Manual Curso de BOP

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EL CONJUNTO PREVENTOR DE REVENTONES REVENTONES (BOP) Pride Training Center

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EL CONJUNTO PREVENTOR DE REVENTONES REVENTONES (BOP) Pride Training Center

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Se trata de una parte del equipo tan confiable que generalmente no se la toma en cuenta. En realidad, este sistema 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. Estas características presentan ciertas limitaciones al sistema que la dotación debe conocer y observar con detenimiento. LA ORGANIZACIÓN ORGANIZACIÓN DEL CONJUNTO DEL B OP. El conjunto de BOP puede armarse según distintas configuraciones. El boletín RP53 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 o de tubería, según 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. K = 1.000 psi de presión de trabajo nominal. Los componentes mencionados se indican, leyendo de abajo hacia arriba, desde la pieza que se encuentra en la parte más alta del equipamiento permanente de la boca de pozo o desde el fondo del conjunto de BOP. Los conjuntos de BOP pueden ser identificados en su totalidad por simples denominaciones: 5K – 7 1/16 - RSRRA, 10K 13 5/8 = RSRRA, 10K 18 3/4 – RRRRAA El primero de los conjuntos anteriores de preventores tiene una presión de trabajo de 5.000 psi (345 bar), tendría un diámetro de 7 1/16 pulgadas (179,3 mm) y presenta la distribución que aparece en la figura 1 “A”. La figura 1, según el boletín RP53 de API que trata “Sistemas de equipamiento para preventores de reventones”, muestra tres de las diversas configuraciones posibles para un conjunto con un anular y tres esclusas. Probablemente, el tema mas importante relacionado con la organización del conjunto es determinar cual es el Pride Training Center

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peligro mayor que se puede presentar. En relación a este tema, es necesario considerar los siguientes puntos: 1. 2.

3.

4.

Los requerimientos para el conjunto deben establecerse sobre la base “por trabajo especifico”. Ninguna de las tres figuras que se muestran resulta adecuada para una extracción de tubería, esclusa, conforme a las reglas generales de extracción de tubería bajo presión. Para realizar una extracción esclusa bajo presión, la configuración mínima necesaria debe ser RRSRA. Las configuraciones “deseables” son infinitas, pero una cantidad mayor de esclusas hacen que el conjunto sea más pesado, más grande y más costoso, mientras que una cantidad menor reduce la flexibilidad y la seguridad. La constitución “optima” del conjunto es aquella que resulta adecuada para un trabajo en particular y el área en cuestión. Además, se debe diseñar también tomando en cuenta el nivel de seguridad necesaria.

Desde el punto de vista de las operaciones para el control de pozos, la finalidad de le conjunto del BOP es cerrar el pozo en la eventualidad de una surgencia, e incluso garantizar la mayor flexibilidad para las operaciones siguientes. Teniendo esto en cuento podrá observarse que muchas de las configuraciones posibles de le conjunto pueden dar resultados satisfactorios. Los temas más preocupantes con respecto a las operaciones de control de pozo son algunas limitaciones inherentes al diseño o a la operación del conjunto (tales como presión, calor, espacio, economía, etc.). LOS PREVENTORES ANUL ARES Los preventores anulares, a veces denominados preventores tipo “bolsa” (bag), tipo “esféricos” o simplemente “Hydril”, son casi con seguridad los dispositivos para control de la presión de cabeza de pozo más versátil jamás elaborado. El preventor anular se utiliza para cerrar sobre cualquier equipamiento que se encuentra dentro del pozo y como cabezal lubricador para mover o extraer la tubería bajo presión. La mayoría de los preventores anulares modernos se cierran alrededor del vástago, los portamechas, la tubería de perforación, la columna de trabajo, el tubing, el cable de perfilaje o, en caso de emergencia, el cierre total del pozo abierto. El preventor consiste en un empaquetador circular de “caucho” (packer), un pistón, un cuerpo y una tapa. Al bombear el fluido hidráulico hacia la cámara de cierre, fuerza el pistón hacia arriba o hacia delante, lo que provoca que el packer se contraiga hacia adentro. Pride Training Center

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La mayoría de los preventores anulares tienen un diseño para un a presión de cierre máxima de 1.500 psi (103,5 bar). No obstante, muchos BOP anulares tienen cámara de presión máxima de trabajo de 3.000 psi (207 bar). Debe advertirse que mover la tubería a través del preventor, a presiones de cierre elevadas, puede provocar desgastes y una falla temprana del packer. Es aconsejable revisar el manual de fabricación para conocer las características necesarias de presión operativa de los distintos preventores, y para saber cuál debe ser la presión de cierre recomendada, teniendo en cuenta la presión del pozo y el tamaño de la tubería en uso. Es fundamental recordar que el packer debe ejercer una presión de cierre suficiente en la tubería para que quede bien sellada, pero no que resulte excesiva, como para que el packer se deteriore. En general, para mover la tubería, la presión regulada para un preventor anular debe rondar los 800 psi (55,2 bar). El empaquetador de “caucho” que se encuentra en el preventor anular y lo hace flexible constituye la parte crítica del preventor y puede destruirse por mal uso. Uno de los principales problemas que se presentan es la aplicación de una presión de trabajo (acumulador) inadecuada sobre el preventor anular, lo cual pude provocar una falla en el empaquetador del preventor anular. Aunque el anular puede cerrar sobre una multitud de tuberías y formas, sólo debe probarse utilizando el cuerpo de la columna de trabajo. Hay ocasiones en las que un sello de particular resulta necesario; tal es el caso cuando se cierra alrededor de un cable de perfilaje o del vástago o cuando hay gas H 2S. Debe recordarse que estas operaciones pueden provocar desde la reducción del período útil del packer hasta su destrucción definitiva. Al utilizar el preventor anular, no se deben escatimar esfuerzos para aplicar la menor cantidad de presión posible. Una presión de cierre mínima mantendrá al packer en buen estado. Se requiere mayor cantidad de fluido hidráulico para cerrar un preventor anular que una esclusa (ariete) de tubería. Esto significa que lleva más tiempo cerrar un anular que una esclusa. Presiones de cierre más elevadas no implican una mejora del tiempo de cierre, como tampoco con las líneas de operación de diámetro mayor o con conexiones o reguladores más grandes.


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Puede mejorarse el funcionamiento del preventor anular del equipo si se toman los siguientes recaudos: 1. 2. 3.

4.

Almacenar lo empaquetadores en lugares fríos, secos y oscuros, mantenerlos lejos de los motores eléctricos. Nunca aplicar mayor presión de la necesaria en la unidad de cierre, en particular al mover la tubería. Resulta difícil mantener un buen control de calidad sobre los elementos grandes de “caucho” tales como los empaquetadores anulares. Probar con el empaquetador cuando se le coloca en el preventor, tal como lo requieren las normas de funcionamiento y conforme a las disposiciones gubernamentales. Revisar el manual de fabricación para obtener datos relacionados con el funcionamiento del preventor anular en uso. Puede haber importantes diferencias en cuanto a estos datos de acuerdo al tipo de preventor anular.

