¿Cómo funciona un preventor de reventones?

Un preventor de reventones (BOP) funciona sellando el pozo con arietes accionados hidráulicamente o un elemento anular de caucho inflable cada vez que la presión de la formación (un influjo repentino de petróleo, gas o salmuera llamado "patada") comienza a exceder la presión del fluido de perforación, cortando el flujo incontrolado antes de que pueda alcanzar la superficie y desencadenar una explosión catastrófica. Instalada en la parte superior de la boca del pozo en plataformas terrestres o en el lecho marino para operaciones costa afuera, una pila BOP generalmente combina múltiples preventores de ariete con al menos un preventor anular, formando una serie redundante de barreras clasificadas para soportar presiones de trabajo desde 5,000 psi para pozos terrestres poco profundos hasta 15,000 psi para pozos de aguas profundas y de alta presión y alta temperatura (HPHT), de acuerdo con las especificaciones de la industria documentadas por bop-products.com.

¿Qué es un preventor de reventones y por qué es fundamental?

A preventor de reventones es un conjunto de válvula grande y especializado instalado en la boca del pozo durante las operaciones de perforación de petróleo y gas cuyo único propósito es evitar una liberación incontrolada de petróleo crudo o gas natural del pozo (un evento conocido como explosión) que puede matar a los trabajadores, destruir equipos y causar daños ambientales catastróficos. Según la descripción general de ingeniería de ScienceDirect sobre la prevención de explosiones, la función del sistema completo de prevención de explosiones es controlar el movimiento de los fluidos de arranque (fluidos de formación que ingresan al pozo) durante las operaciones de perforación, disparo y revestimiento.

El sistema debe ser capaz de realizar cuatro acciones distintas: cerrar el pozo en la superficie; eliminar de forma segura los fluidos de expulsión del pozo; reemplazar el fluido de perforación original con un fluido de mayor densidad para evitar una mayor intrusión de fluido de formación; y mover la tubería dentro y fuera del pozo mientras se contiene la presión, un procedimiento conocido como operaciones de desmontaje. Estos cuatro requisitos explican por qué un BOP no es una sola válvula sino una pila compleja de múltiples dispositivos que funcionan en una secuencia coordinada.

Una explosión puede ocurrir cuando la perforación penetra una formación demasiado rápido, cuando se subestima la presión del yacimiento o cuando el peso del fluido de perforación, llamado lodo, es insuficiente para equilibrar la presión del fondo del pozo. Sin una BOP que funcione, los hidrocarburos presurizados pueden viajar por el pozo sin control, a menudo incendiándose en la superficie con consecuencias devastadoras, como fue testigo el mundo el 20 de abril de 2010, cuando la plataforma Deepwater Horizon en el Golfo de México sufrió el mayor derrame de petróleo en alta mar en la historia de los Estados Unidos, liberando aproximadamente 3,19 millones de barriles de petróleo en 87 días, según las conclusiones de la investigación de la Junta de Seguridad Química de los Estados Unidos (CSB).

Componentes clave de un sistema de prevención de reventones

Un sistema completo de prevención de reventones consta del propio conjunto de BOP, el acumulador hidráulico que lo alimenta, líneas de cierre y estrangulamiento para la circulación de fluidos del pozo y un sistema de control operable desde múltiples ubicaciones, incluido el piso de la plataforma y una unidad Koomey remota. Según ScienceDirect, los componentes básicos incluyen la pila BOP (preventor anular, preventores de ariete, carretes y preventores internos), el cabezal de carcasa, líneas y accesorios de flujo y estrangulamiento, líneas y conexiones de apagado, separadores y acumuladores.

