollo del DDM (Derrick Drilling Machine), para reemplazar la forma convencional de rotar la sarta de perforación con Vástago y Mesa Rotaria. El primer modelo fue lanzado en 1984, este fue el DDM 650 DC, un Top Drive a corriente continua de 650 toneladas de peso y diseñado para instalaciones offshore.Siguiendo con el desarrollo, se introduce un Top Drive hidráulico en 1987, el DDM 500/650 HY.

La demanda por el incremento de la capacidad de torque resulto en el desarrollo de 2 versiones del Top Drive, el DDM 500/650 EL y el DDM650 HY de alto torque, ambos lanzados en 1989.

En 1993, se introduce en el mercado un motor Top Drive de 2.100 Hp y 8.800 N.m. de torque de salida, con este equipo se perforo un pozo direccional de 12.000 m. Es obvio que en las últimas décadas la perforación con Top Drive ha venido a ser el método predominante de perforación en pozos offshore. Al presente hemos experimentado que operaciones críticas en pozos onshore son perforados usando sistemas de Top Drive.

La perforación de un pozo es la única forma de saber si hay depósitos de hidrocarburos en el sitio donde la geología propone que se podrían localizar.

La profundidad de un pozo es variable, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentra la formación seleccionada con posibilidades de contener hidrocarburos comerciales. Hay pozos que van desde los 1.500 metros y otros que superan los 10.000 metros de profundidad.

Además de considerar lo anterior y factores que van desde los costos que implica el alquiler de las herramientas de perforación, el tiempo que toma en perforar cada pozo, factores de seguridad y otros; fueron los que obligaron de alguna manera la búsqueda de nuevas tecnologías para llevar a cabo la perforación.

Si bien se indica que el Sistema Top Drive es costoso, también es necesario indicar los múltiples beneficios que implica su adopción dentro las tareas de perforación.

Tanto las ventajas de este sistema como aspectos técnicos, operativos y de seguridad son los que se expondrán en el presente documento.

2. DEFINICION DEL SISTEMA TOP DRIVEEl Sistema Top Drive puede definirse como una herramienta de manera general, pero siendo más precisos podemos definirlo como un motor eléctrico o hidráulico que se suspende en cualquier tipo de mástil de un equipo de perforación. Esta herramienta se encarga de hacer rotar la sarta de perforación y el trépano.

El sistema de top drive reemplaza las funciones de una mesa rotaria, permitiendo rotar la sarta de perforación desde el tope, usando una cabeza de inyección propia, en lugar de la cabeza de inyección, vástago y mesa rotaria convencionales. Además el sistema se maneja a control remoto desde la consola del perforador.

3. BENEFICIOS DEL SISTEMA TOP DRIVE

Se instala fácilmente en cualquier tipo de mástil o torre de perforación, con lasmínimas modificaciones y frecuentemente en un solo día.

Sustituye a la Mesa Rotaria y al Vástago (Kelly). El Top Drive hace rotar la sarta de perforación de manera directa.

“Mejora la seguridad en el manejo de la tubería”. Todas las operaciones se las realiza por control remoto desde la cabina del perforador; reduciendo las labores manuales y riesgos asociados que tradicionalmente acompañan a la tarea.

Capacidad de enroscar las conexiones dándoles un torque adecuado. Perfora secciones de 90 pies (1 tiro), reduciendo el tiempo de conexiones, al

eliminar dos tercios de las mismas. Realiza toma de núcleos en intervalos de 90 pies sin necesidad de tener que

hacer conexiones. En la perforación direccional, mantiene la orientación en intervalos de 90 pies,

reduciendo el tiempo de supervisión (survey time) mejorando el control direccional.

Apto para toda operación de perforación: direccional, horizontal, bajo balance, perforación de gas o aire, control de pozo, pesca, etc.

Reduce el riesgo de aprisionamiento de la sarta, por su habilidad de rotar y circular al mismo tiempo.

Mejora la respuesta en operaciones de control de pozo. Durante perforaciones bajo balance con presión hidrostática por debajo de la presión de la formación, el Top Drive aumenta la seguridad del pozo al reducir el desgaste del preventor de reventones y al permitir que este y que el preventor de cabeza rotario empaquen alrededor de un tubo redondo en lugar de alrededor de un kelly, cuadrante o hexagonal.

