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Un preventor de explosiones ( BOP ) (pronunciado BOP) [1] es una válvula especializada o dispositivo mecánico similar, que se utiliza para sellar, controlar y monitorear pozos de petróleo y gas para evitar explosiones , la liberación incontrolada de petróleo crudo o gas natural de un pozo. Generalmente se instalan en pilas de otras válvulas.
Los preventores de explosiones se desarrollaron para hacer frente a presiones extremas erráticas y flujo incontrolado ( golpe de formación ) que emana de un yacimiento de pozo durante la perforación. Las patadas pueden provocar un evento potencialmente catastrófico conocido como reventón . Además de controlar la presión en el fondo del pozo (que ocurre en el pozo perforado) y el flujo de petróleo y gas, los preventores de explosiones están destinados a evitar que la tubería (por ejemplo, la tubería de perforación y el revestimiento del pozo ) , las herramientas y el fluido de perforación salgan disparados del pozo. (también conocido como pozo de sondeo, el agujero que conduce al depósito) cuando amenaza una explosión. Los dispositivos de prevención de explosiones son fundamentales para la seguridad de la tripulación, la plataforma (el sistema de equipo utilizado para perforar un pozo) y el medio ambiente, y para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por lo tanto, los preventores de explosiones están destinados a proporcionar seguridad contra fallas a los sistemas que los incluyen.
El término BOP se utiliza en la lengua vernácula de los campos petroleros para referirse a los dispositivos de prevención de explosiones. El término preventivo abreviado , generalmente precedido por un tipo (por ejemplo, preventor de ariete), se utiliza para referirse a una única unidad de prevención de reventones. También se puede hacer referencia a un dispositivo de prevención de explosiones simplemente por su tipo (por ejemplo, ariete). Los términos preventor de explosiones , pila de preventor de explosiones y sistema de prevención de explosiones se usan comúnmente de manera intercambiable y de manera general para describir un conjunto de varios preventores de explosiones apilados de diferentes tipos y funciones, así como componentes auxiliares. Un sistema típico de prevención de explosiones submarino en aguas profundas incluye componentes tales como líneas eléctricas e hidráulicas , módulos de control, acumuladores hidráulicos, válvulas de prueba, líneas y válvulas de estrangulamiento y apagado, junta ascendente , conectores hidráulicos y un marco de soporte.
Dos categorías de preventores de reventones son las más frecuentes: ariete y anular . Las pilas de BOP utilizan con frecuencia ambos tipos, normalmente con al menos un BOP anular apilado sobre varios BOP de ariete. Los preventores de explosiones se utilizan en pozos terrestres, plataformas marinas y pozos submarinos. Los BOP terrestres y submarinos están asegurados a la parte superior del pozo, conocida como boca de pozo. Los BOP en las plataformas marinas se montan debajo de la plataforma de la plataforma. Los BOP submarinos están conectados a la plataforma costa afuera mediante un elevador de perforación que proporciona un camino continuo para la sarta de perforación y los fluidos que emanan del pozo. En efecto, un tubo ascendente extiende el pozo hasta la plataforma. Los preventores de explosiones no siempre funcionan correctamente. Un ejemplo de esto es la explosión de Deepwater Horizon , donde la tubería que pasaba por el BOP se dobló ligeramente y el BOP no pudo cortar la tubería.
Los preventores de explosiones vienen en una variedad de estilos, tamaños y clasificaciones de presión. Varias unidades individuales que cumplen diversas funciones se combinan para formar una pila de prevención de reventones. Con frecuencia se proporcionan varios dispositivos de prevención de explosiones del mismo tipo para lograr redundancia , un factor importante en la eficacia de los dispositivos a prueba de fallos .
Las funciones principales de un sistema preventivo de reventones son:
Además, y al realizar esas funciones principales, los sistemas de prevención de reventones se utilizan para:
Al perforar un pozo típico de alta presión, las sartas de perforación se encaminan a través de una pila de prevención de explosiones hacia el yacimiento de petróleo y gas. A medida que se perfora el pozo, el fluido de perforación , "lodo", se alimenta a través de la sarta de perforación hasta la broca, "hoja", y regresa al pozo en el vacío en forma de anillo, anillo , entre el exterior de la tubería de perforación. y el casing (tubería que recubre el pozo). La columna de lodo de perforación ejerce una presión hidrostática descendente para contrarrestar la presión opuesta de la formación que se está perforando, lo que permite que continúe la perforación.