• Pila de balanza de pagos: La columna ensamblada de preventores anulares y de ariete atornillados a la boca del pozo, está diseñada para manejar presiones nominales de trabajo específicas. Una pila de superficie típica mide entre 3 y 5 pies de altura; una pila submarina en aguas profundas puede medir entre 18 y 25 pies y pesar varios cientos de miles de libras.
• Acumulador hidráulico: La unidad de control principal que alberga bombas, un depósito hidráulico, un colector de control, válvulas de control y botellas de gas comprimido. Según Keystone Energy Tools, un acumulador a menudo contiene suficiente energía almacenada para cerrar todas las unidades BOP y ejecutar funciones de respaldo incluso si otros sistemas fallan, razón por la cual se monta directamente sobre o cerca de la pila BOP.
• Línea de muerte: Una tubería de alta presión que permite a los ingenieros bombear fluido de perforación pesado (lodo eliminador) al pozo debajo del BOP cerrado, aumentando la presión en el fondo del pozo para superar la formación y matar el pozo.
• Línea de estrangulación y colector de estrangulación: Un sistema de válvulas ajustables y sensores de presión que permite la liberación controlada de fluidos del pozo y el manejo de la presión del pozo después de que se ha cerrado el BOP, lo que permite a los ingenieros circular el expulsión de manera segura.
• Cápsulas de control (submarinas): Para los BOP submarinos, los módulos de control hidráulicos y electrónicos redundantes reciben comandos desde la superficie a través de cables umbilicales y pueden activar las funciones del BOP de forma independiente, proporcionando respaldo en caso de que uno de los módulos falle.
• Sistema hombre muerto/AMF: Una función de modo automático que activa el ariete de corte ciego de forma autónoma si toda la comunicación y la energía hidráulica al BOP submarino se pierde simultáneamente, concebida como un dispositivo de seguridad final.

Cómo funcionan los dos tipos principales de balanza de pagos

Dos categorías de preventores de reventones son las más frecuentes en la industria: el BOP anular y el BOP de ariete, y una pila de BOP casi siempre usa ambos tipos juntos, con el anular colocado en la parte superior y múltiples preventores de ariete dispuestos debajo. Según la descripción técnica de Wikipedia sobre preventores de reventones, las pilas de BOP utilizan con frecuencia ambos tipos, generalmente con al menos un BOP anular apilado sobre varios BOP de ariete.

Preventor de reventones anulares

Un BOP anular sella el espacio alrededor de la sarta de perforación mediante el uso de presión hidráulica para comprimir un elemento de caucho grueso con forma de rosquilla llamado unidad de empaque hacia adentro hasta que se agarra firmemente alrededor de todo lo que hay en el pozo (tubería de perforación, revestimiento, Kelly o incluso una junta de herramienta irregular) formando un sello hermético a la presión sin necesidad de saber el diámetro exacto de antemano. Según Wikipedia, un preventor anular de reventones utiliza el principio de una cuña para cerrar el pozo, y un preventor anular con empaquetadura de caucho reforzado cerrará el espacio anular alrededor de cualquier parte de la sarta de perforación en el pozo, independientemente de su forma o tamaño.

Los BOP anulares pueden incluso sellar un pozo completamente abierto sin tubería presente, y son lo suficientemente flexibles como para permitir que la tubería de perforación gire o se mueva verticalmente lentamente a través del sello cerrado, una capacidad crítica durante las operaciones de extracción cuando un pozo debe manejarse bajo presión. El preventor anular suele ser la primera línea de defensa en una situación de reventón porque puede activarse rápidamente y adaptarse a lo que sea que esté en el hoyo en ese momento. Sin embargo, los BOP anulares generalmente no son tan efectivos como los preventores de ariete para mantener un sello de presión a largo plazo en un pozo abierto, como se indica en la documentación técnica de Wikipedia.

Preventor de explosión de ariete

Un BOP de ariete se cierra impulsando dos arietes de acero opuestos juntos hidráulicamente desde lados opuestos del pozo, y el diseño específico de esos arietes determina si el dispositivo sujeta la tubería, sella un pozo abierto o corta completamente la sarta de perforación. Según SVES Oilfield Supply, el mecanismo operativo del BOP del ariete implica utilizar presión hidráulica para impulsar un pistón, abriendo o cerrando así los arietes para lograr el cierre del cabezal del pozo.

