Preventor de reventones: componentes y funciones clave

Preventor de reventones: componentes y funciones clave

El preventor de reventones (BOP) sostiene un pivoteGOLPEARpapel importante en el control del pozo, particularmente durante el desequilibriopreventor de reventonesd operaciones de perforación. Su objetivo principal es cerrar de forma segura el pozo bajo presión, mantener un control continuo del pozo y facilitar la circulación de los fluidos de formación que ingresan al pozo.

Los preventores de reventones hidráulicos vienen principalmente en dos formas: preventores de reventones de ariete y preventores de reventones anulares. El dispositivo de prevención de reventones del ariete consta de componentes esenciales como la carcasa, la puerta lateral, el cilindro de aceite, la culata, el pistón, el vástago del pistón, el eje de bloqueo, el sello y el ariete. Su mecanismo operativo implica utilizar presión hidráulica para impulsar el pistón, abriendo o cerrando así la compuerta y logrando el cierre o apertura deseado del cabezal del pozo.

El ariete, una parte crucial del dispositivo de prevención de reventones, abarca cuatro tipos: completamente sellado, medio sellado, de diámetro variable y de corte. Estos distintos tipos de arietes se adaptan a diferentes condiciones, siendo el ariete semisellado capaz de cerrar tuberías específicas, como tuberías y tuberías de perforación, permitiendo la suspensión de herramientas de perforación si es necesario. El ariete completamente sellado, cuando no hay ninguna herramienta para tuberías presente, puede sellar completamente la boca del pozo. En circunstancias únicas, el ariete de corte puede cortar eficazmente la herramienta de perforación. Además, la salida de brida en el lado de la carcasa facilitaRam BOPIncluye la circulación del fluido de perforación y las operaciones de eliminación de estrangulamientos.

Los preventores de explosiones anulares vienen en dos tipos: preventores de explosiones anulares cónicos y preventores de explosiones anulares esféricos. Su estructura incluye la carcasa, la cubierta superior, el núcleo de goma y el pistón. Estos preventores utilizan un núcleo de goma para cerrar el espacio anular cuando hay herramientas de perforación, tuberías o revestimiento en el pozo. En ausencia de herramientas de perforación, pueden sellar completamente la boca del pozo durante diversas operaciones como perforación, extracción de muestras y pruebas.

Ambos tipos de preventores anulares de explosiones funcionan de manera similar. El aceite a alta presión del sistema de control ingresa a la cavidad de cierre inferior para empujar el pistón hacia arriba, lo que hace que el núcleo de goma se mueva y logre el sellado. Cuando es necesario abrir el pozo, el pistón desciende y el núcleo de goma se reinicia, permitiendo que se abra la cabeza del pozo.

Instalado en el cabezal de la carcasa del pozo durante la perforación petrolera, los preventores de explosiones controlan las explosiones de petróleo, gas y agua a alta presión. Cuando la presión del pozo es alta, el preventor de explosiones puede cerrar la boca del pozo. También cuenta con un ariete inferior de cuatro vías que, cuando se presiona lodo dentro de la tubería de perforación, puede reemplazar el lodo invadido por gas, aumentar la presión de la columna de líquido y suprimir la expulsión de petróleo y gas a alta presión.

Existen varios tipos de preventores de explosiones, incluidos los preventores de explosiones ordinarios, de corte y giratorios. Los preventores de reventones ordinarios se activan en emergencias para manejar herramientas de perforación de diferentes tamaños y pozos vacíos, mientras que los preventores de reventones rotativos facilitan las operaciones de perforación y reventón. En la perforación de pozos profundos, a menudo se emplean combinaciones de dos preventores de explosiones ordinarios, preventores de explosiones por corte y preventores de explosiones rotativos.

Los preventores de explosiones anulares, a menudo combinados con preventores de explosiones de tipo ariete, crean un espacio anular sellado entre la sarta de tuberías y el pozo durante la operación. Si bien también puede funcionar de forma independiente cuando hay una sarta de tuberías, no se recomienda el uso de cierre prolongado después de algunos ciclos operativos.