Cuando se produce una patada (influencia de fluido de formación ), los operadores de la plataforma o los sistemas automáticos cierran las unidades de prevención de explosiones, sellando el espacio anular para detener el flujo de fluidos fuera del pozo. Luego, el lodo más denso circula dentro del pozo a lo largo de la sarta de perforación, sube por el anillo y sale a través de la línea de estrangulamiento en la base de la pila BOP a través de estranguladores (restrictores de flujo) hasta que se supera la presión del fondo del pozo. Una vez que el lodo de “peso muerto” se extiende desde el fondo del pozo hasta la parte superior, el pozo ha sido “muerto”. Si la integridad del pozo está intacta se podrá reanudar la perforación. Alternativamente, si la circulación no es factible, es posible cerrar el pozo mediante " bullheading ", bombeando a la fuerza el lodo más pesado desde la parte superior a través de la conexión de la línea de apagado en la base de la chimenea. Esto es menos deseable debido a las presiones superficiales más altas que probablemente se necesiten y al hecho de que gran parte del lodo originalmente en el espacio anular debe ser forzado hacia formaciones receptivas en la sección del pozo abierto debajo de la zapata de revestimiento más profunda.
Si los preventores de explosión y el lodo no restringen las presiones ascendentes de una patada, se produce una explosión, lo que potencialmente dispara la tubería, el petróleo y el gas hacia el pozo, dañando la plataforma y dejando en duda la integridad del pozo.
Dado que los BOP son importantes para la seguridad de la tripulación y el entorno natural, así como para la plataforma de perforación y el pozo mismo, las autoridades recomiendan, y las regulaciones exigen, que los BOP sean inspeccionados, probados y renovados periódicamente. Las pruebas varían desde pruebas diarias de funciones en pozos críticos hasta pruebas mensuales o menos frecuentes en pozos con baja probabilidad de problemas de control. [2]
Los yacimientos explotables de petróleo y gas son cada vez más raros y remotos, lo que lleva a una mayor exploración de pozos submarinos en aguas profundas y requiere que las BOP permanezcan sumergidas hasta por un año en condiciones extremas [ cita requerida ] . Como resultado, los conjuntos de BOP se han vuelto más grandes y pesados (por ejemplo, una sola unidad de BOP de tipo ariete puede pesar más de 30.000 libras), mientras que el espacio asignado para las pilas de BOP en las plataformas marinas existentes no ha crecido proporcionalmente. Por lo tanto, un enfoque clave en el desarrollo tecnológico de las BOP durante las últimas dos décadas ha sido limitar su huella y peso y, al mismo tiempo, aumentar la capacidad operativa segura.
Los BOP vienen en dos tipos básicos: ariete y anular . Ambos se utilizan a menudo juntos en pilas de BOP de plataformas de perforación , normalmente con al menos un BOP anular rematando una pila de varios BOP de ariete.
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El ariete BOP fue inventado por James Smither Abercrombie y Harry S. Cameron en 1922, y fue lanzado al mercado en 1924 por Cameron Iron Works . [3]
Un BOP tipo ariete tiene un funcionamiento similar a una válvula de compuerta , pero utiliza un par de émbolos de acero opuestos, arietes. Los arietes se extienden hacia el centro del pozo para restringir el flujo o retraerse para permitir el flujo. Las caras interior y superior de los arietes están equipadas con empacadores (sellos elastoméricos) que presionan entre sí, contra el pozo y alrededor de la tubería que atraviesa el pozo. Las salidas a los lados de la carcasa (cuerpo) del BOP se utilizan para la conexión a líneas o válvulas de estrangulamiento y apagado.
Los arietes, o bloques de ariete, son de cuatro tipos comunes: de tubo , ciegos , de cizalla y de cizalla ciega .
