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“SISTEMA DE PREVENCIÓN DE REVENTONES”

TECNICA EN PERFORACION Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETROLEO CORPORACION INSTITUCIONAL DEL PETROLEO 2006


“SISTEMA DE PREVENCIÓN DE REVENTONES”

PROYECTO DE TRABAJO DE GRADO

ALEJANDRO GUATAQUIRA CASADIEGO GERMAN ZARTA CARVAJAL

TECNICA EN PERFORACION Y COMPLETAMIENTO DE POZOS DE PETROLEO CORPORACION INSTITUCIONAL DEL PETROLEO 2006


1. TITULO

“Sistema de Prevención de Reventones”


2. FORMULACION DEL PROBLEMA

Tradicionalmente la perforación ha sido una tarea tan difícil como como apasionante. Buscar y hallar petróleo es el resultado de la interacción con el hombre con una naturaleza inhóspita.

El problema principal es la extracción del petróleo, que ha sido contener los flujos del pozo, el hombre como núcleo vital de la perforación ha incursionado en esta tarea a través de la historia bajo diferentes esquemas y valores pensando siempre en la seguridad.


3. JUSTIFICACION

Desde el inicio de los campos petroleros los influjos o reventones, han causado lesiones, muertes y perdidas de equipos y pozos, en los últimos 20 años de los 120 de la historia petrolera.

Los principios de control de pozos se han estudiado

científicamente e impartidos sistemáticamente, como normas Universales; como sabemos en Colombia la perforación se lleva a cabo en pozos de unas profundidades entre 3000 y 16000 pies; es por eso que en la tarea, el flujo presenta cambio de presiones y temperaturas increíbles. Produciendo lo que denominamos un reventón, provocando pérdidas millonarias y lo que es mas doloroso perdidas de vidas humanas.

El propósito de este proyecto es ofrecer la información y técnicas que se necesitan para prevenir los influjos; para enfrentarlos, si

ocurren y para evitar los

descontroles en una forma segura, eficiente y profesional.


4. OBJETIVOS

4.1 OBJETIVO GENERAL

Dar a conocer a las compañías petroleras y a los estudiantes del sector que contenga los criterios y parámetros para la disposición de un sistema de preventor de reventones.

4.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

Permitir en forma segura la separación de cualquier tipo de influjo sea: gas, agua salina o petróleo en el pozo.

Mejorar el conocimiento de equipo de superficie B.O.P.


5. MARCO REFERENCIAL

5.1 MARCO LEGAL

5.1.1 Decreto 1753 de 1994; Resolución 1137 de 1996; Resolución 655 de 1996: Definición de procedimientos para la gestión ambiental de los proyectos de perforación de pozos petroleros.

5.1.2 Constitución Política de 1991: Derechos Deberes del Estado y de los particulares en relación con el Medio Ambiente. Participación ciudadana en las decisiones ambientales del proyecto.

5.2.3 Ley 99 de 1993: Organización del Sistema Nacional Ambiental. Planificación y Gestión Ambiental de Proyectos. Creación del Ministerio

del Medio

Ambiente.

5.2.4 Decreto 1753/94; RES 1137/96. RES. 655/96: definición de procedimientos para la gestión ambiental de los proyectos de perforación.


5.2 MARCO CONCEPTUAL

5.2.1 INTRODUCCION 5.2.2 Que es un Preventor de Reventones 5.2.3 Estructura 5.2.4 Clases de Preventoras Tipo Ariete 5.2.4.1 Arietes de Tubo 5.2.4.2 Ariete Ciego 5.2.4.3 Arietes de Corte 5.2.4.4 Arietes en Tubería Variable 5.2.5.1 Preventora Anular 5.2.5.1.1 Ventajas del Uso de un Preventor Anular 5.2.5.1.2 Recomendaciones de un Preventor Anular: 5.2.5.2 Preventoras Anulares de Propósito Especial 5.2.5.2.1 Preventoras Rotativas o Cabeza 5.2.5.2.2 Utilización de Preventoras Rotativas o Cabeza 5.2.5.2.3 Recomendaciones de Preventoras Anulares de Propósito Especial 6. UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESIÓN 6.1 Capacidad del Acumulador 6.2 Carga del Acumulador


7. MANIFOLD DE AHOGO 8. ESTRANGULADORES 8.1 Estrangulador Fijo 8.2 Estrangulador Ajustable 8.3 Estrangulador Manuel Ajustable (Válvula Aguja) 8.4 Estrangulador Ajustable a Control Remoto 9. EQUIPO DE CONTROL DE GAS 9.1 Separador de Gas 9.2 Desgasificador 10. VÁLVULAS 10.1 Válvulas de Seguridad y Flotadores 10.1.1 Válvula Superior del Vástago 10.1.2 Válvula Inferior del Vástago 10.1.3 Válvulas de Seguridad/Válvulas Guía 10.1.4 Válvula Gray de Contrapresión ó Válvula Unidireccional 10.1.5 Válvulas de Contrapresión 10.2 Instalación del Conjunto B.O.P 10.3 Bridas y Aros 10.4 Conexión de Extrangulador y Líneas de Ahogo 10.5 Línea de Llenado 10.6 Procedimiento de Cierres de Pozos 10.6.1 El Uso de los Desviadores - Sin Cierre


10.6.2 La Perforación - con Bop en la Superficie 10.6.3 La Sacada de Tubería - con "Bop” en la Superficie 10.6.4 Procedimiento de Cierre con Tubería Afuera 10.6.5 El Cierre en Climas Fríos 11. INDICADOR DE RETORNO DEL LODO 12. CENTRADO DEL CONJUNTO B.O.P. 13. RECURSOS DISPONIBLES 13.1 Recursos Materiales CONCLUSIONES RECOMENDACIONES


5.2 MARCO CONCEPTUAL

5.2.1 INTRODUCCION Desde el principio de los campos petroleros los descontroles (reventones) y los influjos han causado pérdidas y daños en los equipos, lesiones y muertes a empleados.

Los principios de control de pozos, se han estudiado científicamente e impartido sistemáticamente con el propósito de ofrecer la información

y técnicas que se

necesiten para prevenir los influjos; para enfrentarlos si ocurren y para evitar descontroles en una forma segura, eficiente y profesional.

Los sistemas de prevención de reventones son la forma de controlar sucesos ocasionados durante la perforación.