Debe destacarse que los empaquetadores de los preventores anulares pueden partirse para facilitar la remoción y colocación cuando no es posible sacar del pozo el vástago o la barra de sondeo. Los empaquetadores anulares pueden adquirirse de la fábrica ya partidos. Las empaquetaduras pre-partidas son muy convenientes en caso que el preventor anular vaya a usarse para la extracción de tubería. P r ev e n t o r e s a n u l a r e s d e p r o p ó s i t o e s p e c i al La mayoría de los fabricantes de equipos de BOP poseen una gran variedad de preventores tipo anulares de propósito especial. En general, la función de cada uno se reconoce por su denominación, a saber: BOPs rotativas, escurridores (stripper) de tubería, escurridores de cables de perfilaje, escurridores de varillas, prensaestopas y cabezas de circulación. Definición: PERFORACIÓN BAJO BALANCE (UBD) Perforación con presión de pozo inferior a la presión de la formación. • El atractivo de UBD• Mejor control del pozo y productividad • Menores costos de perforación • Velocidades mayores de penetración • Menor tiempo sin perforación • Mayor seguridad y protección ambiental • Menores volúmenes de líquidos de perforación • Menos problema de las zonas agotadas • Prueba de pozo mientras se perfora • Aumenta el límite económico en áreas maduras • Las aplicaciones están aumentando


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Aplicaciones en las que un cabezal rotatorio de control para perforación es una ventaja: CUANDO:

PORQUÉ:

•

•

•

•

Perforación bajo balance.

Perforación de flujo con nueva tecnología.

Perforación de pozos exploratorios y de desarrollo (Surgencias de gas H2S y/o de aire).

Aumentar la seguridad de los empleados.

•

Protección al ambiente con descargas mínimas.

•

Perforación en áreas pobladas.

•

•

Protección adicional contra incendios en el fondo del pozo.

•

•

Uso de sistemas de circulación inversa. Perforación con sistema de anillo cerrado.

Facilitar la recolección de muestras de la formación.

•

Perforación con aire, espuma, neblina, Nitrógeno u otros gases.

•

Ayudar a conservar y proteger las formaciones geológicas.

•

Perforación horizontal en arenas petrolíferas.

•

Mejorar el rendimiento del aparejo y reducir los costos de perforación.

•

Perforación geotérmica (con lodo o técnicas de perforación con flujo de vapor). •

Reparaciones utilizando estimulantes para el Yacimiento.

Estos equipamientos permiten la extracción o rotación de la tubería, del cable de perfilaje o de las varillas de bombeo y cumplen la función a que su nombre hace referencia, mientras el pozo se encuentra bajo presión. El packer es lo suficientemente flexible como para expandirse y contraerse de manera de adecuarse al tamaño y forma del elemento que se encuentra en el pozo. Mientras se mantenga la flexibilidad, es importante asegurarse de que las uniones de tubería (cuplas), los portamechas y otras conexiones se extraigan lentamente para evitar una falla prematura del empaquetador. Por lo general, estos preventores reemplazan al preventor anular estándar. Se accionan en forma manual, hidráulica o presentan un empaquetador asegurado en forma permanente que se encuentra siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Además, muchos modelos están equipados con alojamiento para cuñas.

He aquí un list ado de algun os de los A nulares que están en servicio en Pride (Perforación y Workover): Cameron D: Shaffer BC y Wedge: Hydril GK:


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Cameron D: El Anular Cameron D funciona con una presion de 1500 psi. Pero este Anular se le puede aumentar su presion hidráulica, por medio de una válvula reguladora del Anular, a 3000 psi de ser necesario. Tiene la empaquetadura mas chica del mercado y al igual que sus otros competidores también puede cerrarse totalmente sin tener tuberia alguna. Hay anulares con un rango de presion de trabajo desde los 2000 psi hasta 20000 psi. En el único diseño del Cameron D BOP Anular , la presión de cierre fuerza el pistón operativo y empuja una placa (la placa de empuje) y esta desplaza la arandela de sólido elastómero (Donut) hacia arriba obliga a la empaquetadura hacia el centro produciendo el cierre. Como los insertos del empaquetador, de acero reforzado, giran para formar un anillo de apoyo continuo de acero a la parte superior e inferior del empaquetador. Las inserciones permanecen entre sí en contacto si el empaquetador está abierto, cerrado en la cañería o cerrado en el pozo abierto.

Empaquetadura Anul ar Cameron D


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Shaffer BC

Esquema del BOP esférico Shaffer B C

La BC (Bolted Cover) que en español es Tapa Abulonada es de fácil acceso al cambio de empaquetadura, pues solo desenroscando los bulones de la tapa ya se puede realizar esa tarea. Pride Training Center

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La presion hidráulica máxima de operación es de 1500 psi. El sistema de sellos es un poco más complejo al sistema de la Hydril GK.

BOP esféric o Shaffer BC

Shaffer Wedge

Anular esférico Shaffer Tipo Wedge

Empaquetadu ra Shaffer

El BOP esférico Shaffer Wedge es utilizado a partir de diámetros de 13 5/8”, al igual que la BC su presión hidráulica máxima de 1500 psi.


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Tabla para Shaffer

Modelos y rangos d e máximos pasajes y máxima presión trabajo


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Hydril GK

Es el Anular más popular en la industria, su simplicidad de operación y mantenimiento y los escasos elementos en movimiento, lo ubican entre los preferidos. Su presion hidráulica máxima es de 1500 psi. Se tiene que utilizar la menor presion posible para realizar el cierre inicial, esto evitara que la goma se deteriore antes de tiempo. La presion del pozo ayuda a cerrar la empaquetadura una vez que procedemos al cierre del anular. Es recomendable disminuir la presion hidráulica a medida que aumenta la presion en el pozo. Los modelos que se encuentran operando en PRIDE de acuerdo con el máximo pasaje y la máxima presión de trabajo son: 7 1/16” – 10” – 11” – 13 5/8” y las máximas presiones , 3.000- 5.000- 10.000 psi. Su funcionamiento: La presion hidráulica levanta el pistón cónico apretando la goma (que se encuentra en su interior) contra la tapa obligándola a deformarse sobre la tuberia u otro elemento, o con el pozo abierto (solo recomendable ante una emergencia) logrando el sello.

Cerrado Total


Cerrado sobre un vástago

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Empaquetaduras (PACKERS)

Partes del Anu lar GK

La empaquetadur a se puede cor tar para cambiarl a, aun con el pozo bajo presion

El empaquetador o elemento sellador, tanto de los preventores anulares como de los de tipo esclusa se presentan en diferentes medidas y presiones nominales. Están hechos de un caucho de alta ductilidad o de un material tipo caucho que, por lo general, se moldea alrededor de una serie de lengüetas de acero, las cuales fortalecen y refuerzan el material utilizado. El empaquetador packer puede estar fabricado de una multitud de compuestos. Los más comunes son el caucho o goma natural, caucho nitrilo (buna-n) o neopreno. Estos compuestos están preparados para diferentes situaciones tales como: frío intenso, gas agrio y medio ambientes corrosivos. La Goma Natural es recomendable su uso para lodos base agua, ya que cualquier hidrocarburo afecta su integridad. Se puede trabajar con temperaturas extremas (-35°C hasta 107 °C). Sin banda La empaquetadura de Nitrilo (buna-n) es para ser utilizada en lodos base agua y lodos base aceite , también para fluidos de Workover. Sus temperaturas extremas son (-7°C a 107°C). Banda Roja La empaquetadura de Neopreno es solamente para fluidos base aceite y sus máximas temperaturas de operación son las siguientes: -35°C hasta 77 °C. Banda verde.


