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CONJUNTO DE PREVENTORES DE SUPERFICIE

Durante las operaciones de perforación se tienen contingencias, como manifestación de un brote y el equipo utilizado en superficie deberá tener la capacidad de preveer el medio adecuado para cerrar el pozo y para circular el fluido invasor fuera del pozo. El control de un pozo lo constituye generalmente en superficie, los sistemas independientes que son el de circulación y el de preventores de reventones. Un conjunto de preventores deberá tener arreglos tal que permitan lo siguiente:  Cerrar la parte superior del pozo alrededor de la tubería de perforación o de los lastra barrenas y en su caso, bajo condiciones de presión meter la tubería hasta el fondo del pozo.  Descargar en forma controlada el gas, lodo con gas, o agua salada.  Bombear fluidos al interior del pozo y circular el brote a la superficie.  Colgar la tubería de perforación y si es necesario cortarla.  Conectarse al pozo nuevamente, después de un periodo de abandono temporal.  Una redundancia en equipo para el caso de que algún equipo falle pueda inmediatamente operarse otro. Las personas claves en un equipo de perforación terrestre o costa afuera son el técnico y el perforador. Si ellos se mantienen alertas y están capacitados en el funcionamiento y operación de los componentes superficiales, así como de los indicadores de la presencia de un brote, no duraran en aplicar los procedimientos para tener el pozo bajo control. El arreglo de preventores de superficie lo forman varios componentes, algunos de ellos son los preventores anulares (esféricos), los preventores de arietes en sus diversas formas, los carretes de control y demás componentes.

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PRIMERA ET ETAP AP APA A

CONEXIONES SUPERFICIALES Y DE CONTROL 29 ½”

CAMPA CAMPANA NA

PREVENTOR ESFERICO DE 29 ½” 292 29 2929 ½” CARRETE DE TRABAJO DE 29 ½”

VAL ALVULA VULA HIDR HIDRAULICA AULICA DE 8”

VAL ALVULA VULA HID HIDRAULICA RAULICA DE 8”

3

SEGUNDA ET ETAP AP APA A C ON EX I ON ES S SU U PE R F I C I A LE S Y DE C O N T R O L 2 A E TA P A

CA M P A NA

L I N E A D E M A TA R

P R E V ENT O R D O B L E 16 ¾ ” 5 5M M

RA MS C IEGO

CA R R E T E D E TRA B A J O

CA R R E T E ES P A C IA D O R 16 ¾ ” 5 M

L I N EEA A D E M A TA R U N I D A D D E A L TA

L I N EA D E ES T R A N G U L A R

P R E V E N T O R E S FE FER R IC O 16 ¾ ” 5 M

P R E V ENT O R S ENC I L L O 16 ¾ 5 5M M

R A MS D E 5 ”

CA B E ZA L S O L D DA A BLE 16 3 3// 4 ”

T. R . 1 6 ”

4

TERCERA ET ETAP AP APA A C O N EX I O N ES S SU U PE R F I C I A LE S Y DE C O N T R O L 3 3A A E TA P A

CA M P A NA

RA MS DE 5 ”

L I N E A D E M A TA R

L I N EA D E ES T R A N G U L A R

P R E V ENT O R ES F ER I C O 16 ¾ ” 5 M

P R E V E N T O R D OB L E 16 ¾ ” 5 5M M

RA MS C IEGO

H

M

M

M

CA R R ET E D E T R A BA J O 1 6 ¾ 5 M

CA R R ET E ES P A C IA D O R 16 ¾ ” 5 M

L I N EA D E M A TA R U N I DA D D E A L TA

RA MS DE 5 ”

P R E V ENT O R S ENC I L L O 16 ¾ 5 5M M

B R I DA A DA P T E R 13 5 5// 8 ” x 1 6 ¾ ”

CA B EZA L 16 3 3// 4 ” x 1 3 5 5// 8 ” 5 M

CA B EZA L S OL DA B L E 16 3 3// 4 ” x 1 3 5 5// 8 ” 5 M T. R . 1 6 ”

5

ARREGLO DE CONJUNTO DE PREVENTORES USADO EN TERMINACIÓN REPARACIÓN DE POZOS EN DIÁMETRO DE 13 5/8” 5M.

PETROLEOS MEXICANOS UNIDAD OPERATIVA NE PLATAFORMA AK- “O” POZO: CANTARELL N° 239

STAND PIPE L.MATAR

EQ. 9040 COND. N° 1

ESTRANG.

2.76 M 1. 27M

13 5/8” 5M.

.