5.2.2 Que es un Preventor de Reventones Es un sistema que consiste en un juego único de válvulas hidráulicas muy grandes, con orificios de tamaño considerable, niveles de presión altos y que además accionan con rapidez.

5.2.3 Estructura El conjunto de BOP, puede armarse según distintas configuraciones. El boletín del Instituto Americano del Petróleo API, contiene el

código API para describir las

configuraciones del conjunto. Los códigos recomendados de los componentes para la disposición del conjunto del BOP son los siguientes: A = BOP tipo anular. G = BOP rotativa. R = Preventor de esclusas simple con un juego de esclusas ciegas a discreción del operador. Rd = Preventor de esclusas doble con dos juegos de esclusas colocadas a discreción del operador. Rt = Preventor de esclusas triples con tres juegos de esclusas colocadas a discreción del operador. S = Carretel con conexiones laterales de salida tanto para el estrangulador como para la línea de ahogo de pozo. M = 1.000 PSI de presión de trabajo nominal.


MODOS DE DISPOSICIÓN DEL CONJUNTO

Figura A


MODOS DE DISPOSICIÓN DEL CONJUNTO

Figura B


MODOS DE DISPOSICIÓN DEL CONJUNTO

Figura C


ARIETE


5.2.4 Clases de Preventoras Tipo Ariete

5.2.4.1 Arietes de Tubo son relativamente rígidos, diseñados para cerrarsen alrededor de un tubo de diámetros específico, típicamente un tubo o tubería de perforación; si se cambia el diámetro del tubo de perforación, por ejemplo de un diámetros exterior de 5` a un diámetro exterior de 3.1/2´, los bloques de ariete deben ser cambiados de conformidad. Los arietes de tubo se pueden utilizar para sujetar el tubo de perforación en el pozo, cuando la presión del mismo este tratando de expulsarlo.

5.2.4.2 Ariete Ciego Estos cierran el pozo cuando ya no haya tubo en el fondo del pozo, son una clase especial de Arietes Ciegos que no presenta el recorte de tubería en el cuerpo del ariete.

5.2.4.3 Arietes de Corte Son otra clase de arietes de tubería, que tienen hojas filosas especiales para cortar tubulares (tubing, barras de sondeo, portamechas, etc…) dependiendo del tipo de ariete de corte y de tubular a cortar, deberán utilizarsen presiones mas elevadas que las reguladas normales y/o “potenciadotes” (boster) hidráulicos. Los arietes de corte tienen tolerancia de cierres pequeños.


5.2.4.4 Arietes Tubería Variable Los arietes de diámetro variable (VBR) sellan sobre distintos diámetros de tuberías o vástagos hexagonales. En aquellos pozos con columnas de diámetro combinados y en los que el espacio

resulta muy importante, pueden utilizarsen arietes de diámetro

variable. Hay que tener en cuenta que la colocación de un juego de arietes de diámetro variable en el Preventor, evita un viaje de ida y vuelta del conjunto del BOP.

5.2.5.1 Preventora Anular A veces se conoce como Hydril, es un elemento empacador de goma, con nervadura de esfuerzo y acero, en la forma de una dona. Al activarse podrá sellar sobre un tubo de cualquier diámetro dentro del fondo del pozo, o sobre el mismo pozo abierto. Este sierre se llama sierre completo. Los cuatros componentes básicos del Preventor Anular son la cabeza el cuerpo, el pistón y elemento de empaque reforzado por acero.

Cuando se acciona el mecanismo de sierre del Preventor, se aplica presión hidráulica en el

pistón haciendo que este se deslice hacia arriba, esto empuja el elemento

empacador dentro del fondo del pozo alrededor de la sarta de tubería. Se abre el elemento Preventor, aplicando presión hidráulica para deslizar el pistón hacia abajo. Esto restaura el empaque a su condición original.


5.2.5.1.1 Ventajas del Uso de un Preventor Anular: 

Aunque el Preventor este cerrado, la sarta de tubería de perforación podrá operar en vaivén de todas maneras.

Se puede cerrar sobre los collares de perforación.

El Preventor Anular podrá funcionar como compuerta maestra mediante el cierre completo.

Se puede cerrar sobre las líneas de achique, las herramientas de registro o de perforación, inclusive en los 80 o 90 pies de envoltura directamente arriba de las herramientas de registro.

La cadena de perforación podrá ser introducida y retirada del pozo.

5.2.5.1.2 Recomendaciones de un Preventor Anular: 

No use el cierre completo, puede causar daños en el elemento sellador de goma y no debe ser llevado en forma rutinaria.

Por su flexibilidad el Preventor anular preferiblemente debe utilizarse en el primer cierre de un pozo.

5.2.5.2 Preventoras Anulares de Propósito Especial Estos equipos permiten la extracción o rotación de la tubería, del cable de perfilaje o de las varillas de bombeo; en general la función específica de cada uno se reconoce por su


denominación BOPs rotativas, escurridores (stripper) de tubería, escurridores de cable de perfilaje, escurridores de varillas,

prensa estopas y cabezas

de circulación.

Mientras el pozo se encuentra bajo presión el empaque es los suficientemente flexibles como para expandirse y contraerse de manera de adecuarse al tamaño y forma del elemento que se encuentra en el pozo.

5.2.5.2.1 Preventoras Rotativos o Cabezas A veces BOPs rotativas son instalados para formar una descarga natural de la línea de circulación. Las cabezas rotativas usan un elemento rotativo que forma sello alrededor de los collares de perforación, la tubería de perforación o el vástago cuadrado. Se conecta el vástago cuadrado una unidad impulsora, la cual sincroniza el giro del sello con el giro de la sarta de tubería de perforación.

5.2.5.2.2 Utilización de Preventores Rotativas o Cabeza Se deben utilizar los preventores rotativos en: 

Durante la perforación neumática.

Durante la circulación inversa.

Al perforar bajo condiciones de influjo.


5.2.5.2.3 Recomendaciones de Preventoras Anulares de Propósito Especial 

Es importante

asegurarse de que las uniones de tuberĂ­a (cuplas) los

portamechas y otras conexiones, se extraigan lentamente para evitar una falla prematura de la empaquetada.