Los BOP de ariete generalmente comprenden dos arietes dispuestos de manera opuesta que se desplazan entre sí para sujetar, sellar o cortar, como se describe en la documentación de patentes de EE. UU. para conjuntos de pilas de BOP. Una vez cerrado, se puede activar un mecanismo de eje de bloqueo para mantener los arietes cerrados mecánicamente, manteniendo el sello incluso si se pierde la presión hidráulica, una característica de respaldo esencial para operaciones prolongadas de control de pozos.

Los cuatro tipos de preventores de arietes: qué hace cada uno

Los preventores de ariete no son intercambiables: cada uno de los cuatro tipos distintos de ariete aborda un escenario de control de pozo específico, y una pila BOP completamente equipada generalmente incluye al menos tres tipos diferentes de ariete para cubrir cada emergencia posible.

Tabla 1: Los cuatro tipos de preventores de ariete utilizados en el control de pozos de petróleo y gas, comparando su mecanismo de sellado, escenario de activación y limitación operativa. Fuentes: SVES Oilfield Supply, Wikipedia, ScienceDirect, Informe de investigación de CSB Deepwater Horizon.

Cómo se organiza la pila de BOP

Una pila BOP está dispuesta con el dispositivo más flexible y de acción más rápida en la parte superior (el preventor anular) y preventores de ariete progresivamente más potentes debajo, de modo que los operadores puedan escalar su respuesta desde un sellado parcial rápido hasta una separación mecánica completa de la sarta de perforación si es necesario. Según la documentación de patente estadounidense para pilas de BOP submarinas, los dispositivos de prevención de explosiones dispuestos más cerca del yacimiento generalmente se proporcionan para encerrar y sellar las tuberías de perforación, mientras que los más alejados del depósito se proporcionan para cortar la sarta de perforación y sellar herméticamente el pozo.

Una pila BOP de superficie representativa que trabaja de arriba a abajo generalmente incluye: uno o dos preventores anulares en la parte superior; un preventor de ariete de tubería o de diámetro variable; un preventor de ariete ciego; y un preventor de ariete de corte ciego en la parte inferior, más cercano a la boca del pozo. Un carrete de perforación (un espaciador bridado que conecta el conjunto BOP al cabezal de carcasa) proporciona los puntos de conexión para las líneas de corte y de estrangulamiento. Los diseños de la pila BOP se pueden configurar para manejar presiones de trabajo de hasta 15 000 psi, según ScienceDirect, y cada configuración lleva un código de designación API que describe la disposición de la pila.

Preventores de explosiones en superficie y submarinos: diferencias clave

La mecánica fundamental de los dispositivos de prevención de explosiones de superficie y submarinos es idéntica, pero los BOP submarinos deben lidiar con profundidades extremas del agua, operación remota, acceso restringido para mantenimiento y la necesidad de múltiples sistemas de control redundantes que los BOP de superficie no requieren.

Tabla 2: Comparación de dispositivos de prevención de explosiones en superficie/tierra y submarinos/aguas profundas según ubicación, clasificación de presión, sistema de control, acceso de mantenimiento y capacidad de desconexión de emergencia. Fuentes: Wikipedia, Keystone Energy Tools, bop-products.com.

Paso a paso: qué sucede cuando se detecta una patada

Cuando se detecta una patada, la tripulación ejecuta una respuesta de control del pozo que se mueve a través de una secuencia definida (detectar, cerrar, circular y matar) y el BOP proporciona la barrera física que hace posibles todos estos pasos.

