Válvula preventora anular

Esta es un sello reforzado de caucho o empaque rodeando el hueco del pozo. Cuando se le aplica presión este sello se cierra alrededor del tubo cerrando el espacio anular. Esta válvula tiene la ventaja de poder ser aplicada progresivamente, y se cerrará sobre cualquier tamaño o forma de tubería dentro del pozo. Así de podrá cerrar el pozo sin importar si se cierra sobre la Kelly, o sobre tubería de perforación, o sobre drillcollars. Sin embargo esta capacidad no llega a cubrir algunas
herramientas de perfil irregular como estabilizadores o drillcollars espiralados. La válvula preventora anular permite también rotación y movimiento vertical lentos de la sarta de perforación manteniendo el espacio anular cerrado.
Esto permite deslizar hacia dentro y hacia fuera la tubería mientras se está controlando el pozo.

Algunas válvulas anulares son capaces hasta de cerrar completamente pozo sin tubería pero esta situación acortaría la vida del sello por lo tanto debe ser evitada.

Cerrando el Pozo

Esto se logra por medio de los rams, lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo quede cerrado. Con o sin tubería dentro del pozo.

Conjunto de BOPs (III)

Hay requerimientos adicionales para taladros flotantes, donde la BOP estará situada en el lecho del mar. En caso que el taladro deba abandonar temporalmente el sitio del pozo, debe
haber los medios para cerrar completamente el pozo, sea descolgando o cortando algún tubo dentro del pozo. El Riser pueda entonces soltarse de la cabeza del pozo, permitiendo al taladro moverse a un lugar seguro pero pueda volver y reentrar al pozo después.
Durante operaciones normales, el Riser, estará sujeto a movimientos laterales debido a las corrientes en el agua. La conexión del Riser a la BOP debe ser por medio de una junta
escualizable (Ball Joint) para evitar el movimiento de la BOP:
Las BOPs tienen varios grados de presión de operación, establecidos por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API). El cual es igual al grado de
presión de operación más bajo de cualquier elemento en la BOP. Así, una BOP adecuada será montada de acuerdo a la resistencia del revestimiento y a las presiones de formación
esperadas bajo la zapata del mismo. Las BOPs comúnmente tienen grados de 5000, 10000 o 20000 psi.

Conjunto de BOPs (II)

El tamaño y distribución de la BOP será determinado por los riesgos previstos, por la protección requerida, además del tamaño y tipo de tuberías y revestimientos usados. Los requerimientos básicos para una BOP son:
• Debe haber suficiente revestimiento en el pozo que dé un anclaje firme a la BOP.
• Debe ser posible cerrar el pozo completamente, haya o no tubería dentro de él.
• Cerrar el pozo debe ser un procedimiento simple y rápido, fácilmente realizable y comprensible por el personal de perforación.
• Deben existir líneas controlables a través de las cuales la presión pueda ser aliviada en forma segura.
• Deben existir maneras para circular fluido a través de la sarta de perforación y a través del anular en forma que se pueda sacar el fluido de formación del pozo, y de esta
manera circular lodo de mayor densidad para balancear la presión de formación y controlar el pozo.

Conjunto de BOPs (I)

Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de formación permanezca bajo control. Esto se consigue con un sistema de válvulas preventoras (Blow Out Preventers) –BOPs-, el cual es un conjunto de válvulas preventoras y cierres anulares(spools) directamente conectado a la cabeza del pozo.
El conjunto de BOPs debe poder:
-
• Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una explosión.
• Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.
• Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforación hacia el pozo, bajo condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).
• Permitir movimiento de la sarta.

SISTEMA DE PREVENCIÓN DE REVENTONES

Durante las operaciones normales de perforación, la presión hidrostática a una profundidad dada, ejercida por la columna de fluido de perforación dentro del pozo, debe superar la presión de los fluidos de la formación a esa misma profundidad. De esta forma se evita el flujo de los fluidos de formación (influjo, patada, o kick) dentro del pozo.
Puede ocurrir sin embargo que la presión de los fluidos de formación supere la presión hidrostática de la columna de lodo. El fluido de formación, sea agua, gas o aceite entrará
dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo.
Una patada de pozo se define como un influjo controlable en superficie de fluido de formación dentro del pozo. Cuando dicho flujo se torna incontrolable en superficie esta patada de pozo se convierte en un reventón.

Martillos (jars) (II)

Si con el martilleo no se puede soltar la tubería, el único recurso es soltar la parte de tubería que aún este libre (back off). Esto se consigue desenroscando la tubería en una conexión arriba del punto de pega. Este punto de pega se determina con una herramienta especializada de registros eléctricos, y luego se baja una pequeña carga explosiva a este punto para soltar la conexión. El resto de tubería que ha quedado abajo en el pozo, debe ser pescada, molida, o se puede desviar el pozo para poder continuar perforando.

Este se posiciona directamente sobre la broca cuando la dureza de la formaciones hacen golpear la broca sobre el fondo. Están diseñados para absorber estos impactos con el fin de
prevenir daños en el resto de la sarta de perforación. Esto se hace por medio de resortes o de empaques de caucho.