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Las presiones recomendadas para sacar o bajar tuberia a presión, esto es también llamado en ingles Stripping, consiste en tener cerrada la empaquetadura con una mínima presión hidráulica (tiene que existir un burbujeo en la parte superior de la empaquetadura) mientras realizamos la maniobra indicada, sacar o bajar tuberia, con el pozo en surgencia.

Todos los fabricantes recomiendan la instalación de un botellón con nitrógeno al lado del Anular en la Línea de cierre del circuito hidraúlico, con una precarga de 500 psi. Esto es para cuando la cupla de la tuberia pase por la empaquetadura esta empuja el pistón hacia abajo descargando el aceite en el botellón. Cuando pasa la cupla la empaquetadura cierra sobre el tubo, el aceite vuelve a empujar el pistón. De esta manera con una velocidad controlada sacamos o bajamos tuberia con el pozo bajo presion. Se tienen que calcular los volúmenes que tendremos que inyectar o purgar. P REVENTORES A ESCLUSA S La esclusa de tubería es el constitu yente básico del BOP. La confiabilidad de la esclusa se debe en parte a la simplicidad y en parte al esfuerzo puesto en su diseño. El preventor de esclusa es un bloque de acero que se recorta de manera de adecuarse al tamaño de la tubería alrededor de la cual va a cerrarse. En el recorte que cierra la esclusa alrededor de la tubería, se encuentra una empaquetadura de caucho autoalineable. Además, existe otro empaquetador de caucho similar (sello superior) en la parte de arriba de la esclusa que sella la parte superior del alojamiento de la esclusa en el cuerpo del preventor y así aísla la presión del espacio anular. Las esclusas vie nen en diferentes medidas y presiones nominales. Existen muchas clases de esclusas fabricadas a pedido, que se diseñan para usos específicos o para distintos tipos de equipo. Los BOP de esclusas pueden consistir desde juegos manuales simples de un solo juego de esclusas a cuerpos múltiples esclusas. Los de esclusas simples pueden tener un vástago pulido que se cierra al hacer girar las manijas que se encuentran a cada lado, y permite atornillar las esclusas hacia adentro y alrededor de la tubería. Pueden encontrarse conjuntos complejos de múltiples esclusas alojados en un único cuerpo y se operan por control de remoto de presión hidráulica. Las esclusas de la mayoría de los sistemas de BOP se cierran a través de pistones hidráulicos. El vástago del pistón esta aislado de la presión del pozo por medio de Pride Training Center

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sellos. Muchas esclusas también tienen un sello auxiliar plástico que puede energizarse para sellar sobre el vástago del pistón en caso de fallar el sello principal. Algunos sistemas de cierre de BOP de esclusa emplean un accionador tipo a tornillo para cerrar el preventor; sin embargo, por lo general, las normas establecen que los sistemas de BOP deben funcionar por sistema hidráulico. En caso de fallas en este sistema, la mayoría de las esclusas no pueden cerrarse en forma manual, salvo que estén equipadas con un sistema hidráulico de traba de esclusa. Una vez cerrados, la mayoría de las esclusas pueden ser trabadas (aseguradas) por sistemas de cierres hidráulicos o manuales (volante). La mayor parte de las esclusas están diseñadas de manera tal de permitir sellar la presión que proviene sólo del lado inferior. Esto significa que, al colocarla en posición invertida, la esclusa no va a mantener la presión. Además, no se podrá probar la presión desde el lado superior. Por consiguiente, debe tenerse sumo cuidado al armar un conjunto, ya que deben ubicarse con el lado correcto hacia arriba . El nombre del fabricante debería figurar en la parte superior en posición normal. Tanto las aberturas de circulación como las bocas de salida laterales deben estar ubicadas por debajo del alojamiento de la esclusa. Manteni m i e n t o p r e v e n t i v o Por lo general, la mayor parte de las esclusas de los preventores cierran normalmente con una presión d e 1.500 psi es una buena regla que no debe modificarse arbitrariamente. No se debe probar el funcionamiento de l as esclusas de tubería sin haber colocado, en los preventores, la tubería del tamaño correspondiente para evitar daños. Al cambiar las empaquetaduras de las esclusas, recordar que la mayoría de los problemas surgen por cierres y sellos de bonete o compuerta inadecuados. Es importante inspecciones y reemplazar estos sellos todas las veces que sea necesario, cada vez que se cambien las esclusas. Tanto las Barras de Sondeo como tubing pueden m overse a través en las esclusas accionadas. Para ello, la presión de cierre debe reducirse hasta 200 o 300 psi (13,8 - 20,7 bar) para disminuir el desgaste de la superficie de la empaquetadura. Tomando en cuenta que la presión de accionamiento de las esclusas de tubería es reforzada en varios grados por la acción de la presión del pozo y que las esclusas de cierre tienen diferentes tamaños, entonces resulta necesario regular la presión de operación de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Debe minimizarse el movimiento de la tubería a través de las esclusas de tubería, en particular los cambios bruscos de dirección de movimientos.


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Los preventores esclusas en uso en Pride son: Shaffer LWS, Sentenial, Chasovo y, Cameron U, Wenlen: Comenzaremos con la línea Shaffer

B op Ram o esclusas Shaffer ofrecen la confiabilidad de campo probada sellando alrededor de la tubería y por el pozo abierto y cortando la tubería si es necesario. *Requiere de un mantenimiento mínimo. Los preventores Ram de Shaffer tiene n una altura global baja comparada con otro preventor Ram. *Los modelos dobles y triples están disponibles. Los modelo s dobles y triples ganan espacio y peso combinando dos o tres Ram en uno unificando el cuerpo. *Cubre todos los requisitos ambientales por H2S conforme al AP I. Tienen compartimientos de Ram inclinados hacia el pozo que permiten que el barro y la arena descarguen hacia el. Esto guarda la cavidad del Ram libre de barro endurecido y demás sustancias indeseables. *Las empaquetaduras del Ram tienen una vid a larga en rutina de operaciones de perforación y stripping *Pueden cambiarse lo s Ram fácilmente sin romper o rehacer las conexiones hidráulicas, incluso con la cañería en el pozo. *El pistón único en operación hidráulica tie ne un número mínimo de partes trabajando. Esto asegura una confiabilidad alta y un mantenimiento bajo. *Las conexiones disponibles son: Bridadas, esparragadas en la mayoría de los modelos


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Shaffer Sentenial

Los preventores a esclusa Shaffer Sentenial están disponibles con dos diámetros: 7 1/16” y 9” las máximas presiones de trabajo es de 3000 psi. Las esclusas que usan son distintas en los dos diámetros. Ti po 64 en 9” – 3000 psi y Tip o 72 en 7 1/16”- 3000 psi.


