stylesheet

Category Archives: Ingenieria de Perforacion

ACUMULADORES DE PRESION – BLOWOUT PREVENTER BOP




Los acumuladores producen y almacenan energía hidráulica para usarla cuando hay que cerrar rápidamente el BOP por condiciones de emergencia. Cuenta con los controles necesarios para activar los BOPs y las válvulas

ACUMULADORES

hidráulicas durante la perforación y en caso de blowout.

Se compone de:

  •  Un tanque que contiene fluido hidráulico (aceite) a presión atmosférica.
  • Una o más unidades de bombeo de alta presión para presurizar fluido.
  • Botellas precargadas de nitrógeno para almacenar fluido presurizado.

 El fluido de control de alta presión es conducido a un manifold y enviado hacia mecanismos de cierre a través de válvulas de control previstas.

OPERACIONES:

El funcionamiento del acumulador de presión se caracteriza por las siguientes fases:

  •  Precarga:  Se llenan las botellas del acumulador con nitrógeno a la presión de precarga estimada (1000 psi);
  • Carga: Las bombas bombean el fluido de control desde el tanque, presurizado y enviado a la línea de carga de la botella. El proceso de carga termina tan pronto como la presión del acumulador alcanza el valor deseado. (Presión de carga 3000 psi);
  • Descarga:  Cuando se activan las válvulas de control, se envía el fluido de control presurizado almacenado en las botellas, a las líneas de trabajo para preparar los mecanismos conectados ya sea a la apertura que al cierre. Las operaciones de descarga causan una disminución en la presión del acumulador y se pueden activar las bombas si los valores de presión bajan más del límite definido.
  • Control de la bomba:  Adecuados interruptores automáticos de presión (hidro-eléctricos e hidro-neumáticos) permiten controlar el funcionamiento de la bomba y activarla cuando la presión del acumulador disminuye por debajo del valor mínimo, o pararla cuando alcanza el valor máximo permitido (presión de carga);
  • Regulación:  Se puede regular la presión del fluido de control mediante válvulas adecuadas que permiten reducir la presión, y controlarla por medio de dos reguladores.

Observacion:

Si la capacidad de descarga no es lo suficientemente alta, se debe insertar una botella de compensación en la línea de cierre del BOP.El regulador del BOP anular debe tener la capacidad para permitir, en caso de stripping, descargar la presión excedente durante el paso de tool-joint.

TEST DEL ACUMULADOR:

a. test de presión de precarga

b. test de tiempo de cierre

c. test de la capacidad de la bomba

para asegurarse de que el valor de la presión de precarga de nitrógeno de la botella sea correcto para chequear el tiempo de cierre del BOP y el tiempo de apertura de la válvula de la choke line. para chequear, sólo por medio de bombas hidráulicas, el tiempo de cierre del BOP y el tiempo de apertura de la válvula de la choke line.

Operaciones de test:

antes de conectar la unidad al BOP. antes de llevar a cabo el test de presión del BOP. antes de llevar a cabo el test de presión del BOP.Puede llevarse a cabo el test ya sea antes o después del test del tiempo de cierre del acumulador. 

Test de Presion de Precarga:

Hay que llevar a cabo el test como sigue:

  1. Abrir las válvulas ubicadas debajo de cada fila de botellas y descargar el fuido de control dentro del tanque acumulador.
  2. Por medio de un manómetro de presión de alta precisión conectado a la conexión de precarga leer el valor de presión del nitrógeno de cada botella: ajustar el valor de la presión si es necesario.

TEST DE PRESION DE PRECARGA

Test de Tiempo de Cierre:

  1. Primero se debe   colocar un tubo en el BOP; luego aislar las bombas del acumulador.
  2. Despues de ello,registrar la presión inicial del acumulador y establecer la presión

    TEST DE TIEMPO DE CIERRE

    de trabajo del BOP anular a 1500 psi.

