¿Qué es un preventor de reventones y cómo funciona?

Un preventor de reventones (BOP) es un conjunto de válvula mecánica de alta presión de gran tamaño instalado en la boca de un pozo de petróleo o gas para controlar y sellar el pozo en caso de un aumento incontrolado de fluidos de formación, comúnmente conocido como reventón. Es uno de los dispositivos de seguridad más críticos en las operaciones de perforación de petróleo y gas: cuando un pozo arranca (la presión de la formación excede la presión hidrostática del fluido de perforación), el BOP es la principal barrera mecánica entre el pozo y la superficie, evitando una liberación incontrolada de hidrocarburos que podría provocar incendios, explosiones, daños ambientales y pérdida de vidas.

Para equipos de adquisiciones de ingeniería y compradores de equipos de perforación que evalúan preventor de explosión de pozos de petróleo componentes y piezas, comprender cómo funciona el sistema BOP y qué precisión de fabricación se requiere para garantizar un rendimiento confiable es la base para una especificación de equipos y una evaluación de proveedores efectivas.

Por qué es importante la prevención de reventones

La presión de formación (la presión natural del petróleo, el gas y el agua en un yacimiento subterráneo) puede alcanzar decenas de miles de PSI en pozos profundos. Durante la perforación, esta presión normalmente se equilibra con la presión hidrostática de la columna de lodo de perforación en el pozo. Cuando se pierde el equilibrio (porque la presión de la formación excede la presión del lodo, o porque el fluido de perforación se pierde en una formación porosa), los fluidos de la formación pueden ingresar al pozo y fluir hacia arriba rápidamente. Sin la BOP para sellar el pozo, esto puede convertirse en una explosión en la superficie: un flujo incontrolado de hidrocarburos con consecuencias catastróficas.

El desastre de Deepwater Horizon de 2010 –en el que un fallo de la BOP al sellar un pozo de aguas profundas resultó en una explosión, 11 muertes y el mayor derrame de petróleo marino en la historia de Estados Unidos– ilustró las consecuencias del mal funcionamiento de la BOP en la escala más alta de gravedad. Por lo tanto, el rendimiento y la confiabilidad de la BOP están sujetos a los estándares de ingeniería, fabricación y pruebas más rigurosos del sector de equipos de petróleo y gas.

Los componentes principales de una pila de prevención de reventones

Un sistema BOP completo instalado en un pozo de perforación se denomina pila BOP: un conjunto vertical de varios tipos de BOP apilados y conectados entre sí para proporcionar múltiples funciones de sellado independientes. Los principales tipos de componentes de una pila BOP son:

Preventores de arietes

Los preventores de arietes son las unidades funcionales centrales del conjunto de BOP. Operan cerrando arietes accionados hidráulicamente (bloques de acero equipados con elementos de sellado elastoméricos) a lo largo del pozo. Los diferentes tipos de RAM realizan diferentes funciones de sellado:

• Arietes de tubería (arietes de diámetro variable): Cierre alrededor de la tubería de perforación, revestimiento o tubería en el pozo, sellando el espacio anular entre el diámetro exterior de la tubería y el pozo. Mantienen la presión desde abajo mientras la sarta de perforación permanece en el pozo. Los arietes de diámetro variable pueden sellar alrededor de tuberías de diferentes diámetros sin cambiar el conjunto del ariete.
• Carneros ciegos: Cerrar un pozo que no contiene tubería, sellando completamente el pozo cuando la sarta de perforación se ha colocado por encima del BOP o cuando el pozo fluye sin tubería en el pozo. Se utiliza en combinación con arietes de corte en un conjunto integrado.
• Arietes de corte (arietes de corte ciegos): El tipo de ariete más crítico en pilas BOP de aguas profundas. Los arietes de corte están diseñados para cortar físicamente la tubería de perforación, el cable o la tubería flexible en el pozo usando una fuerza de corte extremadamente alta y luego sellar el pozo cortado debajo. Son el mecanismo de sellado de último recurso cuando el pozo no puede controlarse por otros medios y es necesario cortar la sarta de perforación para sellar el pozo. La geometría de la hoja del ariete de corte y la dureza del material deben coincidir con precisión con el tamaño y grado máximo de tubería que pueda estar presente en el pozo.

Preventores anulares (BOP esféricos)

Un preventor anular utiliza un elemento de empaque elastomérico en forma de rosquilla que se cierra alrededor de todo lo que hay en el pozo (tubería, portamechas, Kelly, cable) mediante la compresión del elemento de caucho hacia adentro. Debido a que se adapta a la forma de cualquier objeto en el pozo, el preventor anular puede sellar alrededor de secciones transversales irregulares y puede usarse para pelar tuberías (mover la tubería a través del preventor cerrado bajo presión) con procedimientos operativos apropiados. El preventor anular normalmente se instala en la parte superior de la pila del BOP.