1. Detección de patadas: Los equipos de perforación monitorean el volumen del pozo (la cantidad de fluido en los tanques de lodo), la presión de la bomba y el caudal para detectar anomalías. Una ganancia en boxes (retorno de más fluido de lo esperado) es el clásico indicador de patada. Los operadores de perforación deben asegurar y cerrar el pozo para las operaciones de eliminación en el momento en que se detecta una patada, según la documentación técnica de Rein Wellhead Equipment.
2. Encerrado: El perforador activa el BOP a través de paneles de control ubicados en el piso de la plataforma o en la unidad acumuladora Koomey. El preventor anular normalmente se cierra primero, ya que puede sellar alrededor de lo que haya en el orificio. Cerrar el BOP apropiado evita que los fluidos salgan del pozo.
3. Lectura y evaluación de presión: Con el pozo cerrado, los ingenieros leyeron la presión de cierre de la tubería de perforación y la presión de cierre del revestimiento para calcular la densidad del lodo destructivo necesario para desequilibrar la formación.
4. Circulando la patada: Utilizando el colector de estrangulamiento, los ingenieros hacen circular el fluido de perforación a través del pozo a una presión controlada, lo que permite que el fluido migre de manera segura hacia arriba y hacia afuera a través de la línea de estrangulamiento mientras se bombea lodo más pesado por la sarta de perforación.
5. Matando el pozo: Una vez que se ha eliminado el fluido de expulsión y el pozo se llena con lodo de eliminación adecuadamente ponderado, la presión hidrostática de la columna de lodo excede la presión de formación y el pozo queda efectivamente desactivado. Luego se puede abrir el BOP y reanudar la perforación.
6. Cizalla de emergencia (último recurso): Si la patada aumenta más allá de la capacidad de circular hacia afuera, o si la plataforma debe desconectarse de emergencia, el ariete de corte ciego se activa para cortar la sarta de perforación y sellar el pozo por completo.

Deepwater Horizon: lo que reveló el fracaso de la BOP

El desastre de Deepwater Horizon del 20 de abril de 2010 sigue siendo el estudio de caso definitivo de lo que sucede cuando falla la última línea de defensa de una BOP, y los hallazgos de la investigación de la Junta de Seguridad Química (CSB) de EE. UU. influyeron directamente en los estándares internacionales de diseño y prueba de BOP en los años siguientes.

El informe de investigación del CSB identificó cuatro fallas secuenciales en las barreras que condujeron a la explosión: el cemento no logró sellar las formaciones de hidrocarburos; la prueba de presión negativa fue malinterpretada como indicativa de que el pozo estaba sellado cuando no lo estaba; la tripulación no pudo detectar que el pozo fluía hasta que el gas y el petróleo casi llegaron a la superficie; y finalmente, el preventor de reventones no logró detener el flujo y sellar el pozo el tiempo suficiente para que se tomaran acciones correctivas.

El punto crítico de falla del BOP fue el ariete de corte ciego, el dispositivo de último recurso diseñado para cortar la tubería de perforación y sellar el pozo. Según el análisis de la investigación del CSB y WorkBoat, la tubería de perforación se pandeó debido a un gran diferencial de presión creado cuando los operadores cerraron los arietes de tubería, colocando la tubería descentrada dentro del orificio del BOP y fuera del alcance de corte efectivo del ariete de corte ciego. El informe del CSB también identificó múltiples errores de cableado en las cápsulas de control: una bobina de solenoide estaba cableada incorrectamente de modo que dos canales se oponían entre sí, lo que habría impedido el accionamiento de la válvula de solenoide independientemente de todas las demás fallas. La degradación de la batería en el sistema de hombre muerto añadió una capa adicional de falla.

La investigación más amplia, como se resume en un análisis académico publicado en Academia.edu, atribuyó el fracaso de la BOP a estándares inadecuados de diseño y prueba, particularmente en la Especificación API 16D, que rige los sistemas de control para las pilas de BOP. El desastre aceleró directamente las revisiones de los estándares API y provocó nuevas regulaciones de la Oficina de Cumplimiento de la Seguridad y el Medio Ambiente (BSEE) de EE. UU. que exigen pruebas y mantenimiento más rigurosos de los equipos BOP en las plataformas marinas.