Los arietes de tubería se cierran alrededor de una tubería de perforación, restringiendo el flujo en el espacio anular (espacio en forma de anillo entre objetos concéntricos) entre el exterior de la tubería de perforación y el pozo, pero no obstruyen el flujo dentro de la tubería de perforación. Los arietes para tuberías de diámetro variable pueden acomodar tuberías en una gama más amplia de diámetros exteriores que los arietes para tuberías estándar, pero generalmente con cierta pérdida de capacidad de presión y longevidad. No se debe cerrar un ariete de tubería si no hay tubería en el orificio.
Los arietes ciegos (también conocidos como arietes de sellado), que no tienen aberturas para la tubería, pueden cerrar el pozo cuando éste no contiene una sarta de perforación u otra tubería, y sellarlo.
Los arietes de corte están diseñados para cortar la tubería en el pozo y sellar el pozo simultáneamente. Tiene cuchillas de acero para cortar la tubería y sellos para sellar el espacio anular después de cortar la tubería.
Los arietes de corte ciegos (también conocidos como arietes de corte y sellado) están destinados a sellar un pozo, incluso cuando el pozo está ocupado por una sarta de perforación, cortando la sarta de perforación a medida que los arietes cierran el pozo. La porción superior de la sarta de perforación cortada se libera del ariete, mientras que la porción inferior se puede plegar y capturar la “cola de pez” para colgar la sarta de perforación del BOP.
Además de las funciones de ariete estándar, los arietes de tubería de diámetro variable se utilizan con frecuencia como arietes de prueba en un dispositivo de prevención de explosiones modificado conocido como válvula de prueba de chimenea. Las válvulas de prueba de apilamiento se colocan en la parte inferior de un apilamiento de BOP y resisten la presión descendente (a diferencia de los BOP, que resisten presiones ascendentes). Al cerrar el ariete de prueba y un ariete del BOP alrededor de la sarta de perforación y presurizar el espacio anular, se prueba la presión del BOP para determinar su funcionamiento adecuado.
Los BOP de ariete originales de la década de 1920 eran dispositivos manuales simples y resistentes con piezas mínimas. La carcasa (cuerpo) del BOP tenía un pozo vertical y una cavidad de ariete horizontal (cámara guía de ariete). Los arietes opuestos (émbolos) en la cavidad del ariete se trasladan horizontalmente, accionados por ejes de ariete roscados (vástagos de pistón) a la manera de un gato de tornillo. El par resultante del giro de los ejes del ariete mediante una llave o un volante se convirtió en movimiento lineal y los arietes, acoplados a los extremos internos de los ejes del ariete, abrieron y cerraron el pozo. Esta operación tipo gato de tornillo proporcionó suficiente ventaja mecánica para que los arietes superaran las presiones del fondo del pozo y sellaran el espacio anular del pozo.
Los BOP de arietes hidráulicos ya se utilizaban en la década de 1940. Los preventores de explosiones accionados hidráulicamente tenían muchas ventajas potenciales. La presión podría igualarse en los cilindros hidráulicos opuestos haciendo que los arietes funcionen al unísono. Se facilitó una actuación relativamente rápida y un control remoto, y los arietes hidráulicos eran adecuados para pozos de alta presión.
Debido a que se depende de los BOP para su seguridad y confiabilidad, todavía se realizan esfuerzos para minimizar la complejidad de los dispositivos para garantizar la longevidad. Como resultado, a pesar de las exigencias cada vez mayores que se les imponen, los BOP de ariete de última generación son conceptualmente iguales a los primeros modelos efectivos y se parecen a esas unidades en muchos aspectos.
Los Ram BOP para uso en aplicaciones de aguas profundas emplean universalmente accionamiento hidráulico. Los ejes roscados a menudo todavía se incorporan en los BOP del ariete hidráulico como varillas de bloqueo que mantienen el ariete en posición después del accionamiento hidráulico. Al utilizar un mecanismo de bloqueo mecánico del ariete, no es necesario mantener una presión hidráulica constante. Las varillas de bloqueo pueden estar acopladas a los ejes del ariete o no, según el fabricante. También se utilizan otros tipos de cerraduras de ariete, como las cerraduras de cuña.
Los conjuntos de actuadores de ariete típicos (sistemas operadores) se fijan a la carcasa del BOP mediante bonetes extraíbles. Desatornillar los bonetes de la carcasa permite el mantenimiento del BOP y facilita la sustitución de los arietes. De esta manera, por ejemplo, un ariete de tubería BOP se puede convertir en un ariete de corte ciego BOP.
