Serie de Artículos Introductorios: Preventores de

SERIE DE ARTÍCULOS INTRODUCTORIOS
Preventores de reventón
Rick von Flatern
Editor senior
Antes del desarrollo de los preventores de reventón, los operadores dejaban
que los fluidos presurizados fluyeran sin control desde las formaciones
hacia la superficie y hacia la atmósfera. Sólo después de que la presión que
sustentaba estos reventones se abatía y las presiones de superficie caían
hasta alcanzar un nivel manejable, los operarios del equipo de perforación
podían proceder a colocar la armadura de control de un pozo. Los reventones eran peligrosos para las brigadas, constituían una amenaza para el
medioambiente adyacente, dañaban el equipo de perforación, gastaban los
recursos y ocasionaban daños irreparables en la zona productiva.
En el año 1922, Harry Cameron y Jim Abercrombie diseñaron y fabricaron los primeros preventores de reventón (BOPs). Los arreglos de válvulas y
otros dispositivos instalados por encima del cabezal del pozo durante las
operaciones de perforación se denominan conjuntos BOP y constituyen un
mecanismo por el cual las brigadas de perforación pueden contener la ocurrencia inesperada de altas presiones y flujo de fluidos. Estos arreglos permiten a las brigadas manejar estos influjos por medio de la inyección de
fluidos densos en el pozo, que detienen, o ahogan (matan) el flujo de fluidos
de la formación; esta operación de ahogo del pozo se lleva a cabo a la vez
que se impide que los fluidos del pozo sean liberados en la atmósfera.
En la industria de E&P, los términos preventor de reventones, conjunto
BOP y sistema de preventores de reventón se utilizan indistintamente.
Durante las operaciones de perforación y terminación de pozos, estos sistemas constituyen la segunda barrera para el flujo de fluidos de la formación;
la presión hidrostática en la formación, generada por una columna de fluido
de perforación, y el aislamiento zonal provisto por la tubería de revestimiento y el cemento, constituyen la barrera primaria.
Los BOPs individuales que componen un sistema se apilan en sentido
vertical sobre el pozo. Además, se encuentran alineados para permitir el
acceso al pozo a través de ellos y sus diversas funciones proporcionan una
variedad de métodos para cerrar el pozo durante las operaciones de perforación, terminación o intervención. Sus dimensiones se ajustan al diámetro
interno del cabezal del pozo y a las presiones de superficie esperadas.
Los conjuntos de preventores de reventón incluyen normalmente BOPs
anulares y válvulas de control de esclusas. Los BOPs anulares fueron introducidos en la industria en 1946 por Granville Sloan Knoxen. Estos dispositivos fuerzan los elementos circulares de caucho reforzado con acero para
que se cierren y generen un sello alrededor de la columna de perforación u
otras herramientas que pueda haber en el pozo en el momento del cierre
(Figura 1). Cuando los BOPs anulares se cierran alrededor de una tubería,
ésta puede moverse hacia arriba o hacia abajo o rotarse sin romper el sello.
Diseñados para prevenir el flujo de fluidos a través del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la columna de perforación, los
BOPs anulares también pueden sellar pozos que no poseen ninguna obstrucción presente, si bien esta práctica reduce en un 50% la presión nominal de
trabajo del elemento de sellado.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Laura Gardner
y Matthew Givens, Houston, Texas, EUA.
Oilfield Review 2016.
Copyright © 2016 Schlumberger.
Anillo toroidal
Empacador
Pistón de operación
Figura 1. Preventor anular. El elemento esencial del preventor anular es
el elemento de sellado, que está compuesto por el anillo toroidal y el
empacador. Cuando se acciona el preventor, se aplica presión hidráulica
al pistón a través de los orificios hidráulicos de cierre, lo que hace que
el pistón se desplace hacia arriba. Esto fuerza al elemento de sellado a
extenderse hacia el interior del pozo y crear un sello alrededor de la sarta
de perforación u otra herramienta presente en el pozo. El BOP se abre
por medio de la aplicación de presión hidráulica a través de los orificios
hidráulicos de apertura, lo que hace que el pistón se desplace hacia
abajo y permite que el elemento de sellado regrese a la posición de
apertura original.
Las válvulas de control de esclusas incluyen arietes de acero con una
protección de caucho que se unen entre sí para crear un sello o, como los
BOPs anulares, formar un sello alrededor de una herramienta del cabezal de
pozo (Figura 2). Los preventores de cierre total son esclusas de alta resistencia y accionamiento hidráulico que pueden cortar la columna de perforación e incluyen los preventores de cierre total para tubería de revestimiento
y las esclusas ciegas de corte. Ambos están diseñados para cortar la columna
de perforación u otras obstrucciones presentes en el pozo. Las esclusas ciegas
de corte sellan completamente el pozo. Los preventores de cierre total para
tubería de revestimiento, si bien no pueden formar un sello, sí pueden cortar
tubulares de mayor tamaño que los que cortan las esclusas ciegas de corte.