Pruebas de BOP, mantenimiento y requisitos reglamentarios

Los BOP están sujetos a pruebas de presión y pruebas de funcionamiento obligatorias en un cronograma regular, con intervalos y presiones de prueba establecidos por los estándares API y las agencias reguladoras nacionales, porque un BOP que nunca ha sido probado en condiciones reales solo proporciona una apariencia de seguridad. Las regulaciones generalmente requieren que un preventor anular sea capaz de cerrar completamente un pozo, como se indica en la descripción general de ingeniería de Wikipedia.

• Pruebas de función: Cada componente del BOP debe abrirse y cerrarse para confirmar el funcionamiento mecánico correcto, normalmente cada 7 a 14 días durante las operaciones de perforación activa.
• Prueba de presión: La pila de BOP debe someterse a una prueba de presión hasta su presión de trabajo nominal para verificar la integridad del sellado, generalmente cada vez que se instala un nuevo BOP y posteriormente en intervalos definidos (en operaciones costa afuera de EE. UU., cada 21 días según las regulaciones BSEE posteriores a Deepwater Horizon).
• Prueba de acumulador: Se debe verificar que el acumulador hidráulico contenga suficiente presión precargada para cerrar todas las funciones del BOP sin asistencia de la bomba, confirmando que la reserva de energía a prueba de fallas esté intacta.
• Pruebas de cápsulas de control (submarinas): Tanto los módulos de control primario como el secundario en los BOP submarinos deben probarse de forma independiente para confirmar que la pérdida de un módulo no compromete la capacidad del sistema para cerrar ninguna función.
• Verificación de la capacidad del ariete de corte: Tras el hallazgo de la investigación de Deepwater Horizon de que las tuberías descentradas evitaban el corte, la orientación regulatoria ahora requiere que los diseños de los arietes de corte se prueben con los grados de tubería específicos y las configuraciones de juntas que se utilizarán en cada programa de pozo.

Preguntas frecuentes sobre los preventores de reventones

P: ¿Cuál es la diferencia entre una patada y un reventón?

Una patada es una entrada de fluidos de formación (petróleo, gas, agua o cualquier combinación) al pozo que se produce porque la presión del pozo ha caído momentáneamente por debajo de la presión de formación. Una patada es un evento manejable si se detecta a tiempo y el BOP se cierra rápidamente para cerrar el pozo. Una explosión es la consecuencia de una patada incontrolada: los fluidos de formación continúan fluyendo hacia la superficie sin ninguna barrera efectiva, a menudo con resultados explosivos y ambientalmente catastróficos. El único propósito del BOP es convertir cada patada en un evento controlado y manejable antes de que se convierta en una explosión.

P: ¿Se puede utilizar un dispositivo de prevención de explosiones mientras la sarta de perforación está girando?

Sí, para el BOP anular. Según la descripción técnica de Wikipedia, los preventores anulares de explosiones son eficaces para mantener un sello alrededor de la tubería de perforación incluso mientras gira durante la perforación. El elemento de empaque de caucho en el preventor anular puede sujetar la tubería con suficiente firmeza para contener la presión y al mismo tiempo permitir una rotación lenta o un movimiento axial controlado, que es la base para las operaciones de desmontaje. Los preventores de ariete, por el contrario, están diseñados para sujetar una tubería estacionaria y no deben usarse para rotación dinámica o movimiento significativo de la tubería.

P: ¿Qué tamaño y peso tiene una pila BOP submarina típica?

Una típica pila de BOP submarina en aguas profundas, incluido su paquete Lower Marine Riser Package (LMRP), puede medir entre 18 y 25 pies de altura y pesar más de 400 000 a 450 000 libras (aproximadamente 200 toneladas métricas). El diámetro del orificio de la pila (la abertura interna a través de la cual pasa la sarta de perforación) suele ser de 18,75 pulgadas para operaciones en aguas profundas. Estas dimensiones reflejan las fuerzas extremas que debe resistir el BOP a presiones nominales de 10 000 a 15 000 psi en profundidades de agua que pueden exceder los 10 000 pies.