Líneas de asfixia y muerte

La pila BOP incluye válvulas de salida laterales (la línea de estrangulamiento y la línea de eliminación) que permiten a los ingenieros de perforación hacer circular fluidos dentro y fuera del pozo con los BOP cerrados. La línea de estrangulamiento permite la liberación controlada de la presión del pozo a través de un colector de estrangulamiento en la superficie, lo que permite operaciones controladas de destrucción del pozo. La línea de eliminación permite bombear lodo pesado al pozo para restablecer el equilibrio hidrostático y recuperar el control del pozo.

Sistema de control hidráulico

Todas las funciones del BOP (apertura y cierre de arietes, apertura y cierre de preventores anulares, operación de válvulas de estrangulamiento y muerte) se controlan hidráulicamente a través de un sistema de control basado en acumulador (la "unidad de control BOP" o "unidad Koomey"). El acumulador almacena fluido hidráulico a una presión suficiente para cerrar todas las funciones del BOP incluso si falla el suministro de energía hidráulica, lo que proporciona una capacidad de cierre a prueba de fallos. Los requisitos de tiempo de respuesta para el cierre de la BOP se especifican en las normas regulatorias; en la mayoría de las jurisdicciones, el cierre total debe poder lograrse dentro de los 30 segundos posteriores al inicio del comando de cierre.

Cómo responde el sistema de prevención de reventones ante una patada de pozo

Cuando el equipo de perforación detecta una patada en el pozo, indicada por un aumento en los retornos del fluido de perforación, una disminución en la presión de la bomba o un aumento en el volumen del pozo, el procedimiento estándar de control del pozo inicia la siguiente secuencia:

1. Cerrar el preventor anular alrededor de la sarta de perforación para cerrar el pozo mientras la sarta de perforación está en el pozo
2. Cierre los arietes de tubería apropiados para una integridad de sellado adicional alrededor de la tubería de perforación
3. Leer la presión de cierre de la tubería de perforación y la presión de cierre de la carcasa para determinar la presión de la formación y calcular el peso requerido del lodo de eliminación
4. Circular lodo matador hacia el pozo a través de la línea de matanza, haciendo circular el influjo hacia afuera a través de la línea de estrangulación bajo contrapresión controlada, hasta que el pozo se estabilice con lodo de peso matador
5. Si el pozo no puede controlarse mediante circulación (por ejemplo, si la sarta de perforación se ha perdido o se ha partido), arietes de corte ciegos cerrados para cortar la tubería y sellar el pozo

Los requisitos de precisión de fabricación para componentes BOP

El equipo BOP debe funcionar de manera confiable en condiciones extremas: presiones de pozo de hasta 20 000 PSI (1379 bar) para aplicaciones en aguas ultraprofundas, ambientes de servicio ácido de sulfuro de hidrógeno (H₂S) que causan agrietamiento por tensión de sulfuro en acero especificado inadecuadamente, ciclos de temperatura desde condiciones de superficie árticas hasta temperaturas elevadas en el fondo del pozo y cargas mecánicas de corte de tuberías para conjuntos de ariete de corte.

Estos requisitos se traducen directamente en especificaciones de fabricación de precisión que los proveedores de componentes BOP deben cumplir:

Especificación de materiales

Los cuerpos de BOP, los bloques de ariete y los componentes que contienen presión se fabrican con aceros de aleación de alta resistencia, generalmente 4130, 4140 o grados personalizados que cumplen con los requisitos de materiales API 6A y API 16A para equipos de pozos que contienen presión. Se requiere el cumplimiento del servicio amargo (NACE MR0175/ISO 15156) para cualquier BOP que opere en entornos de pozos que contengan H₂S, lo que limita la dureza máxima y especifica requisitos de tratamiento térmico que previenen fallas por agrietamiento por tensión de sulfuro.

Precisión dimensional

Las dimensiones del orificio del ariete, las ranuras del sello, las caras del casquete y los orificios del cilindro hidráulico deben mecanizarse con tolerancias estrictas que garanticen un asiento adecuado del ariete, una compresión elastomérica confiable del sello y un accionamiento hidráulico sin fugas. La consecuencia de un error dimensional en un límite de presión de la BOP es una posible fuga o falla del sellado en el momento de mayor criticidad, cuando el pozo está funcionando y la confiabilidad del cierre es crítica para la seguridad de la vida.