AL CIRCULAR PARA SACAR UN INFLUJO DEL POZO, UN HOMBRE DEBE OPERAR EÑ ESTRANGULADOR, Y OTRO DEBE OPERAR LAS BOMBAS


6. UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESIÓN

Las BOP para equipos de perforación rotativos datan de principios de siglo. Sin embargo, recién en la década del 50 aparecieron buenos métodos de cierre de preventores. Las unidades más antiguas de 130P utilizaban un sistema manual del tipo de cierre a tornillo. Hoy en día, en algunos equipos pequeños, se siguen utilizando sistemas de cierre manuales. Al producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo más rápido posible para evitar una surgencia mayor. En general, los sistemas manuales son más lentos que las unidades hidráulicas y pueden permitir mayores volúmenes de entrada de Huidos.

Se han probado, bombas de inyección, aire del equipo y bombas hidráulicas como unidades de cierre, y todos han dado resultados poco satisfactorios. Los sistemas de acumuladores hidráulicos son las primeras unidades de cierre en dar buenos resultados.

La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida, confiable y práctica de cerrar los BOP en caso de surgencia. Dada la importancia del factor confiabilidad, los sistemas de cierre poseen bombas extra y volumen en exceso de fluido, al igual que sistemas alternativos o de reserva.


Hoy en día, el equipo estándar utiliza un fluido de control que puede consistir en un aceite hidráulico o en una mezcla especial de productos químicos y agua que se almacena en botellones o cilindros de acumulador a 3.000 psi (207 bar). Una cantidad suficiente de fluido se almacena bajo presión para que todos los componentes del conjunto de BOP puedan funcionar con presión y además mantener siempre una reserva de seguridad. A medida que disminuye la presión en los botellones del acumulador, las bombas de aire o eléctricas instaladas para recargar la unidad arrancan en forma automática.

En condiciones ambientales muy frías, debe tenerse cuidado de que la temperatura del sistema acumulador no llegue a bajo cero, ya que los elementos de caucho que se encuentran en su interior, tales como las cámaras (bladder), pueden cristalizarse y reventar.

Debe real izarse un servicio de mantenimiento del sistema básico del acumulador, por lo menos, cada treinta días (o cada pozo). El programa de treinta días, que se menciona a continuación, es una guía que puede resultar insuficiente para algunas operaciones. Para el mantenimiento del acumulador maestro, es necesario:

1. Limpiar y lavar el Filtro de aire. 2. Llenar el lubricador de aire con aceite SAE 10 (o el que se especifique).


3. Verificar el empaque de la bomba de aire. El empaque debe estar lo suficientemente flojo para que el vastago se lubrique, pero no tanto como para que gotee. 4. Verificar el empaque de la bomba de accionamiento eléctrico. 5. Desmontar y limpiar los filtros de succión, que se encuentran en las bocas de succión de las bombas de aire y eléctrica. 6. Verificar el nivel de aceite del cárter de la cadena de rodillos de la bomba eléctrica, el cual debe estar siempre lleno de aceite adecuado (si es de transmisión a cadena). Controlar el fondo del cárter de aceite por si hay agua. 7. El volumen de fluido en el reservorio hidráulico debe mantenerse al nivel operativo (en general, entre dos tercios y tres cuartos). 8. Desmontar y limpiar los filtros hidráulicos de alta presión. 9. Lubricar las válvulas de cuatro vías (válvulas operativas). Existe un alcmile de grasa en el brazo de la armadura de montaje y, por lo general, una copa engrasadora para el vastago del embolo. 10. Limpiar el filtro de aire que se encuentra en la línea del regulador. 11. Verificar la precarga de los botellones individuales del acumulador (la lectura debería rondar los 900/1100 psi [62,05 - 75,84 barJ)^(pO

El sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos estándar para calcular el volumen necesario. Por ejemplo, la


norma RP 16E de API detalla los cálculos matemáticos a realizar para calcular el volumen mínimo API. El M.M.S.(Servicio de Administración de Minerales) requiere una vez y media más del volumen necesario para cerrar y mantener cerradas todas las unidades de BOP con una presión mínima de 200 psi (13,8 bar) por sobre la presión de precarga. Otros organismos gubernamentales tienen exigencias distintas con respecto al volumen. Dado que es mejor tener más que el volumen mínimo, la mayoría de los operadores y contratistas prefieren usar un factor de tres veces el volumen requerido para cerrar todo lo que encuentre en la columna. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema acumulador de manera de poder operar la columna y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno.

Una rápida estimación de un sistema típico de 3.000 psi (206,8 bar) se realiza utilizando la mitad del volumen de los botellones del acumulador. Los cálculos demuestran que aproximadamente la mitad del volumen total de los botellones puede utilizarse antes de que la presión disminuya hasta llegar a los 200 psi (13,8 bar) por sobre el nivel de precarga. (Un botellón de acumulador de 20 galones (75,7 1) tiene un volumen aprovechable de aprox. 10 galones (37,8 1). En general, los de tipo esfera de mayor tamaño tienen un volumen de 80 galones (302,8 1) y un volumen aprovechable de 40 galones (151,4 1).


6.1 Capacidad del Acumulador El fluido utilizado para el acumulador debe ser un lubricante anti-corrosivo, anti-espumoso y resistente al fuego y a las condiciones climáticas adversas. Además, debe impedir el ablandamiento o resquebrajamiento de los elementos selladores de caucho. El aceite hidráulico posee estas características. Una mezcla de agua dulce y "aceite soluble" (con etileno glicol para temperaturas bajas) también puede dar buenos resultados. La mezcla de "aceite soluble" y agua parece tener algunas ventajas: es menos costosa y no es contaminante; por ello, se prefiere esa mezcla antes que el aceite hidráulico. En climas templados, pueden acumularse en el sistema bacterias, algas y hongos; por lo tanto, se agregan productos químicos para impedir el desarrollo de estos organismos de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. El uso de aceites inadecuados o de aguas corrosivas puede dañar el acumulador y los elementos de cierre del conjunto de BOP.

6.2 Carga del Acumulador Un elemento importante del acumulador es la precarga de nitrógeno de 1.000 psi (68,9 bar) en los botellones. En caso que los botellones pierdan la carga por completo, no podrá almacenarse ningún fluido adicional bajo presión. Es necesario mantener la carga en los botellones cerca de los 1.000 psi (68,9 bar) de presión operativa de precarga. El nitrógeno tiende a filtrarse o a desaparecer con el tiempo. Este proceso varia de botellón a botellón. La carga de cada uno de ellos en el banco debe verificarse y registrarse en cada uno de los pozos.