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BOP ESCLUSA SHAFFER LWS

El preventor a esclusas Shaffer LWS es sin duda uno de los mas populares BOP a esclusa de la industria. Su rango de preventores abarca desde 7 1/16 “ , 9” , 11” – 5000 psi , también 9” y 11 “ 3000 psi. Su presión máxima de operación hidráu lica es de 1500 psi. Ocupa Rams tipo 61 y 70 según pasaje y presión. *Las esclusas soportan una carga 600,000 libras de tubería si es necesario Estas esclusas están diseñadas para conformar a los requisitos de H2S. *Con el sello secundario del eje del pistón están equipados todos lo s preventores a esclusas LWS excepto 4 1/16" 5,000 y 10,000 psi; 7 1/16" 5,000 psi; y 11" 3,000 psi . *Se reemplazan los esclusas fácilmente. Ellos resbalan horizontalmente hacia el eje de la esclusa. Sistema Hidráu lico La presión hidráulica re querida para cerrar un BOP LWS es de 1,500 psi con una presión proporcional en el pozo. Cualquier sistema de acumulador de campo puede usarse para operar estos BOP.


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Modelo LWS Sistema de traba manual Los pistones de la traba manual mueven hacia el centro y cierran los Ram cuando la presión hidráulica es aplicada. Si es necesario, los ram pueden quedar manualmente asegurados en la posición cerrado dándole las vueltas hasta que el seguro choque contra la cabeza del pistón.. A falta de presión hidráulica, las esclusas pueden cerrarse manualmente. Para abrirlas deberá retirar primero el seguro , pues no se puede hacer la apertura manualmente, una vez retirados los seguros se puede hacer la apertura con la presión hidráulica. Los ejes para cerrar manualmente son visibles de afuera y proporcionan un indicador de posición de las esclusas conveniente. Los Multi Rams pueden usarse en casi todas las BOP Shaffer y van, según el diámetro nominal de la BOP , desde 2 3/8” hasta 5”. Los SHEAR RAMS, se pueden usar solamente si la BOP tiene cilindros especiales hidráulicos de 14” , por la fuerza necesaria para cortar tuberías. SHAFFER Modelo Chasovoy

Los BOP esclusas Chasovoy d e Shaffer fue desarrollado para satisfacer, el criterio operacional y económico y las ventajas siguientes: *El único diseño permite el funcionamiento manual o hidráulico *El funcionamiento manual incorpora un diseño innovador y propi o *Liviano, chico, transportable y fácil instalar. *El reemplazo de las partes simple. Barato, pe ro diseñado conforme a las normas de calidad altas de Shaffer de rendimiento y confiabilidad Fu ncionamiento Hidráulico La habilidad del Chasovoy al ci erre o a la apertura de las esclusas manualmente lo hace verdaderamente único. El torque máximo al cierre y sello de las esclusas es de sólo 735 pie/lb. Operar el BOP Ram Chasovoy hidráulicamente, es muy simple, retire el eje activo del pistón hacia atrás si es que esta cerrado y conecte a la unidad del acumulador a las conexiones de apertura y cierre del preventor. El Chasovoy puede convertirse de manual al funcionamiento hidráulico en el campo. Compacto y fácil de manejar Los BOP Ram Chasovoy son ligeros, cortos y fáciles de manejar durante el transporte, y son rápidos para instalar. El modelo simple es de 11 1/4" de alto. El unificado doble es sólo 20 1/2" de alto que es significativamente más corto que dos Pride Training Center

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individual o simple Ram juntos. Esto puede representar una diferencia real cuando el espacio es una necesidad. El Reemplazo de las partes El reemplazo de las partes en e l Chasovoy ha sido hecho simple. El Chasovoy se diseña a las normas de Shaffer de rendimiento y f iabilidad. Con buen desempeño durante las operaciones de Workover, Pulling, Fractu ras y Perforación. Shaffer LWP

El Shaffer LWP es de similar características que el LWS. Se encuentra en el rango de máximo pasaje de 9” – 3000 psi Utiliza esclusas tipo 64

Los MULTI RAMS pueden usarse en casi todas las BOP Shaffer, y van, según el diámetro nominal de la BOP, desde 2 3/8 ” hasta 5” Los SHEAR RAMS, se pueden usar solamente si la BOP tiene cilindros especiales hidráulicos de 14” de diámetro, por la fuerza necesaria para cortar las tuberías QUE SE INCREMENTA AL OPERAR CON PRESION EN UN DIAMETRO MAYOR DE CILINDRO.

Esclusa de corte


Multi Ram

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Esclusa parcial

Conjunto BOP SHAFFER CAMERON U La CAMERON “U” es una de las mas utilizadas de todas las BOP a esclusa-Tiene con respecto a la Shaffer menores problemas de operación, mas simplicidad para el cambio de rams, (se abre hidráulicamente) , menos problemas en el circuito hidráulico , etc. Barre todos los diámetros y presiones , desde 7 1/16 - 3000 hasta 15.000 y hasta 20 ¾ y 21 ¼ - 2.000 psi


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Esclusas de t ubería Las esclusas de cierre sobre tubería están preparadas para cerrar sobre la tubería. La ventaja y limitación fundamentales de una esclusa de tubería es el recorte de medio círculo en el cuerpo de la esclusa. La finalidad del recorte es poder cerrar y proveer un buen sellado alrededor de una tubería de tamaño o diámetro particular. La mayoría de las esclusas cuentan con guías para central la tubería. El recorte del cuerpo de la esclusa se adapta casi perfectamente a la circunferencia de la tubería. Mientras que puede cerrarse alrededor de una tubería, que presente una pequeña conicidad, no se cerrará alrededor de una unión de tubería sin dañarla o dañar la cara de cierre de la esclusa. Debe tenerse mucho cuidado al cerrar la esclusa que se encuentra cerca de una unión, en especial con barras de sondeo de aluminio, ya que éstas tienen un recalque de mayor tamaño y longitud que las de acero. Pride Training Center

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El sistema hidráulico Cameron tipo U está diseñado para trabajar bajo presión de 1.500 psi. Justo como en el caso de todos las demás preventores de esclusas, la presión del pozo ayuda en el cierre de las esclusas. Es posible colgar un sondeo de perforación de cuplas con un hombro de 90° o 18° en las esclusas. Se debe tener PRECAUCIÓN cuando se utilizan las esclusas Variables. Tiene un cuerpo forjado que consta de: • un pasaje vertical central para pasar las herramientas • un pasaje horizontal en el cual se mueve un conjunto de dos esclusas. A cada lado del cuerpo: (figura 1) • una brida intermedia (3) • una tapa (bonete)(15). Cada brida está asegurada a la tapa con tornillos de cabeza ranurada y cada conjunto de brida + tapa se asegura al cuerpo con 4 pernos (12). El sellamiento entre la brida y el cuerpo se asegura con un O-Ring (anillo en O) que según las recomendaciones de los fabricantes, debe reemplazarse únicamente cuando se daña. Cada esclusa se asegura a una varilla del pistón, la cual está en el centro del pistón (5). Los pistones (9) y (10) tienen extremos roscados que se aseguran directamente al cuerpo. Los dos pistones guían las tapas y tienen las siguientes características: • El pistón (10) ubicado en el lado del cierre tiene un hueco central que se comunica por medio de su varilla con el circuito de cierre. • El pistón (9) ubicado en el lado de apertura es completo. El circuito emerge por detrás del pistón y corre hasta las 2 aperturas. • Se utilizan dos tornillos de cierre (8) para cerrar los arietes en posición cerrada. • La brida intermedia del cuerpo-a la-tapa en la que se desliza la varilla del pistón está equipada con un anillo de sello de pestaña en el lado del pozo y un O-Ring en el lado de cámara de operación del pistón. Se encuentra un puerto de venteo o alcahuete (que permite la detección de una eventual fuga) así como un sistema de diseño adicional de empaque plástico entre los dos anillos.