Los perforadores utilizan un sistema de control para accionar las esclusas, compuesto por las botellas del acumulador que contienen el fluido
hidráulico presurizado, un depósito para el almacenamiento del fluido
hidráulico, un sistema de bombeo y la tubería hidráulica. El fluido hidráulico es enviado al conjunto BOP para ejecutar la función deseada a través de
un panel de control remoto.
El sellado contra alta presión y el corte a través de la columna de perforación requieren una fuerza significativa. Las esclusas de la válvula BOP se cierran a la fuerza y se reabren utilizando la potencia hidráulica que se almacena
www.slb.com/defining
Esclusas
Columna de perforación
Pistón de operación
Figura 2. Válvulas de control de esclusas. Las esclusas, que contienen los
elementos de sellado elastoméricos, se encuentran ubicadas en el cuerpo
del BOP en los lados opuestos del pozo. Los pistones de operación situados
en los lados del cuerpo del BOP abren y cierran las esclusas. Cuando se
encentran abiertas, las esclusas dejan un pasaje libre de obstrucciones a
través del pozo. Cuando se encuentran cerradas, forman un sello alrededor
de la columna de perforación. En una situación de emergencia, las esclusas
ciegas de corte pueden cortar la columna de perforación y sellar un pozo.
y está disponible para ser utilizada en cualquier momento durante las operaciones de perforación y terminación de pozos en un sistema acumulador.
Un acumulador consiste en un conjunto de cilindros que contienen fluido
hidráulico bajo alta presión. El fluido hidráulico es enviado a las esclusas de la
válvula BOP para accionar su cierre o su apertura contra la presión del pozo.
Los equipos de perforación están equipados con un colector múltiple de
estrangulamiento, operado en forma remota, que se utiliza para controlar el
flujo de fluidos del pozo. Normalmente, el flujo de fluidos del pozo pasa a
través de un estrangulador fijo. Para limpiar o probar un pozo utilizando el
equipo de perforación y los BOPs antes de terminar el pozo, el operador
puede utilizar el colector múltiple para redireccionar el flujo a través de un
estrangulador ajustable, lo que provee un mecanismo para controlar la tasa
de flujo de fluidos y los niveles de contrapresión con precisión. La capacidad
para ajustar el tamaño del estrangulador permite al operador mantener una
tasa de flujo especificada durante un cierto tiempo y modificar esa tasa para
satisfacer los requerimientos de las pruebas. El ingeniero especialista en pruebas también puede reducir el tamaño del estrangulador para imponer contrapresión en la formación, lo que reduce la velocidad del flujo de fluidos y puede
impedir la producción de arena de formación o la incursión de agua o gas.
La mayoría de los incidentes de control de pozo involucran fluidos de
formación e influjos de presión, o golpes de presión, imprevistos. Los influjos ocurren cuando la barrena de perforación ingresa en una zona que posee
una presión de poro más alta que la esperada. Cuando se detecta un golpe
de presión, el perforador normalmente interrumpe la perforación, levanta
la barrena del fondo del pozo y cierra un preventor anular o una válvula de
control de esclusas. El influjo se hace circular luego fuera del pozo a través
de una línea de flujo proveniente del cabezal del pozo situado por debajo del
elemento de sellado del conjunto BOP. Posteriormente, la brigada de perforación bombea un fluido en el pozo. La densidad de este fluido es mayor que
la del fluido de perforación presente en el pozo en el momento del golpe de
presión y se calcula para generar en la formación una presión hidrostática
que contenga el influjo.
La línea de flujo que se encuentra debajo del BOP es una línea de ahogo de
alta presión. La línea de ahogo transporta el fluido de perforación y el influjo
desde el cabezal del pozo hasta el colector múltiple de estrangulamiento.
Una segunda línea de flujo de alta presión, frente a la línea de ahogo, está
conectada a las bombas de lodo. Si no se dispone del método normal de
circulación por la sarta de perforación, esta línea de ahogo proporciona un
trayecto alternativo para que el perforador bombee los fluidos en el fondo
del pozo y logre el control o ahogo del pozo.
Dado que los BOPs desplegados en las plataformas de perforación
autoelevadizas permanecen en la superficie, son similares a los utilizados
en las operaciones de tierra firme. En las áreas de aguas más profundas, en
las que la utilización de plataformas de perforación autoelevadizas no es
posible, las unidades de perforación flotantes cuentan con BOPs submarinos
que se instalan sobre el cabezal del pozo submarino después de perforar,
entubar y cementar el agujero superficial. Tanto el BOP submarino como el
cabezal de pozo submarino se encuentran ubicados en el fondo marino.
Los BOPs submarinos están equipados con sistemas de control más complejos y normalmente poseen diámetros interiores más grandes y especificaciones de presión de trabajo más altas que sus contrapartes en la superficie.