Para controlar la precarga de los acumuladores es necesario: 1. Cerrar el paso de aire a las bombas de aire y de energía a las bombas eléctricas. 2. Cerrar la válvula de cierre del botellón. 3. Abrir la válvula de purga y purgar el fluido hacia el reservorio principal. 4. La válvula de purga debe permanecer abierta hasta verificar la precarga. 5. Quitar la protección cíe la válvula de precarga del botellón del acumulador. Enroscar el conjunto de carga y medición. Abrir la válvula de precarga del acumulado enroscando hacia abajo la manija en forma de T. Controlar la presión de precarga. El medidor debe proporcionar una lectura de 1.000 psi (68,9 bar) (entre 900 y 1.100 psi (62,05 y 75,84 bar)). Purgar en caso que la presión sea excesiva o recargar con nitrógeno hasta lograr la presión adecuada, en caso que la presión fuera baja. Cerrar la válvula de precarga desenroscando la barra T, luego retirar el conjunto de carga y medición. Volver a colocar la protección. 6. Abrir la válvula de cierre del botellón. 7. Reconectar el paso de aire y energía. La unidad debe recargarse en forma automática.

Este procedimiento es aplicable a una unidad de cierre típica. Pueden ocurrir variaciones con equipo y operaciones especiales. Por ejemplo, las columnas submarinas de BOP incluyen botellones de acumulador. La precarga de estos botellones en aguas profundas es: presión hidrostática del agua de mar más 1.000 psi (68,9 bar), más un margen de seguridad por filtraciones o temperaturas inadecuadas.


7. MANIFOLD DE AHOGO

El rnanifold de ahogo sirve para facilitar la circulación desde el conjunto del BOP bajo una presión controlada. Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los estranguladores o reparar las válvulas.

El boletín API RP 53 3.A.3 incluye una descripción del manifold de ahogo y provee recomendaciones para el diseño e instalación. Estas recomendaciones establecen presencia de:

1. Un equipamiento de múltiples entradas y salidas sujeto a la presión del pozo y/o de bombeo (por lo general, corriente arriba de los estranguladores e incluyéndolos) debe contar con una presión de trabajo por lo menos igual a la presión de trabajo nominal de los BOP que se estén utilizando. Una vez instalado, el equipamiento debe probarse para verificar que las presiones sean iguales a la presión nominal del conjunto del BOP en uso. 2. Los componentes deben seguir las especificaciones aplicables API para soportar la presión, temperatura, abrasión y corrosión de los fluidos de la formación y de perforación previstos.


3. Para presiones de trabajo de 3M (206,8 bar) o superiores, se deben utilizar conexiones a bridas, soldadas o tipo grampa (clamp) para los componentes sujetos a la presión del pozo. 4. El estrangulador múltiple debe colocarse en un lugar de fácil acceso, preferentemente fuera de la subestructura del equipo. 5. La línea al estrangulador (que conecta el conjunto del BOP al estrangulador múltiple) y las líneas corriente abajo del estrangulador deben;

(A) Ser lo más rectas posible; si fueran necesarias curvas, deberán diseñarse y protegerse adecuadamente. (B) Estar perfectamente ancladas para impedir movimientos bruscos o vibraciones. (C) Tener un orificio del tamaño necesario para evitar erosión excesiva o fricción de fluido: (1) El tamaño mínimo recomendado para las líneas del estrangulador es de 3 pulgadas (76,2 mm) de diámetro nominal (para instalaciones Clase 2M (137,9 bar), se consideran aceptables los diámetros nominales de 2 pulgadas (50,8 mm). (2) El tamaño mínimo recomendado para las líneas de ventilación corriente abajo de los estranguladores es de 2 pulgadas (50,8 mm) de diámetro nominal. (3) En el caso de operaciones de volúmenes elevados y de perforaciones con aire o gas, se recomiendan líneas de diámetro nominal de 4 pulgadas (luí,6 mm) o superiores.


6. Se deben suministrar derivaciones alternativas para el flujo y hacia el quemador corriente abajo de la línea del estrangulador para poder aislar las partes erosionadas, taponadas o defectuosas y poder repararlas sin interrumpir el control del flujo. 7. Deben tomarse en cuenta las propiedades a bajas temperaturas de los materiales

utilizados

en

las

instalaciones

que

quedaran

expuestas

a

temperaturas excesivamente bajas. 8. La línea de purga (la línea de venteo que permite obviar el paso por las válvulas estranguladoras debe tener al menos el mismo diámetro que la línea al estrangulador. Lista línea permite la circulación en el pozo con los preventores cerrados mientras se mantiene un mínimo de contrapresión. Además, permite la purga de un gran volumen de los fluidos del pozo para aliviar la presión en el casing estando los preventores cerrados. 9. Aunque no aparece en las ilustraciones típicas de un equipo, a veces se instala un colector corriente abajo de los estranguladores con el fin de derivar juntas a las líneas de salida. Al utilizar un colector debe tomarse la precaución de poder aislar el elemento que falla o este en malas condiciones sin interrumpir el control del flujo. 10. Deben instalarse manómetros adecuados para soportar el problema de fluidos abrasivos, y lograr que las presiones en el tubing o la tubería de perforación puedan monitorearse con precisión y leerse con facilidad en el lugar donde se llevan a cabo las operaciones para el control de pozo.


11. Todas las válvulas del estrangulador múltiple que puedan verse afectadas por la erosión proveniente del control de pozo deben ser de paso pleno y diseñadas para la operación con elevadas presiones y servicio con fluidos abrasivos. Se recomienda colocar dos válvulas de paso pleno entre el conjunto de BOP y la línea al estrangulador en instalaciones con presiones nominales de 3M (206,8 bar) o superiores. 12. Se recomienda lo siguiente para instalaciones con presiones de trabajo nominales de 5M (344,7 bar)o superiores:

(A) Unas de las válvulas del punto 11 debe funcionar a control remoto. (B) Debe instalarse un par de válvulas inmediatamente corriente arriba de cada estrangulador. (C) Debe instalarse por lo menos un estrangulador a control remoto. Si se prevé usar el estrangulador durante un tiempo prolongado, deberá instalarse otra válvula de características similares.