  3. Activar las válvulas de “4 vías” simultáneamente para poder cerrar en BOP anular;  cerrar el ram BOP con el mismo diámetro de la tubería dentro del pozo y abrir la válvula hidráulica en la choke line.
  4. Finalmente se debe registrar el tiempo requerido para realizar las operaciones anteriores y asegurarse de que el valor final de presión   del    acumulador  no es inferior al valor de precarga más 200 psi.
  5. Y para colncluir abrir el BOP (anular y ram BOP) y cerrar la válvula hidráulica en la choke line. Reintegrar el valor de presión del acumulador previamente definida.

Test de la Capacidad de la Bomba:

  1. Pasar una junta de tubo perforador dentro del BOP stack.
  2. Aislar el acumulador de las botellas de reserva cerrando las válvulas requeridas.
  3. Activar las válvulas de “4 vías” simultáneamente para cerrar el BOP anular y abrir la válvula hidráulica de la choke line.
  4. Chequear el tiempo requerido para realizar las operaciones y alcanzar el valor de presión final igual a la presión de precarga más 200 psi. Bombear el volumen de fluido necesario para llevar a cabo dichas operaciones no debe tomar más de dos minutos.
  5. Abrir el BOP anular, cerrar la válvula hidráulica, abrir la válvula de interdicción de la botella y cargar el acumulador a su presión de trabajo.

Observacion:

Antes de empezar el test de la bomba, asegurarse de que el tanque no contenga deshechos o lodo de perforación y que el fluido sea el adecuado.

 Si se está usando un sistema de doble bomba de fuerza, las dos deben ser testeadas separadamente. Si las bombas son potenciadas con aire hay que aislarlas de la instalación del sistema de aire. Para activar las bombas durante el test usar el tanque adicional o las botellas de nitrógeno.



TYPES OF RESERVOIR PRESSURE




Highly pressured formations have caused severe drilling and completion problems in almost every area in the world. Failure to control these high pressures can cause an uncontrolled flow of formation fluids (blowout), which can result in extreme financial losses for the operator, possible pollution of the environment, loss of petroleum reserves and potentially unsafe conditions for workers.

SUBSURFACE PRESSURES:

Subsurface pressures are result of gravitational forces acting on oveerlying formations and fluids. This is similar to what occurs in the atmosphere, whcih the accumulated weight of the atmosphere causes the air pressure at sea level to be about 14.7 psi.

OVERBURDEN PRESSURE:

Overburden is the volume and weight of all formations and fluids above a given formation. The total stress imposed by the overburden on a subsurface formation is called the geostatic, lithostatic or total overburden pressure.

OVERBURDEN PRESSURE

In addition to saying that, Overburden pressure is equal to the total pressure from the weight of sediments plus the pressure from the weight of the fluids that exist aboe a particular formation and which must be mechanically supposed by the formation.

Since sediments bulk densities vary from area to area and with depth is usually taken as 144 lb/ft3 or specific gravity 2.3; therefore, the geostatic or overburden gradient is 1 psi/ft. The overburden pressure gradient varies, depending on the formation density, percent pore space and pore fluid density. These variables are dependent on historical geological conditions, such as chemical composition and distance of transport of the sediments.

Total overburden pressure is supported by the rock in two ways. The first is through intergranular pressure, a matrix stress caused by the force transmitted through grain-to-grain mechanical contact. As formations are compacted by the overburden with increasing burial depth, pore water escapes so that pore pressure is equal to the hydrostatic pressure of the pore water density.

Pore pressure is the pressure of the formation fluids (water, oil and gas) which must be balanced with mud weight. Therefore the total overburden pressure is equal to the sum of the intergranular pressure and the pore pressure.

PORE PRESSURE

Hydrostatic pressure (PHYD) is the pressure that is caused by the vertical height of a column of fluid. Hydrostatic pressure is independent of aerial size and shape of the fluid body; pressure at any depth is equal in all directions. The pore pressure gradient is affected by the concentration of salt in the fluid density of the column. So, depending on the salinity of the water in the depositional environment of the particular geological region, normal pore pressure will have different values.