E

Alojamiento camisa de operación Pistón de Operación


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Camisa de operación

Empaquetadura de pistón de operación

Brida intermedia

Ram de corte

Esclusas Las esclusas constan de tres piezas: • el bloque metálico, • un sello superior, • un empaque frontal: en el caso de las esclusas ciegas, las esclusas parciales y las esclusas de revestimiento. Los dos sellos se aseguran mediante dos pines que traban . Las esclusas ciegos de corte se utilizan en situaciones de emergencia para cortar a través de los tubos, a la vez que para asegurar el sellamiento total y su composición se ilustra en la figura . Las esclusas de corte son otra clase de esclusa de tubería que tienen hojas filosas especiales para cortar tubulares (tubing, barras de sondeo, portamechas, etc.). Dependiendo del tipo de esclusa de corte y del tubular a cortar, deberán utilizarse presiones mas elevadas que las Pride Training Center

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reguladas normales y/o “potenciadores” (booster) hidráulicos. Las esclusas de corte tienen tolerancias de cierre pequeñas. En el momento de probar su funcionamiento, no deben cerrarse bruscamente haciendo uso de una presión elevada, sino a través de una presión reducida de aprox. 200 psi (13,8 bar.). Cuando se prueban las esclusas de corte, el material de la empaquetadura se extruye. Dado que el volumen de la empaquetadura de las esclusas de corte es pequeño, muy pocos ensayos de presión pueden llevarse a cabo y conservar la capacidad de sello. No efectuar ensayos de presión de las esclusas de corte más de lo necesario. E s c l u s a s c i e g as / d e c o r t e Las esclusas ciegas/de corte combinan las ventajas de las esclusas ciegas o de cierre de pozo abierto con las de cortadoras. Tienen la ventaja adicional de cortar la tubería para luego proceder a sellar la abertura del pozo. Otra condición favorable de las esclusas ciegas/de corte es el espacio que se gana al utilizar un solo juego, en lugar de dos; para realizar las tareas necesarias.

Esclusas de corte

E s c l u s a s d e d i á m e t r o V a r i a b l e s C am e r o n Las esclusas del tipo variables se ajustan para cerrarse en diferentes tamaños de diámetros de tubería. Se fabrican de acuerdo con el principio del empaque del anular Cameron D. Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan sobre distintos diámetros de tuberías o vástagos hexagonales. También pueden servir como esclusa primaria para un diámetro de tubería y de reserva o alternativo para otro diámetro Pride Training Center

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distinto. En aquellos pozos con columnas de diámetro combinados y en los que el espacio resulta muy importante, pueden utilizarse esclusas de diámetro variable. Además, la colocación de un juego de esclusas de diámetro variable en el preventor evita un viaje de ida y vuelta del conjunto submarino del BOP. Esto se debe a que no es necesario cambiar las esclusas al utilizar columnas de tubería de diferentes tamaños. El empaque contiene inserciones reforzadas de acero similares a las del empaquetador del BOP anular, Cameron D. Estas inserciones rotan hacia adentro al cerrar las esclusas; de esta manera, el acero provee el soporte necesario para el caucho que sella la tubería. En los ensayos estándar de fatiga, las empaquetaduras (gomas) de esclusas de diámetro variable se desempeñan en forma comparable a los empaquetadores de esclusa de tubería. Las esclusas de diámetro variable son adecuadas para servicio en H 2S.

Diámetro de Preventor es (en pulgadas) (en milímetros) (7 1/16) 179,38 (7 1/16) 179,38 1 (7 /16) 179,38 (11) 279,4 (11) 279,4 (11) 279,4 (13 5/8) 346 (13 5/8) 346 (13 5/8) 346 5 (13 /8) 346 (16 3/4 ) 425,4 3 (16 /4 ) 425,4 (18 3/4 ) 476,2 (18 3/4 ) 476,2 (18 3/4 ) 476,2

Variació n del tamaño de la tubería (en pulgadas) (en milímetros) (2 7/8 - 2 3/8 ) 73 - 60,3 (3 1/2 - 2 3/8 ) 88,9 - 60,3 7 (4 - 2 /8 ) 101,6 - 73 (2 3/8 - 3 1/2 ) 60,3 - 88,9 3 (5 - 2 /8 ) 127 - 60,3 (5 - 2 7/ 8 ) 127 - 73 (5 - 2 7/ 8 ) 127 - 73 (5 1/2 - 3 1/2 ) 139,7 - 88,9 (6 - 3 1/2 ) 152,4 - 88,9 5 (6 /8 - 5) 168,2 - 127 (5 - 2 7/ 8 ) 127 - 60,3 1 (7 - 3 /2 ) 177,8 - 88,9 (5 - 2 7/ 8 ) 127 - 73 (5 3 1/ 2 ) 127 - 88,9 (75/8 - 3 1/2 ) 193,6 - 88,9

Tabla de Esclusas Variable


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Apert ura de las t apas o Bonetes La presión de cierre hidráulico de las esclusas se utiliza para abrir las tapas (bonnets) cuando se cambian las esclusas. Para esta operación: • Se desatornillan los 8 pernos - 4 a cada lado de la BOP. Estos se sostienen mediante un clip y no pueden caer. • Se aplica presión en el lado del cierre. El conjunto de tapa + brida se libera del cuerpo, y se aplica presión en: - las cámaras A y B, separando así las tapas. - los cilindros de operación, poniendo los pistones y luego las esclusas en posición cerrada. Queda suficiente espacio entre el cuerpo y las tapas para retirar las esclusas utilizando las argollas de izaje. Para cerrar las tapas: se invierte la presión, aplicada a través del lado de apertura en la cámara A y B. Las tapas se cierran cuando las esclusas se abren. Esta presión se debe retener durante el aseguramiento de los pernos.


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CIERRE DEL BONETE

Las cavidades de las BOP Cameron U tienen tolerancias muy pequeñas, sin embargo, aun fuera de las tolerancias, empaquetan. La reparación de los alojamientos no es simple y debe hacerse en talleres autorizados Cameron. Suelen tener inconvenientes en las empaquetaduras de cilindro de las tapas intermedias – Es de fácil reparación Las pérdidas por esas empaquetaduras del cilindro, se ven por fugas en los denominados “alcahuetes”, que son orificios en la brida intermedia que comunican la espalda del conjunto de empaque con el exterior. Se puede operar energizando la empaquetadura con la llamada “grasa de vela”, que es una grasa pesada sellante. Esto sirve para salir del paso en el momento, luego se debe reparar. El interior de la BOP de perforación debe lavarse al finalizar el pozo. Esto se hace simplemente con una barra ciega con orificios de 10 mm , a 180º llamado jet ti ng, bombeando agua limpia a presión. Esto evita la corrosión por cáscaras de lodo en el interior de los alojamientos. Verificar el estado de los rams parciales, cada vez que se cambie rams para entubar u otra maniobra – es importante conocer en que estado están: Los rams no deben tener golpes y los empaquetadores deben tener gomas en condiciones, sin mordeduras, quebraduras, etc. TESTEAR LAS BOP de acuerdo a los procedimientos o a RP53 en cada pozo. Con tapón o con copa, según sea la operación y las exigencias del cliente. VERIFICAR QUE LAS BOP TENGAN CERTIFICACION RP53 – ESTO SE DEBE HACER SEGÚN API CADA 5 AÑOS. Esta certificación exige el desmontaje completo de la BOP , verificación de medidas y tolerancias en bridas, alojamientos, elem. internos, etc. y el CAMBIO COMPLETO DE TODOS LOS ELASTOMEROS DEL PREVENTOR. Pride Training Center

