Category Archives: Ingenieria de Perforacion
STRIPPING – A METHOD OF CONTROLLING WELLS
Stripping is moving pipe into or out of the well against well pressure when the force of that pressure is less than the weight of pipe being stripped. Remember additional influx and/or excessive pressures can occur if pressure is not monitored and corrected for the displacement of the pipe being stripped and gas expansion.
Exercise care when stripping. If necessary pipe weight (tripping in or out under pressure) is not maintained, pipe can be blown from well. Stripping complications can occur due to some preventers being wellbore pressure assisted to various degrees. Also, the wear factor on sealing elements may lead to element failure and pressure venting to rig floor.
STRIPPING
If preventer develops a leak, this may lead to rapid failure of a sealing element and/or preventer and may jeopardize the operation. There is also the possibility of the wrong preventer being opened if speed exceeds caution. All stripping operations should be performed carefully, with all personnel briefed and familiar with their responsibilities.
Stripping policies and procedures vary. Depending on pressure, pipe, collars and tool joints may not strip down of their own weight, but require a pull-down (snub) force. String weight must be greater than computed force or pull down force (snubbing) will be required. The equation shows why it might be necessary to start pipe with a few stands of ram to ram stripping rather than with the annular preventer. When using ram to ram stripping, tool joint is never in the preventer so the termD is smaller.
Travelling blocks have been used to push pipe down. This is dangerous because pipe might slip back up and start to unload out of the hole. Be careful about the beginning of stripping operations. If pipe is not heavy enough to go into the hole against the well pressure, it needs to be kept under restraint at all times while stripping, until it is heavy enough to overcome upward forces.
When stripping in or out of the hole it is necessary to have a float or inside BOP in the string. Also, a safety valve should be on the open box as a joint or stand is pulled/lowered. Two safety valves may be used. One is on the string and another is either taken off the last joint pulled or made up on the next to be run. These valves must be in place in the event the float or inside BOP fails, so the string can be shut in. Safety valves should be left open so pipe will not pressurize without warning Stripping operations require excellent communications between the choke operator and driller. As tool joint nears the floor, driller must inform choke operator that he will be slowing and stopping pipe. Choke operator must dictate the overall rate of pipe movement, as it will be his responsibility to maintain pressures as close as possible according to calculations.
Some operators close off the accumulator bank and strip using accumulator pumps for pressure. This is a bad technique as pumps are used too erratically. A better procedure would be to close off one-half of the bank and keep it for reserve or to turn off either electric or air pumps and keep one type of pump for reserve.
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:
- Liqueo de la línea hidráulica.
- Falla en la válvula reguladora de presión del manifold.
- Falla en la válvula reguladora de presión del BOP anular.
- Interrupción en el circuito neumático.
- La bombilla de advertencia no funciona.
- Obstrucción en la línea de apertura/cierre.
- No se ha activado la válvula de 4 vías.
- No se ha calibrado el interruptor de presión.
- 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.
- 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.
- Aplicar una gota de aceite en la válvula para comprobar cualquier liqueo de nitrógeno.
- 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:
- A mayor diámetro de la tubería, menor presión inicial de cierre;
- 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”.