NORMAL PRESSURE:

A “normally” pressured formation has a pore pressure equal to the hydrostatic pressure of the pore water. Since many more wells are drilled in sediments characterized by 8.95-lb/gal saltwater, a “normal” pressure gradient, for the purposes of this discussion, is considered to be 0.465 psi/ft. Any deviation from the normal hydrostatic pressure environment is referred to as abnormal. High pressures are called geopressures, overpressures or sur-pressures. Low pressures are called underpressures or subpressures.

ABNORMAL PRESSURE:

Abnormal pressure is caused by the geological processes that have occurred in a given geological area and involves both physical and chemical actions within the earth. Pressures that are lower than what

ABNORMAL PRESSURE FORMATION

is considered normal can be detrimental and problematic to the drilling process. Conversely, abnormally high pressures are common and can cause severe drilling problems.

Abnormal overpressures are always caused by a particular zone becoming “sealed” or isolated. Seals are impermeable layers and boundary zones that will not permit the release of pressure generated by the percolation of fluids and gases to higher zones and subsequently to the surface. These seals may consist of many rock types: dense shales, calcareous shales, cemented limestone, calcareously cemented sandstone solidified volcanic ash (tuff), anhydrite and/or others.

SUBNORMAL PRESSURES

Subnormal (low) pressures are encountered in zones with pore pressures lower than the normal hydrostatic pressure. Severe lost-circulation problems may occur in these zones when muds are used in drilling. Subnormal pressure conditions often occur when the surface elevation of a well is much higher than the subsurface water table or sea level. The most common example occurs when drilling in hilly or mountainous locations.

One cause of abnormally low pressures is depleted sands. These sands whose original pressure has been depleted or drained away. Depleted sands are found most frequently in reservoirs from which oil and gas have been  produced, a common phenomenon in many so-called “mature” oil and gas areas.

GEOMECANICA DE YACIMIENTOS PETROLEROS




IMPORTANCIA DE LA GEOMECANICA. Los cambios geomecanicos que afectan los niveles de esfuerzo del subsuelo durante la vida de un yacimiento de petroleo o de gas pueden originar graves problemas para el desarrollo del campo y la produccion. Estos pueden inducir la compactacion y subsidencia, cambios en la permeabilidad del reservorio, penetracion de agua y reactivacion de fallas. En el yacimiento y la sobrecarga, los cambios geomecanicos causados por el programa de produccion, combinados con una geologia compleja, podrian influir en la estabilidad del pozo y provocar el colapso de la tuberia de revestimiento y arenamiento en

ESFUERZOS EN UNA ROCA

todo el campo. Para adoptar las mejores decisiones al perforar y terminar sus pozos, los operadores deben considerar, desde el principio, el comportamiento geomecanico del yacimiento y las formaciones vecinas durante la vida productiva del campo.

Este metodo se conoce como geomecanica de yacimiento en 4D. Tiene aplicaciones en campos de petroleo y gas convencional, y se utiliza para optimizar planes de recuperacion de petroleo pesado e instalaciones subterraneas de almacenamiento de dioxido de carbono y gas natural.

El eje de flujo de trabajo de geomecanica  deyacimientos en 4D reside en el primer simulador geomecanico acoplado de yacimientos sensible al esfuerzo de la industria, capaz de modelar los procesos geomecanicos subvacentes en todos los niveles durante la vida de un campo.

ENLACES CONSTRUCTIVOS:

En una escala de tiempo geologico, los sedimentos se depositan, compactan, litifican y deforman por eventos tectonicos para producir rocas con caracteristicas mecanicas altamente anisotropicas y no lineales. Donde existen yacimientos, los fluidos que ellos contienen, las propias rocas del reservorio, y las formaciones que las rodean, forman sistemas estrechamente acoplados.