13. Todos los estranguladores, válvulas y tuberías deben ser para servicio de H2S.


8. ESTRANGULADORES

El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. AI restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee un método de control del caudal de (lujo y de la presión de pozo.

Los estranguladores utilizados para el control del pozo -estranguladores de lodo- tienen un diseño algo diferente de los de producción de gas y petróleo. Por lo general, el estrangulador de producción no resulta adecuado. Esto se debe a que no está preparado para soportar el flujo del fluido abrasivo que sale a la superficie durante una surgencia de pozo. Mientras que para algunos controles de pozo se utilizan estranguladores ajustables convencionales (manuales) (válvula aguja manual), en la mayoría de los controles de presión se utilizan estranguladores ajustables a control remoto.

8.1 Estrangulador Fijo Los estranguladores pueden ser positivos (fijos) o ajustables. Los estranguladores fijos normalmente tienen un alojamiento portaorificio en su interior para permitir la instalación o cambio de orificios calibrados.


8.2 Estrangulador Ajustable Los estranguladores ajustables pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamaño del orificio de pasaje.

8.3 Estrangulador Manuel Ajustable (Válvula Aguja) El tipo básico de estrangulador es el manual ajustable. Posee un vástago (aguja) y asiento cónicos. A medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye el espacio anular y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor "contrapresión" en el pozo. Este tipo de estrangulador es con frecuencia una parte del equipo de control de pozo que no se toma en cuenta. Sirve como estrangulador de soporte, y a menudo como estrangulador principal para muchas operaciones. Se debe proceder a la verificación de su funcionamiento y correcta lubricación en forma periódica conforme a la reglamentación en vigencia.

8.4 Estrangulador Ajustable a Control Remoto Los estranguladores ajustables de control remoto son los preferidos en operaciones de perforación y en trabajos con presión. Tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas, y controlar la posición relativa de apertura del estrangulador desde la consola. Los fabricantes más comunes son Cameron y Swaco. El estrangulador Cameron se presenta por lo general en modelos de 5.000 a 15.000 psi (344,7 a 1034,2 bar), adecuados para servicio con I-LS. Utilizan un vastago que se mueve hacia dentro y hacia fuera de una compuerta de estrangulamiento cónica. La


abertura plena cuando el vastago esta totalmente fuera de la compuerta, es normalmente de dos pulgadas ( ~ 50 mm). El mecanismo de apertura consiste en un cilindro de doble acción operado por presión hidráulica desde la consola del estrangulador. Existen otros fabricantes de estranguladores de diseño muy similar al Cameron.

El Súper Estrangulador SWACO, se presenta por lo general cu modelos de 10.000 (689,4 bar) a 15.000 psi (1034,2 bar). El estrangul ador de 10.000 psi (689,4 bar) puede ser para servicio normal o para H2S. Este tipo de estranguladores utiliza dos placas de carburo de tungsteno solapadas, cada una con una abertura de media luna que rotan dentro y fuera de línea. La apertura total cuando las dos media lunas están en línea produce una abertura levemente inferior al arca de apertura del pasaje de 2 pulgadas ( ~ 50 mm) que se tiene con los estranguladores de orificio ajustable. El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble acción que ponen en funcionamiento un piñón y cremallera que giran la placa superior del estrangulador.

La presión hidráulica se provee desde el panel del estrangulador. Ambos estranguladores tienen paneles de operación que incluyen: posición del estrangulador, contadores de emboladas, manómetros de presión de sondeo y casing, válvula de posición y una bomba para la operación hidráulica.


9. EQUIPÒ DE CONTROL DE GAS

El equipo de manipuleo de gas es una parle esencial del equipo de control de reventones. La ausencia de este equipo dificultaría las operaciones de control de pozos, y las haría peligrosas debido a la acumulación de gas en el lugar de trabajo. La finalidad del equipo de manipuleo de gas es remover grandes volúmenes de gas que podrían generar mezclas explosivas al combinarse con el aire alrededor del equipo.

9.1 Separador de Gas Los separadores de gas son, por lo general, la primera línea de defensa contra el gas en el lugar del equipo. Un separador de gas es un recipiente simple con aberturas conectado al final del manifold o línea de estrangulación justo antes de la entrada del fluido a la pileta.

La mayor parte del gas que acompaña a una surgencia se separa del fluido después del estrangulador. Este es el gas del que se ocupa el separador. El separador de gas permite que el gas que se separa del fluido salga del sistema y gravite o sea expulsado Hacia la línea de quemado. Los diseños varían desde un simple cilindro con aberturas que se utiliza con la mayoría de los manifolds a más complejos separadores de esos que se operan por flotadores.


Cuando se utilizan fluidos sin sólidos, puede ser suficiente el separador de gas. La baja viscosidad de los fluidos libres de sólidos permite la separación del gas bajo presión atmosférica. Cuando se utilizan fluidos viscosos (más espesos) un separador de gas puede no ser suficiente.

"Desborde" ("Gas blow by") es un término que designa la sobrecarga de este equipo por incremento de presión dentro del separador de gas y desplazamiento del fluido en el tubo descargador, permitiendo el ingreso de gas al área de las piletas. Debe controlarse la presión dentro del separador de gas cuando el gas está en superficie y mantenerse dentro de valores que eviten esta sobrecarga y asimismo reduzcan el riesgo de ruptura del recipiente.

9.2 Desgacificador El desgasificador tiene una capacidad muy limitada para manejar volúmenes de gas; sin embargo, al ser bajo el volumen de gas entrampado en el fluido, normalmente el desgasificador es adecuado. Si la viscosidad del fluido fuera alta, o el fluido estuviera contaminado, el gas podría no separarse libremente. Los desgasifícadores separan el gas del fluido mediante una cámara de vacío, una cámara presurizada, un rociado centrífugo, o una combinación de estos diseños.

El tipo más común de desgasificador es el tanque de vacío o bomba de rociado; no obstante existen muchas clases de desgasifícadores, algunos de las cuales tienen


funciones combinadas. Los tres tipos más comunes son los desgasifícadores SWACO y Welco de sistema al vacío y el Drilco Seeflo de sistema de bomba.