4.03M U.A.P. 1.39M 5.42M

RAM’S VAR. 2 78” X 5” RAM’S VAR. 4 1/2” X 7”

0.61M 6.03M RAM’S CIEGO DE CORTE

6.91M

0.88M

PISO PREV.

2.00M

8.91M 1.50M 10.41 m FIP

FIP

13 5/8”

16 ¾”

Arístides Domínguez Cárdenas Ing. De Proyecto

P. PROD 6

ARREGLO DE CONJUNTO DE PREVENTORES USADO EN TERMINACIÓN Y/O REPARAC POZOS EN DIÁMETRO DE 13 5/8” 5M. EN CASQUE TE GAS

PETROLEOS MEXICANOS UNIDAD OPERATIVA NE PLATAFORMA AK- “O” POZO: CANTARELL N° 239

EQ. 9040 COND. N° 1

SISTEMA ROTATORIO CIA. WEATHERFORD 13 5/8”

Linea de igualacion y desfoge 2.76 M 1. 27M

U.A.P.

13 5/8” 5M.

.

4.03M U.A.P. 5.42M

1.39M

Linea de desfogue Linea de flote a temblorinas

RAM’S VAR. 2 78” X 5” RAM’S VAR. 4 1/2” X 7”

0.61M 6.03M RAM’S CIEGO DE CORTE

6.91M

0.88M

PISO PREV.

2.00M

8.91M 1.50M 10.41 m FIP

FIP

13 5/8”

16 ¾” P. PROD Arístides Domínguez Cárdenas Ing. De Proyecto

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Uno de los puntos principales en un equipo de perforación es tener el conjunto de preventores en condiciones de operación y probado a satisfacción de acuerdo a su presión de trabajo. La unidad para operar preventores se selecciona con el método canadiense que nos dice que esta se debe de seleccionar para cerrar abrir cerrar y dejar una presión remanente de +/- 200 psi disponible arriba de la presión de precarga.

ARREGLO DE CONJUNTOS DE PREVENTORES El criterio para seleccionar arreglos de preventores debe de considerarse, la magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida. Cuando los riesgo son conocidos tales como:  Presiones de formación normales  Áreas desérticas o montañosas, alejadas de los grandes centros de población. Un arreglo de preventores sencillos y de bajo costo puede ser suficiente para la seguridad de la instalación.  Presiones de formación anormales  Yacimientos de alta productividad o presión  Áreas densamente pobladas.  Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y plataformas marinas, el arreglo requerido debe ser completo y en consecuencia de mayor costo. La clasificación típica del API para conjunto de preventores se basa en el rango

de

ra

presión de trabajo. Los arreglos que el API RP-553 (3 edición marzo, 1997) recomienda un conjunto adecuado para operar con 2000, 3000, 5000, 10000 y 15000 PSI (141; 211;352;703 y 1055 kg/cm2 ) de presión de trabajo, el codigo API empleado en la asignación de los diferentes arreglos de preventores es el siguiente :

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 G

Cabeza Rotatoria

 A

Preventor Anular

 R

Preventor de Arietes para Tubería de Perforación, ya sean ciegos, variables

o de corte. Preventor Doble de Arietes para Tubería de Perforación, ya sean ciegos

 Rd

variables o de corte.  Rt

Preventor Triple con tres juegos de arietes, instalado a criterio del operador

 S

Carrete de Control con salidas laterales para las lineas de estrangular y de

matar.  K

1000 lb/pg2 de presión de trabajo.

Las figuras 1, 2 y 3 muestran los arreglos recomendados.

Figura 1 arreglo tipico de preventores para 2000 lb/pg 2 de presión de trabajo. 9

10

* SU INSTALACIÓN ES OPCIONAL. ** EL PREVENTOR ANULAR Y LA CABEZA PUEDE SER DE MENOR RANGO DE PRESION DE TRABAJO

Figura 2 arreglo de preventores de 3000 y 5000 lb/pg 2 de presión de trabajo.

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* SU INSTALACIÓN ES OPCIONAL. ** EL PREVENTOR ANULAR Y LA CABEZA PUEDE SER DE MENOR RANGO DE PRESION DE TRABAJO

Figura 3 arreglos tipicos de preventores para 10000 y 15000 lb/pg 2 de presión de trabajo.