Se tiene para perforación en tierra (Onshore) o costa fuera (Offshore)

4. COMPONENTES DEL SISTEMA TOP DRIVE

4.1 COMPONENTES PRIMARIOS.En primera lugar tenemos los componentes primarios, llamados así porque son parte de la herramienta que se instala en el mástil del equipo de perforación.

Estos componentes debido a la universalización y conocimiento dentro la industria petrolera se halla en el idioma inglés, junto a alguno de ellos se indica su posible traducción en español.

Torque track (huella de torsión) Optional swivel (unión giratoria opcional) Torque bushing (cojinete de torque) Swivel sub (sub unión giratoria) Extend frame (extensión del armazón) Quill (pluma) Mainframe assembly (ordenador central) Load nut (tuerca de carga) Pipe handler assembly (arreglo del asa de la tubería) Tilt assembly (mecanismo de inclinación) Stabbing valve (valvula punzante) Saver sub (sub ahorrador) Grabber assembly (llave de contrafuerza) Bail assembly (arreglo del eslabón) Elevator (elevador)

Fig. 1. Panel de Perforaciones

4.2 COMPONENTES SECUNDARIOSDenominamos a estos así, porque son principalmente elementos de apoyo, pero aún así cabe aclarar que sin ellos el Sistema en su totalidad no funcionaría.

Los principales componentes secundarios lo conforman: el Panel de Perforaciones (Drillers Panel), Módulo de Poder (Power Module), Bucle de Servicio (Service Loop), Elevadores Hidráulicos (Hydraulic Elevators) y la Válvula ahorradora de lodo y Actuator (Mud Saver Valve and Actuator); los cuales se describen a continuación:

Panel de perforaciones (Drillers Panel)El Panel de Perforaciones es un tablero de acero inoxidable equipado con todos los controles o mandos, los indicadores luminosos, instrumentos de medición y conectores requeridos para operar el Top Drive desde la posición del perforador.

Todos los mandos son de 24 voltios (DC). Hay dos cables principales, compuesto a su vez por otros 37 cables, cada uno con una función específica. Uno de ellos conecta el módulo de poder (power module) al panel del perforaciones y otro conecta el Top Drive también con panel del perforaciones.

Fig. 2. Panel de Perforaciones

Módulo de Poder (Power Module)Los Sistemas Top Drive de carácter hidráulico, vienen complementadas con bombas hidráulicas de diferentes clases. Estas bombas envían un flujo hidráulico a través de un bucle cerrado, un sistema de alta presión hacia el motor del Top Drive, el cual provee la rotación a la pluma (quill).

Bombas adicionales envían un flujo hidráulico a través de un sistema auxiliar al Top Drive, permitiendo la operación de varias funciones automáticas así como la circulación del aceite hidráulico a través de una filtración y de un sistema de enfriamiento antes de retornar hacia el depósito.

El módulo de poder también contiene un tablero eléctrico que acepta una entrada de 480 o 600 voltios AC de los generadores del equipo de perforación y lo convierte a otro voltaje para que de esta manera puedan operar los componentes eléctricos del Sistema Top Drive.

Bucle de Servicio (Service Loop).El Bucle de Servicio es un conjunto de líneas que permiten la comunicación de los elementos que comprenden al Sistema Top Drive.

El Bucle de Servicio envía y recibe comunicación eléctrica desde el módulo de poder y el panel de perforación, así como el flujo hidráulico hacia y desde el Top Drive.

Es de alta importancia que se da al momento de instalar estas líneas; debiendo tener el cuidado para que no se dañen por el levantamiento o se vean obstruidas en medio de la torre.

El Bucle de Servicio no debería de estar en contacto con ninguna parte de la torre.

Elevadores Hidráulicos (Hydraulic Elevators).Los elevadores automáticos, eliminan la necesidad de tener a una persona operándolos manualmente.

Esto da la capacidad de abrir y cerrar los elevadores en posiciones sumamente altas de BHA (Bottom Hole Assembly), y reduciendo de la misma forma la exposición del operario a los riesgos adicionales asociados con operaciones manuales de los elevadores.

Fig. 3. Elevadores Hidraúlicos

Válvula ahorradora de lodo y Actuador (Mud Saver Valve and Actuator)Estos son elementos que actúan como parte del Sistema de seguridad del Top Drive.

La Válvula ahorradora de lodo junto con el actuador remoto actúan como una válvula de prevención de reventones de emergencia similar a un BOP. El Actuador esta diseñado para abrir o cerrar la válvula ahorradora de lodo en cualquiera punto en la torre.