En la actualidad, los operadores desarrollan horizontes productivos de petroleo y gas mas complejos y costosos. Al tiempo que las fuerzas del mercado imponen escenarios de produccion mas intensivos, la comprension del comportamiento geomecanico de estos sistemas durante toda la vida productiva adquiere una importancia cada vez mayor. El analisis geomecanico de la evolucion del estado de esfuerzos en el yacimiento y las formaciones adyacentes, sumado el conocimiento de la migracion y la maduracion de los hidrocarburos que ellas contienen, deriva en una mejor comprension de la forma de ubicar y diseñar pozos para lograr la maxima eficiencia y estabilidad. Ademas, permite a los operadores predecir como afectara al campo la perforacio,estimulacion, produccion, inyeccion y otras intervenciones.

Anticipar dificultades futuras tales como subsidencia, reactivacion de fallas y grietas en la integridad de la capa rocosa- quizas con una anticipacion de una decada o mas-brinda seguridad contra problemas de largo plazo. Lo mismo ocurre al explotar yacimientos no convencionales o desarrollar costosas instalaciones de almacenamiento de dioxido de carbono o gas natural. Alcanzar estos objetivos ha sido una ambicion de la industria durante mucho tiempo. Los recientes avances en las tecnologias y flujos de trabajo de geomecanica de yacimiento han hecho realidad estos pronosticos.

Los procesos avanzados de geomecanica de yacimientos en 4D contribuyen asi a determinar la mejor forma de desarrollar un campo. Describen los efectos inducidos para la produccion a gran escala, como la compactacion y la subsidencia. Esta informacion es particularmente valiosa al desarrollar estrategias de ubicacion de pozos, planificar instalaciones y optimizar regimenes de produccion. Es posible predecir la integridad de las capas rocosas, y evaluar la potencial ruptura de la falla-sello. La capacidad para generar volumenes sismicos sinteticos en condiciones iniciales o futuras para la calibracion y comparacion de sismica en 4D permite optimizar las estrategias de adquisicioon de datos sismicos y de registros de pozos.

Problemas tales como la ovalizacion por desmoronamiento de la pared del pozo, fracturas inducidas por la perforacion, perdidas de fluido de perforacion y produccion de arena son causados por desequilibrios en los esfuerzos en el pozo. Ya sea que se originen cerca del pozo como consecuencia de las presiones de fludo de perforacion o de fractura, o en zonas mas alejadas como resultado de la inyeccion o la depletacion en todo el campo, la posibilidad de que se produzcan problemas en cualquier momento puede cuantificarse con las tecnologias de geomecanica de yacimientos en 4D para analizar la integridad del pozo y la terminacion.

Por ejemplo, la geomecanica de yacimientos en 4D es directamente aplicable a complejos sistemas de yacimientos compartimentalizados aislados despues de la depositacion y enterramiento

GEOMECANICA

por diagenesis o a traves de cambios estructurales tales como formacion de fallas. Aqui, es posible que la produccion en un campo maduro haya inducido cambios estructurales lejos del sisteman del yacimiento original y causado la activacion de fallas que separan los compartimentos individuales. El uso del modelado en 4D en esas formaciones puede identificar posibles problemas para el personal de perforacion y los ingenieros de produccion que procuran acceder a nuevos objetivos y reservas omitidas. Durante la perforacion y la terminacion de pozos en sistemas de yacimientos subsalinos, es posible predecir los esfuerzos locales y las densidades de la fractura debajo de la sal. Esto permite a los operadores evaluar el riesgo relativo de perforar a traves de la sal o alrededor del flanco. Luego, pueden adoptarse diseños de la tuberia de revestimiento capaces de soportar los niveles de esfuerzo previstos durante la vida productiva.

NORMAS API PARA HSE SEGURIDAD EN PERFORACION

Juan escribe: ¿Existe algún libro donde uno lo pueda comprar y estén consignadas todas las normas API en relación al tema de seguridad o Hse en perforación? Gracias.