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Verificar que todos las mangueras de presión hidráulica estén correctamente protegidas (revestidas), antes de montar el BOP Verificar que todos los terminales estén limpios antes de acoplarlos al BOP o a los caños del rack (guitarra) Verificar los niveles de aceite en el acumulador antes de iniciar las pruebas. Seguridad de operación: Verificar durante las pruebas, que no exista personal no autorizado en el área de testeo. Verifique las posiciones de las válvulas durante las operaciones - la válvula de cierre total debe tener algún sistema de bloqueo que impida cierres accidentales. EMPAQUETADURA PISTON OPERACION


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El Flex Packer cierra sobre un rango de diámetro predeterminado


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BOP ESCLUSA WENLEN

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BOP ESCLUSAS WENLEN 7 1/16” – 3000 psi


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LISTA DO DE PARTES WENLEN 7 1/16” 3000 PSI


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BOP ESCLUSAS GUIBERSON Los preventores de surgencia compactos Guiberson son específicamente diseñados para servicios de Pulling, Workover y también en perforaciones a baja profundidad. Ellos trabajan hasta una presión del pozo de 3000 psi. Abren y cierran fácilmente ya sea manualmente o hidráulicamente. Las esclusas en el preventor Guiberson aseguran un positivo y completo sello. Las esclusas se diseñan para posicionar la cañería en el centro de la unidad.

Cambio rápido de la Empaquetadura de caucho Pueden cambiarse las esclusas Guiberson rápidamente y fácilmente, incluso mientras la cañería está en el pozo. Sólo seis espárragos se destornillan para quitar la placa. Con las placas removidas, ambos conjuntos de esclusas son accesibles. La nueva empaquetadura es fácilmente cambiada. Ninguna herramienta se necesita para instalarla. Se fabrican los preventores de Guiberson para la alta resistencia para el estallido Tiene acero tratado y es compacto y fácil manejar. Con este diseño compacto, cada preventor de Guiberson solo mide 11-1/2” de altura.


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Con una presión hidráulica de 2,000 psi cierra en menos de 2 segundos. Disponible con los mandos duales para los dos el equipo suelo o el funcionamiento remoto, puede operarse con el sistema hidráulico de los equipos o, usando un sistema del bomba-acumulador separado, con un equipamiento impulsado con aire, electricidad, o diesel. Se proporcionan con mandos manuales que permiten cerrar en forma manual las esclusas positivamente, una vez cerrado, proporciona un mecanismo del cierre alternado para la seguridad.(seguro) Precaucio nes Generales El interior de la BOP de perforación debe lavarse al finalizar el pozo. Esto se hace simplemente con una barra ciega con orificios de 10 mm, a 180º llamado jett ing, bombeando agua limpia a presión. Esto evita la corrosión por cáscaras de lodo en el interior de los alojamientos. Verificar el estado de los rams parciales, cada vez que se cambie rams para entubar u otra maniobra – es importante conocer en que estado están: Los rams no deben tener golpes y los empaquetadores deben tener gomas en condiciones, sin mordeduras, quebraduras, etc. TESTEAR LAS BOP de acuerdo a los procedimientos o a RP53 en cada pozo. Con tapón o con copa, según sea la operación y las exigencias del cliente. Pride Training Center

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VERIFICAR QUE LAS BOP TENGAN CERTIFICACION RP53 – ESTO SE DEBE HACER SEGÚN API CADA 5 AÑOS. Esta certificación exige el desmontaje completo de la BOP, verificación de medidas y tolerancias en bridas, alojamientos, elementos internos, etc. y el CAMBIO COMPLETO DE TODOS LOS ELASTOMEROS DEL PREVENTOR. Verificar que todos las mangueras de presión hidráulica estén correctamente protegidas (revestidas), antes de montar el BOP. Verificar que todos los terminales estén limpios antes de acoplarlos al BOP o a los caños del rack (guitarra). Verificar los niveles de aceite en el acumulador antes de iniciar las pruebas. Seguridad de operación: Verificar durante las pruebas, que no exista personal no autorizado en el área de prueba. Verifique las posiciones de las válvulas durante las operaciones - la válvula de cierre total debe tener algún sistema de bloqueo que impida cierres accidentales.

Válvula del Total con protección Prueba del Conju nto BOP Las BOP deben testearse según lo que indica la Norma API RP 53 de la siguiente manera: Las BOP deberán ser testeadas con la siguiente frecuencia a los valores de las tablas de la norma: • Antes del inicio del pozo o al montaje. • Luego de cualquier reparación o desconexión de cualquier componente del sistema hidráulico. • En tiempos no mayores a 21 días. Pruebas de BOP según la nor ma API RP 53 TEST INICIAL: Las BOP deberán ser probadas en baja y alta presión: Baja: 200-300 psi Al ta: A la presión nominal para las BOP esclusas y al 70% de la presión nominal para las anulares, excepto, si están montadas, si no excede la presión de otro componente del conjunto de menor presión nominal. Las presiones deben mantenerse por lo m enos por 5 minutos. Pride Training Center

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EJEMPLOS DE DAÑOS

RECOMENDACIONES No operar con perdidas en el circuito hidráulico o de sello de boca de pozo. Verificar el funcionamiento de los sistemas de cierre manual. No colgar las BOP de los bonetes. Verificar la alineación de la boca de pozo, cada vez que se monta EL EQUIPO. Cambiar los anillos cada vez que se desarmen dos bridas. Las BOP suelen tener problemas en los sistemas de cierre manual – verificar funcionamiento (Juegos en roscas, mal los encastres de cuadrantes, etc.)


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UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESIÓN La BOP para equipos de perforación rotativos datan de principios de siglo. Sin embargo, recién en la entrada de la década del 50 aparecieron buenos métodos de cierre de preventores. Las unidades más antiguas de BOP 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 fluidos. 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 practica 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 muy especial de productos químicos y agua que s 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 vejigas de goma, pueden cristalizarse y reventar.