Es crítico que el Actuador nunca funcione mientras la pluma (quill) este girando; esto puede dañar los componentes internos y llevar al fracaso del actuador.

Fig. 4. Válvula ahorradora de lodo

5. FUNCIONAMIENTO DEL TOP DRIVEEs necesario hacer mención que dentro el Sistema Top Drive, como cualquier otra tarea,

se identifica intervenciones de carácter manual y de carácter automatizado; este último que caracteriza al Sistema Top Drive.

5.1 FUNCIONES AUTOMATIZADAS.Están comprendidas por las operaciones de Extensión, Inclinación, Operación de la Llave de Contrafuerza (Grabber).

Extensión.Esta operación permite al Top Drive ubicarse por encima la ratonera (mouse hole), lugar donde se alojarán las tuberías que han de bajarse para la perforación del pozo.

1. Es acá donde el Top Drive baja y se extiende hasta la ratonera (mouse hole).2. Realiza la conexión por medio de la pluma (rotación del quill), con la tubería

alojada en la ratonera (mouse hole).3. El Top Drive inicia su elevación por la torre, junto a la tubería conectada,

Los 3 pasos mencionados anteriormente se repiten 3 veces, ya que el Top Drive nos ofrece la facilidad de perforar por tiros (1 tiro = 90 pies = 3 tuberías).

Inclinación de los Eslabones (Link Tilt).Normalmente conocido como “Afianzadores”, estos pueden ser inclinados hacia delante unos 35º y hacia atrás unos 55º, moviendo de esta manera al elevador y permitiendo realizar diversas tareas asociadas con el manejo tuberías de forma segura y reduciendo el tiempo en las operaciones.

4) Durante la elevación, los eslabones (link tilt) y el elevador se afianzan a la tubería para otorgarle un mejor sostenimiento.

Operación de la Llave de Contrafuerza (Grabber).El Llave de Contrafuerza o Grabber actúa como una tenaza, que permite al momento del enrosque y desenrosque de las tuberías, otorgar un adecuado torque.

Normalmente el Grabber necesita una presión por encima de los 1000 psi, para poder efectuar su debida operación de afiance. Cabe recordar que esta presión proviene del Módulo de Poder (Power Module). La operación realizada por el Grabber suele tomar un tiempo aproximado de 20 – 30 segundos.

5.2 PROCESO DE PERFORACIÓN.Hay que tener en cuenta que con este nuevo sistema, se debe adherirse a las mismas prácticas operativas, de seguridad y procedimientos utilizados en perforación rotaria convencional.

Antes de cualquier maniobra con el Top Drive, se debe tener en cuenta que este ocupa mucho más espacio en el piso de la torre de lo que el Kelly lo hace; así que el trabajo debe mantenerse libre de obstáculos que pudiesen interferir con el movimiento de la herramienta y del mismo personal.

Cuando el Top Drive se esta moviendo a través de la torre, se debe estar muy al tanto en todo momento de la posición que el operario vaya a ocupar y que el Top Drive este ocupando, ya que no siempre se lo podrá ver.

El Procedimiento Básico de Perforación con Top Drive es el siguiente:

1) Se baja el Top Drive y se extiende hasta por encima de la ratonera (mouse hole)

2) Se realiza la conexión por medio de la pluma (rotación del quill), con la tubería alojada en la ratonera (mouse hole). La conexión se lleva a cabo dentro la caja de conexión (thread box), donde la llave de contrafuerza (grabber) y la pluma quill le aplican el torque necesario.

3) El Top Drive se eleva a lo largo de la torre, junto a la tubería conectada,

4) Durante la elevación, los eslabones (link tilt) y el elevador se afianzan a la tubería para otorgarle un mejor sostenimiento,

5) Se procede a realizar la conexión, se utilizan las llaves cadenas para sostener la tubería que se encuentre suspendida en la mesa rotaria, ayudándonos del mismo modo a una efectiva conexión. La llave de contrafuerza (grabber) y la pluma (quill) se encargarán de otorgarle el torque adecuado.

6) Una vez hecho la conexión, se procede a retirar las cuñas de perforación (slips) de la mesa de perforación; luego desde la cabina del perforador, se activan las bombas de lodo e inmediatamente se activa la función de perforación.