Los BOPs submarinos constan de dos secciones: un paquete inferior del tubo
ascendente marino (LMRP) y el conjunto inferior de válvulas (Figura 3).
Tensores del
tubo ascendente
Derivador
de flujo
Junta telescópica
Juntas del
tubo ascendente
Paquete inferior del tubo
ascendente marino
Conjunto BOP
Cabezal de pozo submarino
Figura 3. Sistema submarino de preventores de reventón.
Cuando desarrollan operaciones de perforación en áreas de aguas
profundas desde una embarcación flotante, los operadores despliegan
un conjunto BOP que se conecta al cabezal de pozo submarino. Los BOPs
submarinos incluyen un paquete inferior del tubo ascendente marino
compuesto por los BOPs anulares y el dispositivo de control (pod)
submarino (no mostrado aquí). El conjunto BOP inferior incluye múltiples
BOPs con preventores de cierre total y esclusas ciegas de corte.
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El tubo ascendente conecta el equipo de perforación al LMRP, que se compone normalmente de un BOP anular, un sistema de control y un conjunto de
válvulas activadas en forma remota diseñadas para liberar el gas del tubo
ascendente. El LMRP se conecta al conjunto BOP inferior, que contiene un
mínimo de cuatro válvulas de control de esclusas y las líneas de estrangulamiento y ahogo.
Para permitir cierto movimiento lateral del equipo de perforación, los
sistemas BOP submarinos incluyen juntas flexibles y además poseen conectores operados hidráulicamente que conectan el LMRP con el conjunto BOP
inferior y el conjunto BOP con el cabezal del pozo. En una situación de emergencia, la brigada puede desconectar el equipo de perforación del preventor
de reventones en el LMRP y asegurar el pozo cerrando los preventores de
cierre total del conjunto BOP inferior a la vez que se utiliza simultáneamente
un solo comando.
Por razones de seguridad y medio ambiente, la orden de cerrar las esclusas de la válvula BOP debe ser ejecutada rápidamente. En tirantes de agua
de menos de 1 220 m [4 000 pies], los sistemas BOP pueden utilizar un sistema en el que la potencia hidráulica es transmitida directamente a la función requerida a través de una línea umbilical. No obstante, dado que este
tipo de sistema hidráulico directo no puede lograr el tiempo de ejecución
requerido en las áreas de aguas profundas, los equipos de perforación normalmente emplean sistemas electrohidráulicos multiplexados (MUX).
Debido a que inician las funciones submarinas por medio de señales eléctricas, los sistemas MUX minimizan el tiempo existente entre la activación del
sistema de control y el cierre total de las esclusas para asegurar el pozo.
Los procedimientos estándar de control de influjos dependen de que los
BOPs sellen el pozo cuando el perforador detecta un influjo. Luego, el perforador deja que la presión del pozo cerrado se estabilice antes de utilizar
uno de los diversos métodos disponibles para hacer circular el influjo fuera
del pozo y retomar su control. Si bien estos métodos han sido viables durante
muchas décadas y lo siguen siendo, los ambientes de perforación de aguas
ultra profundas y las presiones más altas han hecho que algunos operadores
consideraran la adopción de métodos de control dinámico de pozos.
El control dinámico del pozo está disponible para los operadores que
perforan pozos utilizando equipos de perforación que poseen componentes
para el manejo de la presión durante la perforación (MPD) y una brigada
entrenada en la aplicación del método. Durante las operaciones MPD, la
presión de fondo de pozo (BHP) se mantiene constante por medio del incremento o la reducción de la contrapresión sobre la formación. Cuando el
pozo experimenta efectivamente un influjo, el perforador puede incrementar la contrapresión para aislar el flujo de fluidos de la formación sin cerrar
el pozo. Esto permite a los medidores de la sarta de perforación continuar
transmitiendo las presiones de fondo de pozo a la superficie en tiempo real
y minimizar el volumen del influjo. Luego, el perforador puede hacer circular el influjo fuera del pozo y a la vez mantener una BHP constante sin interrumpir las operaciones de perforación.
El control dinámico del pozo permite que los perforadores aborden ciertos
influjos de manera más eficiente y eviten la interrupción de las operaciones
de perforación con cada golpe de presión detectado. Sin embargo, estos métodos están previstos sólo como complemento de las prácticas y los sistemas
BOP estándar, no como reemplazo. En caso de producirse influjos significativos o de alta presión, la brigada de perforación debe seguir las prácticas estándar de control de pozos descriptas sucintamente por las asociaciones
industriales y los organismos reguladores sobre la base de la operación de los
sistemas BOP. Como tal, el venerable BOP, a la vez que evolucione constantemente para satisfacer los requerimientos de las presiones y las profundidades
de agua extremas, por mucho tiempo seguirá siendo una parte indispensable
de todas las operaciones de perforación y terminación de pozos.