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Acumul ador de presión

UNIDAD ACUMULADOR DE 3000 PSI El acumulador hidráulico y comando de las BOP es un sistema que permite acumular Volúmenes de fluido hidráulico a la presión necesaria de accionamiento de las BOP, para operar estas rápidamente. Los acumuladores pueden contener fluido en los equipos de PRIDE y en la mayoría de los equipos del resto de la industria, a 3000 psi. Los elementos BASICOS que conforman un acumulador son: • • • • • •

Botellones de acumulación del fluido Bombas hidráulicas de carga – neumáticas / eléctricas Válvulas de comando de cuatro vías y tres posiciones (abierto-neutro-cerrado) Válvulas reguladoras de presión. Tanque de reserva de fluido Presostatos de accionamiento (dispositivo eléctrico que para o acciona la bomba hidráulica según el rango de presión que ha sido calibrado)

BOTELLONES DE ACUMULACION: Hay de varios diseños y de diferentes volúmenes. Básicamente es un recipiente recargado con Nitrógeno gaseoso a una cierta presión, al cual se le bombea fluido hidráulico, comprimiendo así el nitrógeno y por tanto dejando el fluido también con una presión mayor. Son recipientes cilíndricos o esféricos, con un sistema interno para separar el nitrógeno del fluido hidráulico. Hay dos tipos clásicos: • A flotante. • A cámara o vejiga. Pride Training Center

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A f lotante: Es el típico de Cameron, esférico o cilíndrico. Un flotante interior con una varilla guía, separa el gas del fluido. Cuando se descarga, el flotante baja, y la varilla acciona una válvula, para impedir que se escape el gas. Es algo complicado, puede mezclarse el gas y el fluido. Suele fallar el sistema de válvula inferior.

Este sistema de acumulación de presión con flotante como separador del nitrógeno y el fluido hidráulico es recomendado en equipos que no se movilizan desmontando los equipamientos, como plataformas en el mar, barcos de perforación, etc. A Vejiga de goma: Es el típico de Koomey, cilíndrico. Una cámara interior contiene el nitrógeno, que se comprime al bombear el fluido. Cuando se descarga, lo que sucede es que la cámara se expande con el gas al disminuir la presión exterior. Es menos complicado. Suele fallar mas seguido por “pinchaduras” de las cámaras. Volumen típico: 11 galones (10 galones netos).


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El volumen necesario de fluido bajo presión acumulado para operar una BOP se obtiene conectando en paralelo varios botellones a través de un colector. El requerimiento del volumen necesario esta en la norma API RP 53.

Botellón con vejiga de goma


Reemplazando una vejiga de goma

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ACUMULADOR TIPICO DE PRESION


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TIPICO SISTEMA DE CONTROL BOP DE SUPERFICIE 1. Acumuladores - precarga 1000 psi Ad vertenci a! USE NITRÓGENO SOLAMENTE Compruebe cada pozo y no mas de 60 días. 2-Válvula manual, de aislamiento del Banco del Acumulador, normalmente abierto 3. Válvula - normalmente cerrada. 4. Válvula de alivio del sis tema acumulador – Regulada en 3300 PSI 5. Filtro de aire - Drenaje automático. Limpie cada 30 días. 6. Lubricador del aire - llene con aceite lubricante SAE 10, sistema para 6 gotas por minuto. Compruebe el nivel de aceite semanalmente. 7. Manómetro Presión de aire -0 a 300 PSI. 8. Presostato Presión Hidroneumática - para automáticamente el aire a las bombas cuando la presión alcanza 2900 o 3000 psi y comienza cuando la presión cae a 2700 psi. 9. Válvula de sumi nist ro de aire Normalmente abierta. Ciérrese al realizar mantenimiento a las bombas operadas con aire. 10. Válvul a de succ ión, Bombas operadas con aire Normalmente abierta. Ciérrese al realizar mantenimiento a las mismas 11. Filt ro de succ ión, bombas operadas con air e. Limpie cada 30 días. 12. Bomb as operadas con aire. 13. Válvul a de retención Bom bas operadas con aire 14. B omba Duplex o Triplex Llene el cárter del motor con aceite SAE 20. Compruebe el nivel de aceite mensualmente. 15. Protector de cadena – Agregue aceite SAE 40. Compruebe el nivel de aceite Mensualmente. 16. Motor eléctrico(a prueba de explosiones) . .

17. Presostato de Presión Eléctri co Para automáticamente las bombas cuando la presión del acumulador alcanza las 3000 psi y pone a funcionar la Bombas cuando la presión cae a 2700 psi. 18. Ar rancador del motor eléctrico – Mantener el interruptor en la posición " auto " Excepto al realizar mantenimiento colocar en “OFF” . 19. Válvula de succi ón, Triplex o Duplex Normalmente abierta. Ciérrese al realizar mantenimiento a la bomba. 20. Filtro tamiz de la succión, bomba Triplex o Duplex- limpie cada 30 días. 21. Válvula de r etención de la descarga de la bomba Duplex o Triplex. 22. Filtro t amiz de alta presión Limpie cada 30 días. 23. Válvula - Normalmente cerrada 24. Válvula reguladora presi ón manifold Regula la presión de funcionamiento a Preventores de Ram y válvulas de compuerta. Manualmente ajustable a partir de 0 a 1500 psi, contiene un by-pass interno para presiones de 3000 psi.(véase Nº 39) 25. Válvula reguladora manifold Interno Normalmente en baja presión (posición izquierda).Para las presiones de funcionamiento sobre l 500 PSI (Preventores de Ram y válvulas de compuerta), se coloca en alta presión (posición derecha de la manija). 26. Válvula cuatro vías 3 posi cion es 3.000 PSI W.P. Dirige el flujo de presión del fluido de funcionamiento a Preventores de Ram y válvulas de compuerta. NUNCA COLOCAR EN NEUTRO 27. Válvula de Purga presión manifold. 28. Manómetro presió n del acumulador Rango 0 a 6000 PSI

30. Válvula reguladora presión Anul ar Proporciona la regulación independiente De la presión de funcionamiento del anular Ajustable a partir de la 0 a 1500 psi. puede proporcionarse la regulación hasta 3000 psi, para Anular Cameron tipo D. 31. Manómetro presió n del acumulador Rango 0 a 3000 psi y puede colocarse uno de rango 0-6000 psi para Anular Cameron D. 32. Transmisor Presión Anular (transmitter) - entrada hidráulica, 3-15 psi de salida del aire. 33. Transmisor Presión del acumulador (transmitter) - 0 a 6000 psi entrada hidráulica, 315 PSI de aire salida. 34. Transmisor Presión manifold (transmitter) - 0 a 10.000 psi entrada hidráulica, 315 psi de aire salida.(el transmisor convierte la presión hidráulica de en presión de aire y calibra la señal al manómetro de aire correspondiente en el panel de control remoto del perforador. 35. Caja de conexión de aire - usada para Conectar las líneas de aire del panel de mando a distancia. 36. Tanque de reserva de flui do – Llenado hasta 8 pulgadas del techo del tanque con aceite hidráulico del SAE 10 y a presión atmosférica. 37. Tapa de insp ección (unidades Serie T). 38. Ventana de inspección , nivel fluido (Unidades de Serie T). Opción disponible en unidades con manifold de presión de trabajo de 5000 PSI. 39. Válvula by-pass Interruptor de Presión hidroneumática. . 40. Válvula de aislamiento nor mal de la presión—abierta normalmente. Ciérrese para Presiones mayores de 3000 psi. 41. Válvula de alivio – Regulada a 1700 psi

29. Manómetro presión del manifol d Rango - 0 a 10.000 PSI 30. Válvula reguladora presión Anul ar


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Bombas Hidráulicas del Acumulador Hay dos tipos de bombas: • Neumáticas • Eléctri cas Las bombas neumáticas consisten en un actuador o cilindro neumático de doble efecto que mueven un pistón que presuriza fluido hidráulico. Las bombas eléctricas son similares a una bomba triple de émbolos buzos. Es una caja mecánica y un cuerpo hidráulico en miniatura.