Al mismo tiempo se asigna a la pluma (quill) el RPM indicado (Revoluciones por minuto), ya sea incrementando o reduciendo el flujo hidráulico proveniente de las bombas.

Se debe tomar en cuenta que sería demasiado crítico que el actuador no funcione mientras la pluma (quill) este rotando, ya que esto dañaría los componentes internos y conduciría a una falla del actuador. Ya que sin fluido de perforación no hay un funcionamiento efectivo de las herramientas.

7) Se encuentra ahora el equipo ya perforando y se debe de tener controlando los datos obtenidos del Panel del Perforador y demás instrumentos de medición. (Presiones y Volúmenes).

5.3 FUNCIONES MANUALES.Básicamente las funciones manuales (operaciones donde intervienen directamentelos operarios), comprenden aquellas que incluyen la perforación convencional; claro esta que con este sistema hay beneficios que se tornan en ventajas. Estas operaciones son:

Limpiado de las tuberías y el piso de la mesa. Uso de las llaves cadenas: Necesarias para ajustar y desajustar las tuberías en

boca de pozo. Puesta de las Cuñas de Perforación (Slip): Permiten sostener la tubería en la

mesa rotaria y evitar que resbale dentro del pozo cuando se está conectando o desconectando con el Top Drive.

Control de las mediciones y datos del Panel de perforaciones (Driller Panel): Uno de las funciones principales e importantes, del cual el encargado de

perforación junto con la coordinación de todo el personal determinarán el éxito de la perforación.

EQUIPOS AUXILIARES EN EL CONTROL DE POZOS

Los equipos auxiliares coumplen una función importante en el control de pozos y sus funciones del equipo auxiliar se describen a continuación:

Proteger el equipo de superficie de la presión del pozo. Prevenir blowouts desde drill pipes. Mantener las situaciones de kick bajo control.

Ademas los equipos auxiliares incluyen los siguientes:

Válvulas de seguridad y cocks. Desgasificadores. Instrumentos.

Incluye también aparatos de control de las condiciones de trabajo e instrumentos para controlar y detectar kicks. as válvulas de seguridad y cocks más comúnmente usados son Upper kelly cock, Lower kelly cock, Válvulas de seguridad para drill pipes y Inside BOP. Todas las partes selladas (cocks, válvulas, inside BOP) se caracterizan por el valor máximo de presión de trabajo.

Tests de presión:

Los tests de presión tienen que ser llevados a cabo con una presión no menor del 70% de la presión interna de los drill pipes (yield pressure) y del grado y el diámetro de la sección más alta del drill string, asumiendo que los tubos sean nuevos.

Prueba de presión:

La prueba de presión no debe ser superior a la presión de trabajo del BOP y en todo caso no puede ser mayor de 10.000 psi (reglamento API RP 53). Para estas partes, el test de presión debería ser llevado a cabo todas las veces que los BOPs son testeados con presión ascendente.

UPPER KELLY COCK:

El upper kelly cock tiene que instalarse entre el swivel y el kelly y tiene una doble función:

Aisla el circuito de superficie (stand pipe y hose) de la presión del pozo; Para el fluido y reduce el volumen del kick en caso de ocurrir un blowout de

los pipes.

En caso de un kick, también el cock superior puede ser usado para aislar el circuito de superficie cuando el drill string está pegado y el kelly no puede ser levantado. Consiste en una válvula en una sola dirección (ascendente), con seguro sea manual que automático y una rosca izquierda. El cierre automático se efectúa cuando un flujo substancial de los tubos alcanza la válvula.

UPPER AND LOWER KELLY COCK

El cierre manual de la llave desde el piso de trabajo puede resultar dificíl cuando el tubo motriz está completamente por fuera de la mesa rotary. El diámetro interno debería ser siempre por lo menos el mismo que el del diámetro del kelly para evitar estorbar el flujo y para permitir el paso de las herramientos cuando sea necesario.

LOWER KELLY COCK:

Se instala en la parte baja del kelly como una válvula de seguridad adicional y se usa para prevenir el regreso del fluido de los tubos, en caso de que el cock superior quede o fuera de servicio o inaccesible. Puede cerrarse para permitir desatornillar el kelly e instalar un inside BOP en la cabeza del cock para llevar nuestro stripping. Debe cerrarse manualmente, usando la llave correspondiente, que tiene que estar al alcance de la mano en el piso del equipo.

