Presentacion en power point de control y monitoreo de yacimientos petroleros. En esta presentacion ud. encontrará todo lo correspondiente a la seguridad de yacimientos petroliferos con descripciones breves.
3. Causas de un desequilibrio entre presiones:
. Densidad insuficiente del lodo
.Falla de mantener el pozo lleno de lodo durante
la maniobra
· Pistoneo (swabbing)
· Compresión o surging
· Perdida de circulación
· Presión anormal
4. Densidad Insuficiente del lodo:
El fluido en el pozo debe ejercer una presión
hidrostática para equilibrar, como mínimo, la presión
de formación.
5. Si la presión hidrostática del fluido es menor que
la presión de la formación el pozo puede fluir.
6. Si la presión Hidrostática es mayor que la presión de
formación, pueden producirse desmoronamientos
y un ensanchamiento del pozo
7. Indicios o advertencias de posibles surgencias:
· Aumento del nivel de la pileta o tanque
· Aumento en el caudal de retorno
· Retorno con las bombas paradas
· Cambio en la velocidad de perforación
(penetración)
· Cambios en el peso de la columna perforadora
· La columna no sale seca
· Inyección contaminada con gas liberado por el
cutting.
8. Aumento de volumen en las piletas:
El fluido de formación que entra en el pozo desplazará
o hará surgir fluido fuera del pozo, resultando en un
aumento de volumen en los tanques. El aumento del
volumen en tanques advertirá a la dotación que ha
ocurrido una surgencia.
9. Cambios en el peso de la columna perforadora
El fluido dentro del pozo provee un medio de flotación. Esto
significa que el peso de la columna de tubos dentro del
lodo disminuye en una cantidad igual al peso del fluido
desplazado por los tubos.
Retorno con las Bombas detenidas
Toda vez que se detecte un quiebre en la penetración tanto si
aumenta como si baja, se recomienda que el perforador detenga
la perforación de inmediato y realice una prueba de flujo.
10. La columna no sale seca:
Cuando se hace una maniobra de sacada, es posible que el fluido
de formación entre en el pozo a un caudal lo suficientemente
grande para evitar que el fluido que está dentro de los tubos pueda
caer.
Aumento en el caudal de retorno:
La formación podría estar alimentando el pozo si se observa un
aumento en el caudal de retorno (más cantidad de fluido saliendo
que el que se está bombeando) mientras la velocidad de la bomba
no ha cambiado.
11. Para controlar o tener controlado el pozo se debe mantener un equilibrio
adecuado entre la presión hidrostática y la presión de formación o la presión
hidrostática debería ser igual o ligeramente más alta que la presión de formación.
El sistema de seguridad de un yacimiento petrolífero para
controlar y/o evitar este tipo de situaciones consiste en:
B.O.P (Blowout preventer - preventor de surgencias)
Acumuladores (Comando de la B.O.P)
Manifold de surgencia
Línea de venteo
Fosa de quema
12. B.O.P (Preventor de surgencias)
Definición: Es un conjunto de válvulas de cierre que
operan hidráulicamente.
13. Tipos de B.O.P’s
Existen básicamente dos tipos de B.O.P´s
ESCLUSAS (o arietes)
ANULARES
Los conjuntos de BOP generalmente utilizan los dos
tipos, con al menos un BOP anular apilado sobre varios
BOP de ariete.
15. Las esclusas operan cerrando sobre el anular un
juego de arietes o “rams” que son básicamente tres:
Cortadores: son arietes con hojas especiales para cortar
tubulares (tubería, tubería de perforación, collares porta mechas-, etc.)
De corte/ciegas: Los arietes ciegos / cortadores
combinan tanto la capacidad ciega o de cerrar el pozo
abierto como la capacidad de cortar.
Variables: Las esclusas de diámetro variable sellan varios
tamaños de tubería
18. B.O.P´s ANULARES
Pueden o no permitir la rotación de los tubos una vez
empaquetados y además el preventor anular se utiliza como un
sello de cierre alrededor de cualquier cosa que pueda estar en el
pozo.
19. Las b.o.p anulares cierran alrededor de la junta kelly, los
collares, la tubería de perforación, la sarta de trabajo, la
tubería, las líneas de cables o, en una emergencia, el
pozo abierto.
20.
21. Acumulador (Comando de la B.O.P)
Definición: es una Unidad usada para operar de
manera Hidráulica los componentes de la BOP.
22. Los acumuladores pueden contener fluidos en dos
valores de presión:
1.500 psi
3.000 psi
Los elementos BASICOS que conforman un acumulador son:
Botellones de acumulación del fluido
Válvulas de comando
Válvulas de regulación de presión
Tanque de reserva de fluido
Bombas de carga – neumáticas / eléctricas
Presostatos de accionamiento
23. Botellones de acumulación del fluido:
Definición: es un recipiente con Nitrógeno gaseoso a
una cierta presión, al cual se le bombea fluido
hidráulico.
24. CHOKE MANIFOLD
Definición: El choke manifold es un conjunto de válvulas
que permiten básicamente la regulación de los caudales
de fluidos provenientes del pozo.
25. Los diseños de los manifold deben responder a ciertas
normas básicas para facilitar la operación:
Deben permitir una línea directa desde el pozo al campo
(flare line), o línea de venteo directa.
Deben permitir una línea al desgasificador primario o
atmosférico.
Deben permitir una línea al campo, regulada por los chokes
(estranguladores).
27. Tipos de estranguladores:
Estranguladores fijos
Estranguladores ajustables
Funciones del Estrangulador:
Asegurar la estabilidad del flujo en la tubería.
Protege el equipo superficial de producción.
Evita el daño a la formación.
Controlar y administrar la presión de los pozos.
28. Línea de Venteo
El Venteo del gas consiste en el no aprovechamiento del gas
surgente de un pozo de producción de petróleo, que se quema
(tipo antorcha) por motivos de seguridad.
Este procedimiento puede deberse a diversas causas:
a) Por no existir instalaciones de gasoductos.
b) Por tratarse de pozos aislados.
c) Por tratarse de un gas con contenido de sustancias inertes
nocivas al consumo (CO2 Y SH2).
d) Despilfarro del gas natural por el intento del
aprovechamiento exclusivo del petróleo.
29. Fosa de Quema
Definición: La fosa de quema es un bordo de tierra que se
construye para contener desfogues del pozo durante los
trabajos de perforación, terminación y mantenimiento.