Los BOP de ariete de tipo cizalla requieren la mayor fuerza de cierre para poder cortar la tubería que ocupa el pozo. Los impulsores (actuadores hidráulicos auxiliares) frecuentemente se montan en los extremos exteriores de los actuadores hidráulicos de un BOP para proporcionar fuerza de corte adicional para los arietes de corte. Si surge una situación en la que se deben activar los arietes de corte, la mejor práctica es que el perforador tenga la sarta espaciada para garantizar que los arietes corten el cuerpo de la tubería de perforación en lugar de tener una junta de herramienta (metal mucho más grueso) a través del arietes de corte.
Los BOP de ariete generalmente están diseñados para que la presión del pozo ayude a mantener los arietes en su posición cerrada y sellada. Esto se logra permitiendo que el fluido pase a través de un canal en el ariete y ejerza presión en la parte trasera del ariete y hacia el centro del pozo. Proporcionar un canal en el ariete también limita el empuje requerido para superar la presión del pozo.
Los BOP de ram simple y de ram doble están comúnmente disponibles. Los nombres se refieren a la cantidad de cavidades de ariete (equivalente a la cantidad efectiva de válvulas) contenidas en la unidad. Un BOP de doble ram es más compacto y liviano que una pila de dos BOP de un solo ram y, al mismo tiempo, proporciona la misma funcionalidad y, por lo tanto, es deseable en muchas aplicaciones. También se fabrican BOP de triple ram, pero no con tanta frecuencia. [ cita necesaria ]
El desarrollo tecnológico de los BOP de ariete se ha dirigido hacia pozos más profundos y de mayor presión, mayor confiabilidad, mantenimiento reducido, reemplazo facilitado de componentes, intervención ROV facilitada, consumo reducido de fluido hidráulico y conectores, empacadores, sellos, cerraduras y arietes mejorados. Además, limitar el peso y la huella de la BOP son preocupaciones importantes para tener en cuenta las limitaciones de las plataformas existentes.
El preventor de reventones de ariete de gran diámetro de mayor capacidad en el mercado, en julio de 2010, era el EVO 20K BOP de Cameron, con una clasificación de presión de retención de 20 000 psi, una fuerza de ariete de más de 1 000 000 de libras y un diámetro de pozo de hasta 18,75 pulgadas. [ cita necesaria ]
El preventor de explosiones anular fue inventado por Granville Sloan Knox en 1946; se le otorgó una patente estadounidense en 1952. [4] [ se necesita mejor fuente ] A menudo, alrededor de la plataforma se le llama "Hydril", por el nombre del fabricante original de dichos dispositivos.
Un preventor de explosiones de tipo anular puede cerrarse alrededor de la sarta de perforación, el revestimiento o un objeto no cilíndrico, como el Kelly . La tubería de perforación, incluidas las juntas de herramientas de mayor diámetro (conectores roscados), se puede "desmontar" (es decir, mover verticalmente mientras se contiene la presión debajo) a través de un preventor anular mediante un control cuidadoso de la presión de cierre hidráulico. Los preventores anulares de explosiones también son efectivos para mantener un sello alrededor de la tubería de perforación incluso mientras gira durante la perforación. Las regulaciones generalmente requieren que un preventor anular pueda cerrar completamente un pozo, pero los preventores anulares generalmente no son tan efectivos como los preventores de ariete para mantener un sello en un pozo abierto. Los BOP anulares generalmente se ubican en la parte superior de una pila de BOP, con uno o dos preventores anulares colocados sobre una serie de varios preventores de ariete.