La presión de trabajo debería ser proporcional a la presión del BOP instalado. El diámetro interno debería ser por lo menos el mismo del diámetro interno del tool-joint. El diámetro externo tiene que ser lo suficientemente pequeño como para permitir el paso a través del BOP.

VALVULAS DE SEGURIDAD PARA DRILLPIPES:

Las válvulas de seguridad deben estar siempre al alcance de la mano en el piso del equipo para ser instaladas en los drill pipes o, usando la correspondiente reducción, en los heavy wate. Los modelos de kelly lower cock (kelly cock y kellyguard) pueden ser usados también como válvulas de seguridad. La válvula de seguridad tiene que estar al alcance de la mano en el piso del equipo, (junto con el inside BOP) en posición abierta, con la correspondiente llave y con las conexiones necesarias para conectarla al drill collar que se esté usando. La válvula de seguridad tiene que ser instalada antes del inside BOP, si hay alguno.

Estas válvulas pueden ser instaladas aun en caso de fuerte regreso de fluido, ya que su diámetro interno, cuando está completamente abierto, no se estrecha, lo que implica que no hay obstrucciones que estorben el fluido durante las operaciones de instalación

(Se conocen también como “válvulas de apertura total”). Cuentan con un collar externo especial que ayuda a facilitar su instalación.

INSIDE BOP:

Los inside BOPs son válvulas de chequeo usadas para prevenir blowouts de la tubería y para llevar a cabo operaciones de stripping. Por su función, deben ser mantenidas al alcance de la mano en el piso del equipo junto con todos los demás equipos de emergencia. Son válvulas de una sola dirección para sellado ascendente, permiten la circulación y pueden ser:

Instaladas en la superficie para prevenir blowouts de la tubería durante perforación y viajes.

Instaladas en la superficie después de haber detectado un kick. Dejadas caer en el drill string en situaciones de emergencia.

INSIDE BOP

OBSERVACION GENERAL:

PARA LOS UPPER KELLY COCKS: En caso de que no sea posible llevar a cabo el cierre de la llave superior del tubo motriz, se podría obtener la apertura de la valvula de seguridad de la bomba, con una consiguiente erupción a través de los tubos. Este tipo de situación es particularmente peligrosa y difícil de controlar. Se instalan dos cocks en el top drive: uno de ellos se opera hidráulicamente y el otro manualmente.

PARA LOS LOWER KELLY COCK: Durante el cambio de tubería, se mantiene cerrado para prevenir que el lodo fluya del kelly.

FALLAS Y MANTENIMIENTO DE LOS ACUMULADORES DE PRESION

FALLAS Y MAL FUNCIONAMIENTO DE LOS ACUMULADORES. El funcionamiento del acumulador puede ser chequeado por medio de un grupo de indicadores que permite detectar anomalías o fallas. Una interpretación correcta de tales indicadores permite detectar rápidamente las causas del mal funcionamiento y

permite localizar sin demora la falla. Los indicadores más importantes que hay que tener en cuenta son los siguientes:

Luces de advertencia para la presión en las líneas de apertura/cierre Manómetros de presión del acumulador (manifold, BOP anular, acumulador) Manómetros de presión del aire.

ACUMULADOR DE PRESION

Cuando el acumulador está trabajando correctamente se deben presentar las siguientes situaciones:

NO APERTURA/CIERRE:

Los manómetros de presión permanecen estables en sus respectivos valores. Desde el inico “Operación de arranque”(comienzo), Realizando las operaciones y Final de las Operaciones:

OPERACION DE APERTURA/CIERRE:

Operacion de Arranque:

Durante la operacion de Arranque existe una variación de la presión del aire, la disminución de presión (BOP anular o manifold) y la luz de advertencia de la presión de la línea está encendida.

Realizando la Operación:

Durante la operacion, la presión del acumulador disminuye.

Final de la Operación:

Despues de las Operaciones, en el final de la operacion el valor de la presión inicial se reintegra (BOP anular o manifold) y si la presión ha disminuido por debajo del valor de presión mínima de recarga del acumulador.

Un comportamiento desigual de los indicadores mencionados implica la presencia de fallas o mal funcionamiento, siendo los más comunes:

1. Liqueo de la línea hidráulica.2. Falla en la válvula reguladora de presión del manifold.3. Falla en la válvula reguladora de presión del BOP anular.4. Interrupción en el circuito neumático.5. La bombilla de advertencia no funciona.6. Obstrucción en la línea de apertura/cierre.7. No se ha activado la válvula de 4 vías.8. No se ha calibrado el interruptor de presión.9. Las bombas no están funcionando.