P: ¿Qué es un tubo ascendente de perforación y cómo se conecta al BOP?

Un tubo ascendente de perforación es una sarta de tubería de gran diámetro que conecta el BOP submarino en el lecho marino con la plataforma de perforación en la superficie, proporcionando un camino cerrado continuo para la sarta de perforación, los retornos del fluido de perforación y las líneas de cierre y estrangulamiento. Según Wikipedia, un tubo ascendente extiende efectivamente el pozo hasta la plataforma. El elevador se conecta en su extremo inferior a la porción LMRP de la pila BOP a través de un conector hidráulico, y el elevador se puede desbloquear rápidamente para permitir que el equipo se mueva fuera de su ubicación en caso de emergencia mientras el BOP permanece en su lugar y sellado en la boca del pozo debajo.

P: ¿Por qué el ariete de corte de Deepwater Horizon no logró sellar el pozo?

Según los hallazgos de la investigación de la Junta de Seguridad Química de EE. UU. informados por WorkBoat, el ariete de corte ciego en Deepwater Horizon falló principalmente porque la tubería de perforación se pandeó bajo la extrema diferencia de presión interna creada cuando los arietes de tubería se cerraron anteriormente en la secuencia de emergencia. Esta "compresión efectiva" descentró la tubería de perforación dentro del orificio del BOP, colocándola fuera del alcance de corte efectivo de las hojas del ariete de corte. Los factores contribuyentes adicionales identificados por los investigadores incluyeron un cableado eléctrico incorrecto en una de las cápsulas de control, baterías degradadas en el sistema de hombre muerto y la falta general de conciencia de la industria de que una tubería descentrada podría impedir el funcionamiento de un ariete de corte, un escenario de diseño que nunca se había probado formalmente antes del desastre.

P: ¿Existen alternativas a las BOP tradicionales para el control de pozos?

Los sistemas de perforación a presión administrada (MPD) representan un enfoque complementario que mantiene una presión de pozo continua y controlada con precisión durante todo el proceso de perforación para minimizar las condiciones que causan patadas en primer lugar, reduciendo la dependencia de la intervención reactiva de la BOP. Algunos diseños experimentales incorporan dispositivos de control giratorio (RCD) que sellan alrededor de una sarta de perforación giratoria en la superficie para permitir una perforación controlada a baja presión. Sin embargo, ningún sistema implementado comercialmente reemplaza actualmente al BOP como barrera mecánica principal para el control de pozos de emergencia; Los MPD y RCD complementan, en lugar de sustituir, la tecnología BOP.

Resumen

Un preventor de reventones funciona colocando una serie de barreras hidráulicas mecánicamente redundantes (prevendores anulares en la parte superior, arietes para tuberías y arietes de corte ciegos debajo) directamente sobre la boca del pozo, listos para sellar instantáneamente contra presiones de hasta 15,000 psi cada vez que una patada amenaza con convertirse en una explosión. El BOP anular proporciona un sellado de primera línea rápido y flexible alrededor de cualquier geometría de tubería; los arietes de tubería sujetan y sellan alrededor de un diámetro específico de la sarta de perforación; y el ariete de corte ciego actúa como último recurso de la industria, cortando la sarta de perforación y sellando el pozo abierto con un solo golpe hidráulico.

El desastre de Deepwater Horizon demostró con consecuencias fatales que la efectividad de una BOP depende no sólo del diseño mecánico correcto sino también del cableado adecuado, baterías mantenidas, pruebas periódicas en escenarios realistas, incluyendo tuberías descentradas, y la aplicación rigurosa de los pasos procedimentales de control de pozos que activan el sistema a tiempo. La evolución continua del diseño de BOP, incluidos protocolos mejorados de prueba de ariete de corte, redundancia de control múltiplex electrohidráulico y sistemas de seguridad de hombre muerto, refleja una industria que continúa absorbiendo las lecciones de ese evento en la búsqueda de pozos que realmente puedan controlarse en cada etapa de su ciclo de vida.