Los desgasifícadores no requieren demasiado mantenimiento. Existen bombas que deben ser lubricadas y cuando se utiliza brazo flotador, las articulaciones deben mantenerse lubricadas. Cuando se utiliza una bomba de vacío, la trampa de agua adelante del compresor debe vaciarse diariamente.

Por lo general, los desgasifícadores de vacío son más efectivos cuando se trabaja con lodos de alta viscosidad donde es difícil extraer el gas. En cualquier operación de desgasifícación, el tiempo de transito y los requisitos de energía de extracción aumentan en la medida que aumenten la viscosidad del lodo y las fuerza del gel.


10. VALVULAS

10.1 Válvulas de Seguridad y Flotadores Un medio para cerrar la tubería de sondeo es una parte básica del equipamiento de control de pozo, El equipamiento para cierre de Tubing o barra de sondeo incluye válvulas de seguridad, válvulas flotadoras y BOPs interiores. Todo este equipamiento es operado por la dotación de boca de pozo. Es fundamental que tanto el perforador (encargado de turno) como el jefe de equipo se aseguren que la dotación comprende las reglas básicas para la operación y mantenimiento de este equipo.

10.1.1 Válvula Superior del Vástago La válvula superior del vástago es una parte común y reconocida de la parte superior del vástago. El objetivo principal de la válvula superior del vástago es proteger el manguerote del vástago, la cabeza de inyección y el equipamiento de superficie de la alta presión del pozo.

Generalmente se prueba a presión esta válvula cuando se ensaya la columna de BOP. El mantenimiento requerido para la válvula del tapón superior es mínimo.


10.1.2 Válvula Inferior del Vástago La válvula inferior del vástago es una válvula de apertura plena que se utiliza como reserva de la válvula superior. Permite la remoción del vástago cuando la presión está en la tubería. En muchos equipos es común utilizar la válvula inferior como válvula economizadora de fluido o "lodo". El uso continuo de la válvula inferior tiene varias ventajas. La válvula se opera en cada conexión de modo de mantenerla libre y en buenas condiciones de funcionamiento. La dotación aprende como operar la válvula y la llave está siempre disponible. Pero, como contraparte, algunos equipos han registrado engranamiento de las roscas de la válvula por el uso continuo. Esto puede ser eliminado con el uso de una unión sustituta (sustituto).

10.1.3 Válvulas de Seguridad/Válvulas Guía Además de las válvulas en el vástago, es necesario mantener en el equipo otra válvula de seguridad de apertura plena. Si ocurriera una surgencia durante la bajada, esta válvula deberá instalarse de inmediato. Eso significa que deberá estar a mano, en un lugar de fácil alcance, en posición abierto y la llave para cerrarla deberá estar en un lugar visible y de fácil acceso para la dotación. Si se utiliza una columna de diámetro variable, o se está corriendo casing, debe contarse con un adaptador de la válvula guía existente, o con otra válvula guía de rosca adecuada.

La válvula de seguridad o guía (stabbing), comúnmente denominada válvula "TJW", es una válvula de apertura plena tipo esférica o tapón. Debe ser lo suficientemente liviana


como para ser manipulada por la dotación o, en su defecto, indicarse los procedimientos para levantarla con un guinche neumático o un sistema de contrapeso. La válvula podrá acoplarse a un dispositivo removible de dos o tres brazos y con un buen balanceo para facilitar su manipuleo.

La

válvulas

guía

necesitan

un mantenimiento mínimo. No obstante, al igual que

los estranguladores, no se usan a menudo, por lo cual deberán operarse al menos una vez por semana para evitar su engranamiento. La utilización de reducciones adaptadoras de rosca (para facilitar el uso de la válvula con tuberías de distinto tamaño) puede hacer que la válvula resulte muy pesada, de difícil manipuleo o enrosque. Debe aclararse asimismo que algunas reducciones adoptadoras son de diámetro interno pequeño y no permiten el paso de herramientas de cable de perfilaje.

10.1.4 Válvula Gray de Contrapresión ó Válvula Unidireccional El BOP interior, algunas veces denominado "válvula Gray" de contrapresión, o válvula de retención, es una válvula unidireccional a resorte que puede ajustarse en posición abierta mediante un vástago roscado. Se utiliza para bajar en el pozo bajo presión. El BOP interno permite la circulación del pozo, evitando que la presión o el Huido reversen por el interior de la columna. Es una herramienta simple y confiable; no obstante, al no ser de pasaje pleno, el diámetro interno del conjunto esta restringido. Por su diseño, las herramientas de cable no pueden correrse a través el BOP interno, por lo que existe cierta reticencia en el uso de esta válvula, salvo que sea absolutamente necesario.


El BOP interior no debe utilizarse para enroscar a un tubing en surgencia o barra de sondeo, a pesar de la conocida expresión "BOP de interior de sondeo". De ser necesario, puede instalarse una vez que se ha detenido el fluido con una válvula de seguridad. Se debe contar con una válvula de seguridad en posición abierto en el piso del equipo.

10.1.5 Válvulas de Contrapresión Varios tipos de dispositivos pueden clasificarse como "válvulas de contrapresión", o BPV. Los flotadores, BOPs internos, válvulas de contrapresión, y válvulas de retención, son todos instrumentos que operan de manera similar para evitar que el flujo y la presión suban por dentro de la columna. Estas válvulas son necesarias en muchas actividades como-bajada/sacada de tubería bajo presión y trabajos con presión.

La válvula de flotación estándar, ubicada justo encima del trépano, sirve para proteger el conjunto del fluido de retorno o de reventones internos. Los tipos más comunes de flotadores son el pistón a resorte (émbolo buzo) o los de tipo charnela. Los émbolos buzos son muy confiables aunque no tienen apertura plena. Ambos tipos de flotadores vienen en modelos con traba de apertura para correrse en el pozo en posición abierta. Al circular, el fluido hacia abajo de la columna libera la traba y vuelve la válvula a su modo unidireccional. Algunos flotadores tienen aberturas, es decir, uno o más orificios pequeños que atraviesan la flotadora a fin de determinar la presión por debajo.