MANTENIMIENTO:

El acumulador tiene una gran importancia ya que concierne el funcionamiento de toda la instalación y la seguridad. Por lo tanto, es sumamente importante realizar un servicio adecuado para asegurar el correcto funcionamiento y completa eficiencia. Las operaciones de servicio recomendadas por el fabricante incluyen los siguientes componentes:

Botellas del acumulador

Cada 30 días y siempre que se empieza un pozo: chequeo de precarga. Realiza las operaciones requeridas en un banco a la vez, cerrando la válvula correspondiente para aislarlo del acumulador.

1. Chequear la presión de precarga de nitrógeno en cada botella. La presión de precarga para sistemas con 3000 psi deben ser generalmente + o – 10%. Usese sólo nitrógeno.

2. Aplicar una gota de aceite en la válvula para comprobar cualquier liqueo de nitrógeno.

3. Aplicar un poco de grasa en las secciones roscadas que cubren la botella.

OBSERVACION:

Si se necesita transportar el acumulador de una estación a otra, se recomienda descargar la presión de las botellas por razones de seguridad. Ademas el valor de presión de precarga puede aumentar o disminuir por las variaciones de temperatura debidas a las condiciones metereológicas o a fallas o mal funcionamiento.

CHEQUEO DE LA PRESION DEL ACUMULADOR

OPERACION DEL BOP BLOWOUT PREVENTER Y SU MANTENIMIENTO

PRINCIPIOS OPERACIONALES DE UN BOP. En el cierre del BOP cuando el BOP empieza a cerrar, el fluido de trabajo entra en la cámara de cierre y empuja el pistón hacia arriba. En consecuencia la unidad de empaque aprieta más y más alrededor del centro del BOP, sellándolo. Sin embargo cuando se da durante la apertura, el fluido de trabajo entra en la cámara de apertura y empuja el pistón hacia abajo (la cámara de cierre debe estar descargada). La unidad de empaque regresa a su posición original abriendo el BOP.

Presión de cierre

Los BOP anulares se caracterizan por 2 tipos de presion:

presión de apertura/cierre máxima Presión de Trabajo (WP)

Un adecuado valor de presión de apertura y cierre dentro de las cámaras le permite al pistón moverse y variar de acuerdo a la tipología del BOP. En la mayoría de los casos oscila entre 700 y 1500 psi (50 – 105 kg/cm2). La máxima presión de

BLOWOUT PREVENTER

trabajo es la presión máxima del pozo que el BOP puede soportar y controlar en condiciones de trabajo. Respecto a la presión de cierre, las siguientes afirmaciones son generalmente válidas:

1. A mayor diámetro de la tubería, menor presión inicial de cierre;2. En caso de cierre de un pozo vacío, el BOP se cerrará con la presión máxima permitida

(1500 psi para todos los tipos excepto el Cameron D que, en caso de emergencia, puede ser cerrado a 3000 psi.)

El cierre de los BOP anulares puede ser 2 tipos y se muestran a continuacion:

PRESION DE POZO ASISTIDO:

Gracias a la estructura y la forma del pistón, la presión del pozo ejercida en las paredes del pistón produce una fuerza que se suma a la presión de cierre. Por lo tanto la presión de cierre debe ser reducida cuando el BOP se mantiene cerrado, para limitar el desgate del caucho (siguiendo las instrucciones del fabricante). Por esta razón la presión de cierre puede ser mantenida al mínimo valor generalmente estimado para esta situación particular del pozo.

PRESION DE POZO NO ASISTIDO:

La presión del pozo no altera la presión de cierre del BOP que mantiene, por lo tanto, su valor de referencia durante las operaciones de cierre preventivas.

OBSERVACION:

ALGUNAS VECES LA ESTRUCTURA DEL PISTON DETERMINA UNA FUERZA QUE SE OPONE AL CIERRE REQUERIENDO UN AUMENTO DE LA PRESION DEL CIERRE DEL BOP.

EN CASO DE OPERACIONES DE STRIPPING SE PREFIEREN CIERRES NO ASISTIDOS DE LOS BOPS.