Un preventor de explosiones anular utiliza el principio de una cuña para cerrar el pozo. Tiene un sello de goma en forma de rosquilla, conocido como unidad de empaque elastomérico , reforzado con nervaduras de acero. La unidad de embalaje está situada en la carcasa del BOP entre el cabezal y el pistón hidráulico. Cuando se acciona el pistón, su empuje hacia arriba obliga a la unidad de empaque a contraerse, como un esfínter , sellando el anillo o el orificio abierto. Los preventores anulares tienen sólo dos partes móviles, pistón y unidad de empaque, lo que los hace simples y fáciles de mantener en comparación con los preventores de ariete. [ cita necesaria ]
El tipo original de dispositivo anular de prevención de reventones utilizaba un pistón con “cara de cuña” (cara cónica). A medida que el pistón se eleva, el movimiento vertical de la unidad de empaque queda restringido por la cabeza y la cara inclinada del pistón aprieta la unidad de empaque hacia adentro, hacia el centro del pozo. [ cita necesaria ]
En 1972, Ado N. Vujasinovic recibió una patente para una variación del preventor anular conocido como preventor de explosiones esférico, llamado así por su cabeza esférica. [5] [ se necesita una mejor fuente ] A medida que el pistón se eleva, la unidad de empaque se empuja hacia arriba contra la cabeza curva, lo que constriñe la unidad de empaque hacia adentro. Ambos tipos de preventor anular son de uso común. [ ¿ investigacion original? ]
Cuando los pozos se perforan en tierra o en aguas muy poco profundas donde la boca del pozo está por encima de la línea de flotación, los BOP se activan mediante la presión hidráulica de un acumulador remoto. Se montarán varias estaciones de control alrededor de la plataforma. También se pueden cerrar manualmente girando grandes manijas en forma de ruedas.
En operaciones costa afuera más profundas, con la boca del pozo justo por encima de la línea de lodo en el fondo del mar, existen cinco formas principales mediante las cuales se puede controlar una BOP. Los posibles medios son: [ cita necesaria ]
Se proporcionan dos módulos de control en el BOP para lograr redundancia. El control de la señal eléctrica de las cápsulas es primario. Los controles acústicos, de intervención ROV y de hombre muerto son secundarios.
Un sistema/secuencia de desconexión de emergencia (EDS) desconecta el equipo del pozo en caso de una emergencia. El EDS también está diseñado para activar automáticamente el interruptor de hombre muerto, que cierra las válvulas BOP, de apagado y de estrangulamiento. El EDS puede ser un subsistema de los módulos de control de la pila BOP o estar separado. [ cita necesaria ]
Las bombas de la plataforma normalmente suministran presión a la pila de prevención de reventones a través de líneas hidráulicas. Los acumuladores hidráulicos que se encuentran en la pila BOP permiten el cierre de los dispositivos de prevención de reventones incluso si la pila BOP está desconectada de la plataforma. También es posible activar el cierre de los BOP automáticamente en función de una presión demasiado alta o un flujo excesivo. [ cita necesaria ]
También es posible que se requiera que los pozos individuales a lo largo de la costa de EE. UU. tengan BOP con control acústico de respaldo. [ cita necesaria ] Se establecieron requisitos generales de otras naciones, incluido Brasil, para exigir este método. [ cita necesaria ] Los BOP que incluyen este método pueden costar hasta 500.000 dólares más que aquellos que omiten la función. [ cita necesaria ]
Durante el incidente de la explosión de la plataforma de perforación Deepwater Horizon el 20 de abril de 2010, el dispositivo de prevención de explosiones debería haberse activado automáticamente, cortando la columna de perforación y sellando el pozo para evitar una explosión y un posterior derrame de petróleo en el Golfo de México, pero no se activó completamente. . Posteriormente se utilizaron robots submarinos (ROV) para activar manualmente el preventor de ariete de corte ciego, sin éxito.
En mayo de 2010 se desconocía por qué falló el dispositivo de prevención de explosiones. [6] El topógrafo jefe John David Forsyth de la Oficina Estadounidense de Transporte Marítimo testificó en audiencias ante la Investigación Conjunta [7] del Servicio de Gestión de Minerales y la Guardia Costera de los EE. UU. que investiga las causas de la explosión que su agencia inspeccionó por última vez el dispositivo de prevención de explosiones de la plataforma en 2005. [8] Representantes de BP sugirieron que el preventor podría haber sufrido una fuga hidráulica. [9] Las imágenes de rayos gamma del preventor realizadas el 12 y 13 de mayo de 2010 mostraron que las válvulas internas del preventor estaban parcialmente cerradas y restringían el flujo de aceite. Se desconoce si las válvulas se cerraron automáticamente durante la explosión o se cerraron manualmente mediante el trabajo de un vehículo operado a distancia . [9] Una declaración emitida por el congresista Bart Stupak reveló que, entre otras cuestiones, el sistema de desconexión de emergencia (EDS) no funcionó como estaba previsto y pudo haber funcionado mal debido a la explosión en Deepwater Horizon. [10]
El permiso para el Prospecto Macondo otorgado por el Servicio de Gestión de Minerales en 2009 no requirió medios de control acústico redundantes. [11] En la medida en que los BOP no pudieron cerrarse con éxito mediante manipulación submarina ( Intervención ROV ), a la espera de los resultados de una investigación completa, no está claro si esta omisión fue un factor en la explosión.