10.2 Instalación del Conjunto de BOP Existen algunas reglas generales de instalación destinadas a mejorar la operación y verificación del conjunto. Al instalar el sistema, verificar cada preventor para asegurar que la inscripción que aparece en la pieza forjada se encuentre cabeza arriba. Las aberturas de circulación de las esclusas, si hubiera, deben ubicarse en la parte inferior de la esclusa. Se debe tener precaución en el modo de levantar la unidad. Una oscilación inadecuada del sistema podría lastimar a alguien, dañar el equipo y dificultar su correcto apoyo o alineación.

Se deben limpiar las ranuras alojamiento de los aros y/o superficies de empalme con trapos limpios, agua y jabón.

Los cepillos y raspadores de alambre pueden rayar las

superficies de empalme y alojamientos de aros, afectando la prueba del conjunto. Deben identificarse los orificios hidráulicos de abertura y cierre y mantenerse limpios. Basura y suciedad en el sistema hidráulico pueden causar la falla en el sistema.

10.3 Bridas y Aros Los puntos de conexión son siempre el punto débil en .sistemas de tuberías o válvulas; el BOP no es la excepción. Las bridas y aros de sello reciben un trato indebido durante el proceso de armado del equipo que puede dar lugar a fallas en pruebas de presión posteriores. Probablemente las fallas principales sean raspones en los anillos, alojamientos y superficies de empalme producidos durante el armado y limpieza en el proceso de la instalación. Se debe evitar que la dotación utilice cepillos de alambre o


raspadores sobre las superficies de unión y ranuras alojamiento de aros. Las malas aislaciones afectarán la prueba de presión y provocarán el desarmado del conjunto, y podrán causar asimismo cortes por lavadura en las conexiones.

10.4 Conexión de Extrangulador y Líneas de Ahogo Las conexiones de alta presión dentro del conjunto de BOP son un punto débil que debe verificarse y volver a revisarse. Los problemas más comunes incluyen el uso de niples demasiado livianos, aros de sello sucios, superficies de empalme dañadas, tuercas Hojas y niples o tuberías largas mal soportadas. Es poco lo que se puede agregar sobre estos puntos que no determine el sentido común.

Otro inconveniente es el uso de mangueras de baja presión cuando no hay suficiente lugar disponible para cañerías de acero. Esta situación es doblemente perjudicial, por cuanto el exceso de curvas en la tubería o el uso de curvas en situaciones de alta presión no es una práctica recomendable. Esto resulta especialmente riesgoso cuando la línea involucrada es la del estrangulador.

10.5 Línea de Llenado Debe incluirse una línea de llenado por sobre la válvula superior del conjunto de BOP. El objetivo de esta línea, como su nombre lo indica, será llenar el pozo durante las carreras, y períodos sin circulación. Si bien el mantenimiento de esta línea es ligero, si


se deja fluido en ella, puede producirse un tapón o dañarse la línea por efecto de fluidos corrosivos.

10.6 Procedimiento de Cierres de Pozos Los cuatro escenarios en los que nos ocuparemos de los diferentes procedimientos del cierre son los siguientes: 1. Durante la perforación - con columna preventora de reventones ("BOP") en la superficie. 2. Sacando tubería - con BOP en la superficie. 3. Con tubería afuera del pozo. 4. El cierre en tiempo frío. En un capítulo posterior nos ocuparemos de los procedimientos de cierre con columna submarina preventora de reventones.

10.6.1 El Uso de los Desviadores - Sin Cierre Si no tiene suficiente tubería de revestimiento para mantener las presiones de cierre, podrá verse obligado a desviar el flujo. Si no se ha conectado un sistema de desviadores, podrá ser que tenga que dejar reventarse el pozo y esperar que se forme un puente.

Podrá ser un poco más costoso tener tubería suficiente para los

procedimientos de control del pozo, pero cuando haya problemas la inversión se recupera con creces.


10.6.2 La Perforación - con Bop en la Superficie Cuando se detecte o sospeche un influjo, proceda inmediatamente como sigue:

1. Levante el Kelly o Top Drive hasta que la conexión al tubo este más arriba de la mesa rotatoria. 2. Pare las bombas de lodo. Si deja encendidas las bombas para lodo al alzar el Kelly sirve para mantener presión adicional en el lodo por el ECD, y disminuye la posibilidad de influjo adicional. 3. Verifioue el flujo.

Si hay flujo, entonces:

4. Abra la válvula en el tubo estrangulador (HCR). Cierre el anular o los arietes de los tubos. Cierre el estrangulador. 5. Tome lectura y registro de las presiones del cierre de la tubería (PCTP v PCTR) v la cantidad de ganancia en los tanques de lodo; anote la hora. 6. Notifique al personal correspondiente.

10.6.3 La Sacada de Tubería - con "Bop” en la Superficie Al detectar un influjo, proceda inmediatamente como sigue: 1. Instale las cuñas justamente debajo de la articulación más arriba para herramientas, justamente al nivel de trabajo sobre el piso de la plataforma.


2. Instale en el tubo de perforación, una válvula de seguridad "de apertura completa" en la posición completamente abierta, y haga la conexión correctamente. Cierre la válvula. (En aguas federales, el código MMS requiere que se mantenga en el piso de la plataforma, en todo momento, una o más válvulas con conexiones para cualquier rosca en el juego de tubería de conexión. Si se determina que la operación es segura, regrese al pozo y meta la mayor cantidad de tubería que le sea posible. La introducción de la tubería hasta el fondo después, es un método más seguro de introducir la tubería al pozo posteriormente. 3. Abra la válvula hidráulica de la línea de estrangular. Cierre el preventor anular o los arietes del tubo. 4. Cierre el estrangulador lentamente; monitoree la presión en la tubería de revestimiento, procurando que jamás alcance la máxima presión para la tubería de revestimiento que fracturara el zapato. 5. Levante el Kellv e instálelo en el tubo de perforación. 6. Abra la válvula de seguridad. 7. Tome lectura y registre las presiones de cierre (PCTP y PCTR) y la ganancia en los tanques del lodo. 8. Notifique al personal correspondiente.


(Se puede instalar un BOP interior entre los pasos 3 y 4 anteriores, y se puede abrir después del paso 6, elevando lentamente la presión en el tubo de perforación o de la columna reguladora.)