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Figura 4 Arreglo de preventores API 10K – 11 RSRdA Para referirce a un conjunto de preventores de identifica de acuerdo a la clasificacion en orden ascendente de la siguiente manera: 10K 11 – RSRdA Se refiere a un conjunto de preventores de 11 pulg con presion de trabajo de 10,000 psi (703 Kg/cm2) con un preventor de arietes en la parte inferior, un carrete de control, dos preventores de arietes y un preventor anular en la parte superior. Esta nomenclatura puede variar en la ubicación del preventor ciego de corte y los preventores de arietes con diametro variables, de acuerdo a la etapa de perforacion. CANDADOS DE PREVENTORES: Como norma todos los preventores de arietes deben de tener extencion y maneral para asegurar que su mecanicamente cierre efectivo., es adecuado disponer de candados operados hidraulicamente, como es el caso de los preventores submarinos.

6. Preventores de arietes 13

Prev Preve entor de arietes anulares El preventor de arietes tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes, según se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño es considerado como el más seguro.

Características:  El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble.  Puede instalarse en pozos terrestres o en plataformas costa afuera.  La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.  Tiene un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los arietes (candados).  Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule auto alimentable.  Modificando los pistones de operación, al usar arietes de corte sirven para cortar tubería quedando el pozo cerrado.

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Fig. 6. Preventor doble de arietes tipo U con salidas laterales Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellante diseñado para resistir la compresión y sellar eficazmente. Los tipos de arietes usados en los arreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:

Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellante diseñado para resistir la compresión y sellar eficazmente. Los tipos de arietes usados en los arreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:

Ariete anular para preventor tipo “U

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Arietes para tubería Cameron Los arietes para tubería de perforación o revestimiento están constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse

Características En caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubería, para lo cual deberá regularse la presión de cierre del preventor. Cuando existe presión en el pozo, evitan la expulsión de la tubería al detenerse la junta en la parte inferior del ariete. En caso de emergencia, permiten colgar la sarta cerrando los candados del preventor.

Arietes ajustables Los arietes ajustables son similares a los descritos anteriormente. La característica que los distingue es cerrar sobre un rango de diámetro de tubería, así como de la flecha.

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Arietes de corte Los arietes de corte están constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas. La función de estos arietes es cortar tubería y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo, cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operación normal de perforación, están instalados en bonetes modificados, aumentando el área del pitón y la carrera de operación. Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubería en su interior y que por la manifestación del brote no sea posible introducirla. Se instalan en bonetes normales y modificados para arietes de corte.

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Arietes cie ciegos gos de cor corte te marca Camero Cameron n

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Preventor esférico El preventor anular consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule sintético (dona), que al operarlo se deforma concéntricamente hacia su parte interior efectuando el cierre alrededor de la tubería. Al abrir la "dona" se contrae y queda en posición de abierto al mismo diámetro de paso que los otros preventores. En el preventor anular Hydrill tipo GK la presión hidráulica de cierre se ejerce sobre el pistón de operación y sube conforme asciende el elemento de hule, comprimiéndose hacia adentro hasta efectuar el sello sobre cualquier tubería o herramienta que esté dentro del preventor. Para el preventor anular Cameron tipo D y DL, la presión de cierre fuerza hacia arriba el pistón de operación y el plato impulsor desplaza el aro de hule sólido, forzando a la "dona" a cerrarse, activándose simultáneamente los insertos de acero que refuerzan al elemento de hule, girando interiormente hasta formar un anillo de soporte continúo tanto en la parte superior como en la parteinferior del elemento empacador.

Pr e v e n t o re s f é r i c oHy d r i l lt i p oGK

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Características de diseño El uso del preventor anular posee las características siguientes:  Cierra sobre cualquier herramienta de perforación sin importar su geometría o diámetro exterior de la sarta de uso, incluyendo la flecha.  Cierra en agujero a pleno calibre; sin embargo, no se recomienda operarlo en esas condiciones, ya que el elemento sellante sufre un daño considerable, por lo que se limita esta característica a casoscríticos.

 Permite introducir o sacar tubería y herramienta con presión en el pozo.  Permite rotar lentamente la tubería en caso de requerirse.  Es posible cambiar el elemento sellante con tubería dentro del pozo.  Cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas de la unidad de registros.

Recomendaciones de operación La frecuencia de las pruebas será similar a la del conjunto de preventores: 20

El preventor anular debe probarse al 70% de su rango de presión de trabajo y siempre sobre la tubería de perforación, aplicando la presión de cierre recomendada por el fabricante en función del diámetro de la tubería. Para rotar lentamente la tubería con el elemento sellante cerrado, deberá ajustarse la presión de cierre, como se indica en los datos de cierre del fabricante. Para introducir o sacar tubería en un pozo con presión se ajustará la presión de cierre a la mínima necesaria para permitir el movimiento de la tubería hacia arriba o hacia abajo (esto en función de la presión que exista en el pozo). También se puede estar adicionando continuamente aceite a la tubería para lubricarla. Asimismo, se debe tener la precaución de disminuir la velocidad de introducción o extracción al pasar los coples de la tubería, con objeto de prolongar la vida útil del elemento sellante y permitir que se acople a los diferentes diámetros a que es expuesto, evitando así alguna fuga. Los preventores anulares Hydrill poseen características de que la presión contribuye al cierre del mismo.