Prueba de presión

Cada conjunto de BOP se prueba a un múltiplo de su presión de trabajo nominal (normalmente 1,5 veces la WP nominal) antes de salir de las instalaciones de fabricación, con registros de prueba documentados. API 16A especifica el procedimiento de prueba y los criterios de aceptación para las pruebas de presión del BOP de ariete. Los componentes individuales que contienen presión (cuerpos, bonetes, tapas de extremo) se prueban hidrostáticamente como parte del protocolo de calidad de producción antes del ensamblaje.

Tipos de BOP por aplicación

Normas aplicables para equipos de prevención de reventones

Los equipos BOP están diseñados, fabricados y probados según estándares reconocidos internacionalmente. Las principales normas aplicables son:

• API 16A: Especificación para equipos de perforación: el principal estándar de diseño y fabricación para BOP de ariete y BOP anulares utilizados en operaciones de perforación.
• API 16C: Especificación para equipos de estrangulación y eliminación: cubre colectores de estrangulación, líneas de eliminación y equipos de control de presión relacionados.
• API 16D: Especificación para sistemas de control para equipos de control de pozos de perforación
• ISO 13533: El equivalente internacional de API 16A para equipos de perforación
• NACE MR0175/ISO 15156: Requisitos de materiales para aplicaciones de servicio amargo de H₂S

Preguntas frecuentes

¿Cuál es la diferencia entre un BOP y una boca de pozo?

el boca de pozo Es el equipo permanente en la superficie de un pozo que proporciona soporte estructural y contención de presión para las sartas de revestimiento que ingresan al pozo. Es una instalación permanente que permanece en el pozo durante toda su vida productiva. el preventor de reventones es un equipo de perforación temporal instalado en la parte superior de la boca del pozo solo durante las fases de perforación y terminación de la vida útil del pozo; se retira una vez que el pozo está listo para la producción y se reemplaza con equipo de árbol de producción. El BOP está conectado al cabezal de revestimiento del cabezal del pozo y puede retirarse y reacondicionarse para su uso en pozos posteriores.

¿Con qué frecuencia se debe probar e inspeccionar un dispositivo de prevención de reventones?

Requisitos reglamentarios para Frecuencia de pruebas de BOP varían según la jurisdicción y el entorno operativo. En la mayoría de los marcos regulatorios (regulaciones BSEE de EE. UU. para pozos marinos, regulaciones UKOPA en el Reino Unido y estándares nacionales equivalentes), las pruebas de funcionamiento de todos los componentes de la BOP deben realizarse a intervalos que no excedan los 14 días durante las operaciones de perforación. Cada dos semanas, el equipo de perforación debe cerrar y abrir cada función BOP y documentar la respuesta de presión y el tiempo de cierre. Se requieren pruebas de presión completas a intervalos específicos y después de cualquier reparación o reemplazo del BOP. Los BOP submarinos en operaciones en aguas profundas están sujetos a requisitos de prueba más rigurosos, dada la dificultad de intervención si ocurre una falla.

¿Qué materiales se utilizan para fabricar bloques de ariete BOP?

Los cuerpos y bloques del ariete BOP se fabrican a partir de grados de acero aleado que cumplen con los requisitos API 6A PSL (nivel de especificación de producto), generalmente grados modificados AISI 4130 o 4140 con química, tratamiento térmico, propiedades mecánicas y resistencia al impacto específicas. Los elementos de sellado elastoméricos en las caras del ariete y alrededor del cuerpo del ariete suelen ser nitrilo (NBR), nitrilo hidrogenado (HNBR) u otros elastómeros resistentes al aceite seleccionados por su compatibilidad con el tipo de fluido de perforación, la temperatura nominal y la química del pozo. Las hojas de corte de los arietes de corte ciegos se fabrican con acero para herramientas de alta dureza o acero de aleación con tratamiento térmico especial capaz de cortar tubos de perforación de alta calidad bajo la fuerza hidráulica disponible desde la unidad de cierre BOP.

¿Se puede reparar y reutilizar un BOP o se debe reemplazar después de su uso?

Equipo BOP está diseñado para usos múltiples durante su vida útil nominal, con mantenimiento y renovación regulares entre operaciones de pozo. Los bloques de ariete y los elementos de sellado elastoméricos se reemplazan como elementos de desgaste durante los intervalos de mantenimiento de rutina. Los sellos hidráulicos, las empaquetaduras y las superficies de desgaste se inspeccionan y reemplazan según sea necesario. El propio cuerpo del BOP (la carcasa de acero forjado o fundido que contiene presión) está diseñado para una vida útil prolongada con inspección periódica de examen no destructivo (NDE) para detectar daños por fatiga o corrosión. Los BOP submarinos en plataformas de perforación a largo plazo se recuperan periódicamente en la superficie para su desmontaje completo, inspección, reacondicionamiento y recertificación antes de volver a ponerlos en servicio.

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