10.6.4 Procedimiento de Cierre con Tubería Afuera 1. Si se determina que la operación es segura, regrese al pozo y meta la mayor cantidad de tubería que sea posible. La introducción de la tubería hasta el fondo después, es un método más seguro de introducir la tubería al pozo posteriormente. 2. Instale un preventor interior de reventones en el tubo de perforación. 3. Instale las cuñas justamente debajo de la articulación más arriba para herramientas, justamente al nivel del trabajo sobre el piso de la plataforma. 4. Abra la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. (El estrangulador ajustable está abierto). Cierre el preventor anular o los arietes del tubo de perforación. 5. Cierre el estrangulador a instable. 6. Levante el Kelly e instálelo en el tubo de perforación. 7. Tome lectura y registro de las presiones del cierre (PCTP y PCTR) v la cantidad de ganancia en los tanques de lodo. 8. Notifique el personal correspondiente.


10.6.5 El Cierre en Climas Fríos 1. Alce el Kelly hasta que la articulación más arriba para herramientas esté más arriba de la mesa rotativa. 2. Pare las bombas de lodo. Si deja encendidas las bombas para lodo al alzar el vastago cuadrado sirve para mantener presión adicional en el lodo por el ECD, y disminuye la posibilidad de influjo adicional. 3. Verifique el flujo. 4. Abra la válvula en el tubo estrangulador (HCR). Cierre el anular o los arietes de los tubos. Cierre el estrangulador. 5. Cierre la válvula de llave inferior en el Kelly inferior y desconecte el Kelly inferior para que no se congele. 6. Cuando se haya estabilizado la presión en la tubería de revestimiento, alce el Kelly e instálelo sobre el tubo de perforación. Encienda las bombas de lodo y, lentamente, abra la válvula de llave inferior en el Kelly cuadrado. 7. Tome lectura y registro de las presiones del cierre (PCTP y PCTR) y la cantidad de ganancia en los tanques de lodo.


11. INDICADOR DE RETORNO DE LODO (SENSOR DE LÍNEA DE SALIDA DE FLUJO)

En materia de detección de surgencias, el indicador de retorno es probablemente la parte más importante del equipo. El indicador de retorno de lodo es comúnmente una paleta en la línea de salida de flujo (cano de retorno) que da cuenta del Flujo de fuido por la línea. Esta señal se transmite a la consola del perforador donde se registra como "porcentaje de flujo" (% flujo) o "galones por minuto" (gpm) (litros por minuto).

En la mayor parte de las operaciones, un cambio relativo respecto de un valor establecido es indicador de un peligro potencial. Por eso es vital la detección de cualquier cambio en el caudal de flujo. Si se presenta una surgencia significa que algo ha ingresado en el pozo. Este ingreso extra empujará al fluido hacia la línea de flujo que se mostrará como un incremento en el caudal. La operación y mantenimiento básicos de un sensor de flujo consisten en observar si funciona cuando se arranca y se detiene la bomba. Se debe cambiar la frecuencia en las emboladas de la bomba para detectar si el sensor de flujo indica el cambio de caudal. Los sensores de flujo son fáciles de trabarse, por lo que deben verificarse con frecuencia. No operan correctamente en líneas de salida de flujo de base plana o totalmente llenas.


12. CENTRADO DEL CONJUNTO DE BOP

Centrar el BOP no es tarea sencilla. El movimiento, asentamiento o inclinación del equipo pueden descentrar al BOP.

El efecto no repercute de inmediato porque las esclusas y preventor anular cierran y pueden ensayarse. Sin embargo, el daño a largo plazo puede ser severo. Puede derivar en un desgaste excéntrico del conjunto, producido por el roce del trepano, de herramientas en el diámetro del conjunto, esclusa y caras del empaque anular. Puede ocurrir también un desgaste del casing y la cabeza de pozo.

Un daño menor puede no afectar la aislación durante una prueba, pero siempre existe la posibilidad de daños mayores y de que la válvula no cierre durante una surgencia. Además, la reparación del conjunto implica un trabajo prolongado y costoso. En general, el empleo de anillos o bujes de desgaste minimiza el daño interno.


13. RECURSOS DISPONIBLES

13.1 Recursos Materiales Contamos con la bibliografía suficiente para desarrollar este proyecto, igualmente como: 

Computador

Impresora

Scanner

Fotocopiadora

Proyector de acetatos


CONCLUSIONES 

Los Criterios utilizados en un proyecto son científicamente certificados para el control de influjos.

Los influjos y reventones causan lesiones y perdidas de equipos de perforación.

En toda perforación realizada se deben tomar las mismas precauciones para minimizar riesgos.

En el proyecto se describen los escenarios donde se presentan los influjos y reventones y la forma de enfrentarlos.

Los controles son importantes, ya que nos ayuda a economizar gastos a futuro innecesarios.

La seguridad factor importante en el factor de pozos.


PERSONAS INVOLUCRADAS

ALEJANDRO GUATAQUIRA CASADIEGO

GERMAN ZARTA CARVAJAL


CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

ACTIVIDADES/TIEMPO

1

2

3

4

ASESORIA METODOLOGICA

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

PROPUESTA OBSERVACIONES

5

6

DISEテ前 DEL PROYECTO

X

X

X

X

X

CLASIFICACION DEL MATERIAL

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

TRATAMIENTO DE LA INFORMACION ANALISIS E INTERPRETACION REDACCION ENTREGA

7

8

X

X X


PRESUPUESTO

ITEM Asesor

CANTIDAD VALOR UNITARIO VALOR TOTAL 3 horas

50.000

150.000

7

5.000

35.000

Fotocopias

472

50

23.600

Impresiones

83

800

66.400

Internet

25

1.500

37.500

Transporte

50

1.050

52.500

CDS de informaci贸n

Otros gastos

65.000 TOTAL

$ 530.000


RECOMENDACIONES

Capacitar el personal periódicamente.

En todas las perforaciones utilizar el debido protocolo de Seguridad.

Intercambiar información con la cuadrilla.

Revisar frecuentemente el sistema de preventores

Realizar simulacros constantemente.

Seguir las recomendaciones de los fabricantes.


ANEXOS Nos permitimos anexar los siguientes materiales que sirvan como medio de información y guía para los estudiantes que quieran conocer mas acerca del “Sistema de Prevención de Reventones”.

 Guía practica de Sistema de Prevención de Reventones en forma escrita y en medio magnética.  Imágenes en acetatos del Sistema de Prevención de Reventones, donde se pueden ver las principales Herramientas de Control de Pozos.

Proyecto sistema de prevención de reventones