Los documentos discutidos durante las audiencias del Congreso del 17 de junio de 2010 sugirieron que una batería en la cápsula de control del dispositivo estaba descargada y que el propietario de la plataforma, Transocean , pudo haber "modificado" el equipo de Cameron para el sitio de Macondo (incluido el envío incorrecto de la presión hidráulica a un válvula de prueba de chimenea en lugar de un BOP de ariete de tubería), lo que aumentó el riesgo de falla del BOP, a pesar de las advertencias de su contratista al respecto. Otra hipótesis fue que una unión en la tubería de perforación podría haber sido colocada en la pila BOP de tal manera que sus arietes de corte tuvieran un espesor insuperable de material para cortar. [12]
Más tarde se descubrió que un segundo trozo de tubería entró en la pila del BOP en algún momento durante el incidente de Macondo, lo que podría explicar la falla del mecanismo de corte del BOP. [13] En julio de 2010 se desconocía si la tubería podría haber sido una carcasa que se disparó a través del pozo o quizás una tubería de perforación rota que cayó al pozo. El informe final de la DNV indicó que el segundo tubo fue el segmento de la sarta de perforación que fue expulsado luego de ser cortado por las cizallas preventivas de explosión.
El 10 de julio de 2010, BP comenzó las operaciones para instalar una tapa de sellado, también conocida como pila de tapado, encima de la pila de prevención de reventones fallida. Según los videos de la operación de BP, el conjunto de tapa de sellado, llamado Top Hat 10, incluía una pila de tres BOP de ariete de corte ciego fabricados por Hydril (una compañía de GE Oil & Gas), uno de los principales competidores de Cameron. Para el 15 de julio, los tres arietes habían sellado bien el Macondo, aunque sólo fuera temporalmente, por primera vez en 87 días.
El gobierno de EE. UU. quería que el preventor de reventones fallido fuera reemplazado en caso de cualquier cambio de presión que ocurriera cuando el pozo de alivio se cruzara con el pozo. [14] El 3 de septiembre de 2010, a la 1:20 pm CDT, el preventor de explosiones fallido de 300 toneladas fue retirado del pozo y comenzó a ser elevado lentamente a la superficie. [14] Más tarde ese día se colocó un preventor de reventones de repuesto en el pozo. [15] El 4 de septiembre a las 6:54 pm CDT, el preventor de reventones fallido alcanzó la superficie del agua y a las 9:16 pm CDT fue colocado en un contenedor especial a bordo del buque Helix Q4000. [15] El dispositivo de prevención de explosiones fallido fue llevado a una instalación de la NASA en Luisiana para su examen [15] por Det Norske Veritas (DNV).
El 20 de marzo de 2011, DNV presentó su informe al Departamento de Energía de Estados Unidos . [16] Su conclusión principal fue que, si bien los arietes lograron cortar parcialmente la tubería de perforación, no lograron sellar el orificio porque la tubería de perforación se había salido de la línea de acción prevista de los arietes (debido a que la sarta de perforación quedó atrapada en un junta de herramienta en la válvula anular superior BOP), atascando las cizallas y dejando al actuador de cizalla de la sarta de perforación incapaz de entregar suficiente fuerza para completar su carrera y doblar la tubería cortada y sellar el pozo. No sugirieron ningún fallo de funcionamiento como el que podría causar una batería defectuosa. La sección superior del dispositivo de prevención de explosiones no se separó como se diseñó debido a numerosas fugas de aceite que comprometieron el funcionamiento del actuador hidráulico, y hubo que cortarlo durante la recuperación.
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