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Componentes de un preventor Esferico

REQUIRIMIENTOS DE VOLUMEN DE LOS PREVENTORES. Las prácticas recomendadas por la norma API-RP-53 del instituto americano del petróleo, recomiendan que los sistemas acumuladores tengan una cantidad mínima de fluido igual a tres veces el volumen requerido para cerrar el preventor anular más un preventor de arietes, esto significa tener un 50% de seguridad. Una una regla empírica aplicada en el campo petrolero sugiere tres veces el volumen necesario para cerrar todos los preventores instalados. El servicio para el manejo de minerales (MMS), establece que debe de tenerse una cantidad mínima de fluido equivalente a 1.5 veces de cantidad necesaria para cerrar todo 22

el arreglo de preventores instalados, dejando un margen de 14 Kg/cm 2 (200 lb/pulg2) por arriba de la presión de precarga de los acumuladores. Existen varios métodos para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema de acumuladores, de tal forma que pueda accionarse el arreglo de preventores que se tenga y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno. El número de acumuladores que debe de tener el sistema, es el que permita almacenar fluido con la energía suficiente para cerrar todos los preventores instalados y abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación con un 50% de exceso como factor de seguridad y terminar con una presión final mínima de 1200 lb/pulg 2 arriba de la precarga, teniendo el conjunto de bombeo hidroneumático e hidroeléctrico parados. A continuación se dan datos para operar preventores para abrir y cerrar: Tabla 1 y 2

VOLUMEN DE FLUIDO PARA OPERAR PREVENTORES ANULARES: CAMERON, SHAFFER Y HYDRIL. Tabla 1 TAMAÑO (PULG.)

PRESION DE

FLUIDO

TRABAJO

REQUERIDO

CAMERON

SHAFFER

HYDRIL

(Lb/pulg2)

1.69

4.57

2.85

7 1/16

3,000

EN GALONES CERRAR

7 1/16

5,000

ABRIR CERRAR

1.39 1.69

3.21 4.57

2.24 3.86

ABRIR CERRAR

1.39 2.04

3.21 17.11

3.30 9.42

ABRIR CERRAR

2.55 6.94

13.95

7.08 11.20

ABRIR CERRAR

6.12 8.38

ABRIR CERRAR

7.56 5.65

11.00

7.20 2.43

ABRIR CERRAR

4.69 5.65

6.78 18.67

5.54 9.81

ABRIR CERRAR

4.69 10.15

14.59 30.58

7.98 25.10

ABRIR CERRAR

9.06 23.50

24.57

18.97

ABRIR CERRAR

21.30 12.12

23.50

11.36

ABRIR

10.34

14.57

8.94

7 1/16

10,000

7 1/16

15,000

7 1/16

20,000

11

3,000

11

5,000

11

10,000

11

15,000

13 5/8

3,000

7.25 11.00

23

13 5/8

5,000

13 5/8

10,000

13 5/8

15,000

16 ¾

3,000

16 ¾

5,000

16 ¾

10,000

18 ¾

5,000

18 ¾

10,000

20 ¾

3,000

21 ¾

2,000

CERRAR

12.12

23.58

17.98

ABRIR CERRAR

10.34 18.10

14.41 40.16

14.16 37.18

ABRIR CERRAR

16.15 26.00

32.64

26.50 34.00

ABRIR CERRAR

22.50 22.32

ABRIR CERRAR

19.00 22.32

ABRIR CERRAR

19.00 40.75

ABRIR CERRAR

35.42 35.60

ABRIR CERRAR

29.00 50.00

ABRIR CERRAR

45.10 39.70

ABRIR CERRAR

24.10 39.70

34.00 21.02 37.26

15.80 28.70

25.61

19.93

48.16

64.00

37.61

44.00 118.50 99.50

22.59

31.05

ABRIR 24.10 16.92 Nota: La válvula hidráulica requiere de un volumen de +/- 0.50 galones para cerrar o abrir

18.93

VOLUMEN DE FLUIDO REQUERIDO PARA OPERAR PREVENTORES DE ARIESTES CAMERON TIPO “U” Tabla 2 TAMAÑO NOMINAL EN PULG.

PRESION DE TRABAJO EN LB/PULG2

GALONES PARA CERRAR

GALONES PARA...