CONFIGURACIONES DEL BOP STACK

La Configuracion del BOP STACK depende de la etapa operacional y de consideraciones acerca de los   procedimientos operacionales, factores de seguridad y lo crítico del blowout. El rating de la presión de trabajo tiene que ser adecuada para controlar la presión máxima esperada durante la perforación, asumiendo que la formación del fluido sea gas.

CONFIGURACION DEL BOP STACK

Pueden instalarse las conexiones de las kill y choke lines directamente en las   salidas laterales del ram-BOP.

  • Por medio de un drilling  spool.

CONEXIONES DE CHOKE LINES AND KILL LINES

En resumen, la configuración del BOP stack depende de:

  • El rating de presión de trabajo del BOP.
  • El diámetro interno del BOP.
  • Tipo de BOP instalado y existencia de de drilling spools.

La configuración completa del BOP stack incluye también la ubicación del ram, que se selecciona dependiendo de una variedad de evaluaciones y consideraciones. Las más importantes son:

  •  RIESGO DE KICK CON O SIN TUBERIA

 Esto define el tipo de rams (blind o shear rams) que es más probable que  vayan a ser usados e indica si los blind rams o los shear rams deberían ponerse arriba.

  •  POSIBILIDAD DE MANIOBRA EN STRIPPING

 En caso de   stripping ram a ram hay que dejar un espacio adecuado entre los rams que se   estén usando junto a líneas de presurización y de descarga de presión. Por lo   tanto, no se puede llevar a cabo el

STRIPPING

stripping si se usa un BOP doble.

  • CIERRE DEL POZO DURANTE EL REEMPLAZO DE RAMS

 Posibilidad   de cerrar el pozo durante el reemplazo de rams (p.e. antes de bajar un   casing).

  • REPARACION DEL DRILLING SPOOL

Posibilidad   de cerrar el pozo debajo de las salidas laterales para permitir reparar las   líneas. Mientras más baja la posición del BOP mayor será la posibilidad de   intervenir en los componentes del stack en caso de una pérdida. En las kill y   choke lines hay generalmente una mayor posibilidad de intervenir.

 BOP TEST

 Todos los componentes del BOP stack deben ser periódicamente chequeados e inspeccionados para detectar cualquier pèrdida o mal funcionamiento. Hay que llevar a cabo, por lo tanto, tests periódicos incluyendo los siguientes:

  •  TEST DE FUNCIONABILIDAD:

Los procedimientos incluyen apertura y cierre del BOP para verificar la actual funcionabilidad del mecanismo.

  • TEST HIDRAULICO:

Esta prueba permite chequear el sellado hidráulico  de todos los componentes del BOP stack que están sujetos a presión

 TEST DE LA PRESIÓN HIDRÁULICA

El test requiere presurización de todo el circuito de alta presión para probar el sellado de todos los componentes del circuito. Un test inicial de presión tiene que ser realizado en los BOPs que han sido instalados después del primer montaje (para ser hecho antes de perforar el tapón de concreto del casing). El test se llevará a cabo entonces en las siguientes situaciones:

  • Después del consecuente casing tubing
  • Antes de perforar una zona que se sabe tiene presiones anormales
  • Después de reemplazar uno de los componentes del BOP stack o del choke manifold   
  • En todo caso, no menos de una vez cada 21 días

 Prácticamente, el choke manifold a veces es testeado separadamente para agilizar las operaciones.

Presión mínima: El equipo debería ser testeado a por lo menos 70% de la presión de trabajo del BOP, pero limitada al componente con la menor presión de trabajo estimada y al 70% de la mínima presión de rendimiento de la parte superior del casing string presiones testeadas no deben ser nunca inferiores a la presión de superficie esperada en caso de que ocurra un kick. Una excepción es el BOP anular que puede ser testeado a 50% de su presión de trabajo estimada para minimizar el uso del elemento pack-off.