MANTENIMIENTO DE UN BOP:

Para mantener el BOP en buenas condiciones de trabajo, tienen que llevarse a cabo adecuados procedimientos de mantenimiento y reemplazar las unidades de empaque siempre que se detecte cualquier daño o desgaste, ya sea en las inspecciones que en los tests. El desgaste de la unidad de empaque es principalmente causado por: exposición al sol, alta temperatura. ozono y aceite. Por lo tanto, es necesario un adecuado almacenaje para asegurar la duración de tales elementos, para reducir su deterioro. En caso de larga permanencia en el almacén debe usarse un contenedor hermético apropiado.

La duración de la unidad de empaque y del BOP puede mejorar sustancialmente si se adoptan las precauciones operacionales y el reglamento de almacenamiento indicados en las siguientes páginas.

Precauciones operacionales.

Limitar el número de cierres. Evitar cierres con el pozo vacío. Aplicar la presión de cierre indicada. Reducir la presión de cierre en los modelos de presión del pozo asistida. Usar el tipo de caucho recomendado según el lodo que se está usando y en base a las

condiciones ambientales. Usar la regulación de la válvula de presión correctamente durante el stripping.

Almacenar partes de caucho apropiadamente. Lavar y lubricar el BOP si debe ser removido por largos periodos. Usar tapas para proteger las bridas. Evitar mover el drill string con el BOP cerrado. Cuando el BOP esté abierto, asegurarse de que el travelling block y el BOP estén

centrados para evitar desgastar la unidad de empaque.

DESGASIFICADOR SEPARADOR DE LODOS

DESGASIFICADORES. El desgasificador ha sido diseñado para remover gas del lodo y llevarlo lejos de las instalaciones de perforación. Se usa para mantener la densidad del lodo y, por consiguiente, para mantener la presión hidrostática constante. La emulsión del gas del lodo se compone de burbujas de gas de diferentes tamaños atrapados en el lodo. Las burbujas pueden ser removidas naturalmente gracias a las diferentes capacidades de flotabilidad debido a las diferentes densidades. El tiempo requerido para efectuar todo el proceso depende de las caracteristicas del lodo (densidad, viscosidad, thizothropia) y generalmente resulta demasiado largo para las exigencias practicas operacionales.

El desgasificador, cuando se siguen los procedimientos correctos, permite un proceso de remoción del gas más rápido. El procedimiento de remoción del gas del desgasificador se basa en los siguientes principios:

REDUCCION DEL ESPESOR DE FLUIDO CONTAMINADO: la cantidad de gas que se este removiendo es directamente proporcional a la superficie de fluido expuesta.

DEPRESION: la depresion aumenta el empuje de las burbujas flotadoras y la velocidad hacia arriba.

DESGASIFICADOR ATMOSFERICO

SACUDIDA MECANICA: un crecimiento de la turbulencia del fluido del lodo ayuda a liberar las burbujas de gas.

ACCION CENTRIFUGA: el movimiento centrífugo impartido al lodo emulsionado empuja las partículas pesadas (lodo) hacia afuera: ellas tienden a esparcirse en la pared, mientras que las burbujas de gas, debido a su liviandad, tienden a separarse del lodo y a moverse hacia el centro.

Adoptando los principios operacionales descritos arriba, se pueden distinguir las siguientes dos tipologías:

DESGASIFICADOR ATMOSFERICO:

Tambien llamado separador vertical o poor boy degasser, en el desgasificador, el gas es removido por:

Reducción del espesor del fluido. Sacudida mecánica. Acción centrífuga.

La capacidad del proceso del desgasificador depende de la geometría del tubo de descarga, donde puede crearse una presión para prevenir que el gas salga flotando, con el consiguiente peligro de explosión. No siempre garantiza una separación completa entre el gas y el lodo, pero es extremadamente funcional y sencillo y no requiere ningún equipo particular o mantenimiento.

VACUUM DEGASSER:

Para aumentar la capacidad del desgasificador, se crea un vacío en el desgasificador mismo, sumando así su efecto a la típica acción atmosférica del desgasificador (mecánica, centrífuga y reductora de espesor). El desgasificador vacío se instala en el circuito del lodo y resulta particularmente útil en caso de altos porcentajes de gas y/o siempre que las separaciones sean particularmente molestas (alta viscosidad del lodo). El chorro de agua puede trabajar sea como un desgasificador atmosférico que

como un desgasificador vacío. El vacío se crea con un chorro de agua dentro de un “tubo Venturi”.