 Presurización: El test debe ser realizado con agua y una bomba neumática auxiliar provee la presión necesaria que permite registrar las presiones requeridas.  Un registrador previsto resgistra el test de presión.  La bomba neumática de alta presión se caracteriza por un flowrate bajo. Por lo tanto, la presurización inicial comienza por medio de bombas de lodo, que permiten obtener la máxima presión de bomba permitida y luego sigue a través de la bomba auxiliar. La presurización, que es necesaria para realizar un test de presión, puede obtenerse también por medio de una unidad de cementación (si hay alguna). En caso de primera instalación empezar por aplicar un valor de presión menor que el valor máximo estimado; test a 200-300 psi para comprobar.                  

ANTES DE EMPEZAR EL TEST

  • En caso  de primera instalación, asegúrese de que las líneas operativas del acumulador

    ANTES DE EMPEZAR EL TEST

    estén correctamente instaladas.

  • Circular   con agua desde la kill line inferior para remover el lodo del circuito y de   la cabeza del pozo. Circular una línea a la vez para asegurarse de que han   sido realmente abiertas y de que se les ha limpiado del lodo. Durante la   circulación abrir la válvula del casing spool para expulsar los residuos de   lodo.
  • Usar un   chorro de agua para lavar la cabeza del pozo y cualquier parte que haya que   testear, para detectar mejor cualquier liqueo.
  • Vaciar y   limpiar el sótano del BOP stack.

 DURANTE EL TEST

  •  Chequear   el sellado de todas las parejas de bridas.
  •  Chequear   el sellado secundario del ram BOP mirando por el orificio de asomo (o   mirador) para detectar cualquier liqueo.

DURANTE EL TEST

 PROCEDIMIENTO DEL TEST

  •  El test se realiza usando herramientas apropiadas que permitan la presurización del BOP stack siendo esta la principal razón.

 Al FINAL DEL TEST

  •  Descargar la presión de la válvula de la bomba auxiliar y reintegrar las válvulas manteniendo la correcta configuración del circuito.

AL FINAL DEL TEST

EQUIPO DE TESTEO DE LA PRESION HIDRAULICA

Plug tester:

Está compuesto de un tapón con extremos roscados incomunicados cuyas   medidas le permiten acomodarse dentro del casing spool, cuenta con sellos de presión con empaquetadura de anillo para asegurar el sellado.  En el extremo inferior se instalan uno o más   tubos para asegurar un adecuado tirón hacia abajo para facilitar el descenso.

EQUIPO DE TESTEO DE LA PRESION HIDRAULICA

El tester se acomoda en su lugar por medio de uno o dos tubos que serán   desatornillados después, cuando se testeen los rams ciegos, y será retirado   después del test atornillándolo en los tubos y sacándolo. Cuando se aplica la presión hay que abrir las salidas laterales del casing spool para evitar, en caso de liqueos, la presurización del pozo.

Cup tester:

Se compone   de 2 elementos atornillados con un orificio y conexiones roscadas en sus extremidades para conectarlas a los tubos. Ademas de 1 unidad de empaque con forma de cono (cup),  asegurada entre los dos elementos.

La copa se   compone de una parte de caucho con terminaciones de acero, disponible en   diferentes tamaños para garantizar un sellado adecuado con un diámetro   conveniente al interior del casing. El mandril se atornilla en al conexión con el elemento copa en medio, mientras que los drill pipes se atornillan en los extremos inferiores y superiores. Durante el test el tubo está sometido al jalón del cup-tester que se añade al empuje (debido a la presión). Este doble efecto involucra una disminución de la resistencia de los tubos a estirarse e impone una reducción de la presión del test. Si se inserta el cup-tester en la cabeza del drill string para definir la presión de empuje de los tubos, hay que considerar también la fuerza de tiro creada por el peso debajo de la sarta.