Bomba eléctrica

Bomba Neumática


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Válvulas del Acumulador Hay dos tipos de válvulas: Válvulas de 4 vías Válvulas reguladoras Las válvulas de 4 vías son válvulas que permiten la comunicación de la presión del Manifold que viene de los botellones, con la alimentación a la entrada de accionamiento de la BOP, y el retorno de la línea al tanque. También permiten en otra posición la alimentación de presión a la entrada de la apertura de la BOP y el retorno al tanque. • •

Válvul as de 4 vías y 3 posiciones

Las válvulas 4 vías y 3 posiciones siempre que el acumulador esta en operaciones deberán permanecer, abiertas o cerradas de acuerdo a la función, nunca neutro.


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Válvulas reguladoras

Válvulas reguladoras de presión

Mantenimiento del sist ema de acumulació n de presión Debe realizarse 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. 2. 3.

Limpiar y lavar el filtro de aire Llenar el lubricador de aire con aceite SAE 10 (o el que se especifique). Verificar el empaque de la bomba de aire. El empaque debe estar lo suficientemente flojo para que el vástago 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 alemite de grasa en el brazo de la armadura de montaje y, por lo general, una copa engrasadora para el vástago del émbolo. 10. Limpiar el filtro de aire que se encuentra en la línea del regulador. Pride Training Center

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Verificar la precarga de los botellones individuales del acumulador (la lectura debería rondar los 900/1100 psi). R eq u i s i t o s d e v o l u m e n El sistema de 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 de EE.UU.) requiere una vez y media mas 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 se 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 10 galones (37,8 litros) tiene un volumen aprovechable de aprox. 5 galones (18,9 litros). En general, los de tipo esfera de mayor tamaño tienen un volumen de 80 galones (302,8 l) y un volumen aprovechable de 40 galones (151, 4 l). EJEMPLO 1 Requerimientos estimativos de volumen del acumulador, utilizando un factor de cierre de 1,5: Preventor anular Hydril GK 13 5/8 (346 mm.) para cerrar (68,06 l)

= 17,98 gal

(3) Esclusas Cameron tipo U 13 5/8 (346 mm.) para cerrar (65,86 l)

= 17,40 gal

5,8 galones (21,95 l) x 3 juegos de esclusas ______________________ TOTAL = 35,38 gal (133,921 l) Requerimiento del acumulador (factor de cierre de 1,5) = 35,38 galones (133,92 l) x 1,5 = 53,07 galones (200,89 l) aprovechables. 53,07 galones (200,89 l) se redondean al múltiplo de 10 más inmediato en galones y se obtiene un total de 60 galones (227,1 l) de fluido aprovechable.


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Del ejemplo procedente surge que se necesitan doce botellones de 10 galones (37,8 l), lo que daría un resultado total mínimo de 60 galones (227,7 l) de fluido aprovechable. Siempre que se utilice un sistema acumulador que no sea el de 3.000 psi (206,8 bar) o sea necesario seguir requerimientos exactos, deberán realizarse, en forma precisa, los cálculos adecuados. F l u i d o s d e c ar g a d e a c u m u l a d o r 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 “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 de el conjunto BOP. L a p r e c ar g a d e n i t r ó g e n o Un elemento importante del acumulador es la precarga de nitrógeno de 1.000psi (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. 1. 2. 3. 4. 5.

Cerrar el paso de aire a las bombas de aire y de energía a las bombas eléctricas. Cerrar la válvula de cierre del botellón Abrir la válvula de purga y purgar el fluido hacia el reservorio principal. La válvula de purga debe permanecer abierta hasta verificar la precarga. Quitar la protección de la válvula de precarga del botellón del acumulador. Enroscar el conjunto de carga y medición. Abrir la válvula de precarga del acumulador 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


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6. 7.

desenroscando la barra T, luego retirar el conjunto de carga y medición. Volver a colocar la protección. Abrir la válvula de cierre del botellón. Reconectar el paso de aire y energía. La unidad debe recargarse en forma automática. 0 si

1000 si

3000 si

Precarga 1000 psi y sistema acumulador a 3000 psi

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 mas 1.000 psi (68,9 bar) mas un margen de seguridad por filtraciones o temperaturas inadecuadas. Se utilizan botellones especiales de alta presión evitar que revienten al precargar en superficie.


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MANIFOLD DE SURGENCIA El manifold de Surgencia 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. Varias muestras de manifold de estran uladores

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 presencia 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 de el conjunto del BOP en uso.

2.

Los componentes deben seguir las especificaciones aplicables API parta soportar la presión, temperatura, abrasión y corrosión de los fluidos de la formación y de perforación previstos.

3.

Para presiones de trabajo de 3M (3000 psi) 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:


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a) ser lo más rectas posibles; 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 del fluido: d) 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)). e) El tamaño mínimo recomendado para las líneas de ventilación corriente debajo de los estranguladores es de 2 pulgas (50,8 mm) de diámetro nominal. f) En caso de operaciones de volúmenes elevados y de perforaciones con aire o gas, se recomiendan líneas de diámetro nominal de 4 pulgadas (101,6 mm) o superiores. 6.

Se deben suministrar derivaciones alternativas para el flujo y hacia el quemador corriente debajo 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 3 pulgadas. Esta 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 debajo 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 colocan 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.


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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. La norma API RP 53 separa tres esquemas básicos de configuración de los choke manifold según las presiones: • 2.000 - 3.000 psi • 5.000 psi • 10.000 psi y presiones superiores Para 2.000 y 3.000 psi: • Válvulas simples • Chokes manuales • Diámetro mínimo de 2” para los chokes y 3” para la línea al campo.


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Para 5.000 psi: • Válvulas simples aguas arriba de los chokes –(Se estila duplicar las válvulas, aunque la norma no lo exige). • Chokes manuales y mínimo un hidráulico remoto. • Diámetro mínimo de 2” para los chokes y 3” para la línea al campo.

Para 10.000 psi: • Válvulas duplicadas aguas arriba de los chokes • Chokes manuales, y como mínimo un (1) hidráulico remoto. • Diámetro mínimo de 3” para los chokes. • Ramal con un tercer choke derivado de uno de los laterales, opcional hidráulico o manual.


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Se admiten conexiones roscadas (No hace excepciones para aguas abajo de los chokes ni aclara nada especifico para las líneas derivadas) siempre que estén contempladas en la Norma API 6. Por lo tanto no esta admitido el uso de uniones dobles a golpe, en las instalaciones sometid as a la presión del pozo Hasta las válvulas aguas abajo de los chokes, las mismas deben ser de presión nominal. Por tanto si un manifold tiene válvulas de menor presión en estos puntos, esa es la presión nominal del manifold y no la de las válvulas aguas arriba. La norma indica, y aclara, que no están mostrados en los esquemas, pero se instalan colectores, aguas abajo de los chokes, comunicando los ramales. En estos casos se deben prever las posibles fallas: esto es, si hay colector, se debe prever que la comunicación de los ramales de los chokes implica flujos o presiones a contracorriente.

Por tanto, se deben probar a contrapresión todas las válvulas entre el colector y los chokes. El segundo punto conflictivo cuando hay un colector, es el cruce entre la línea de venteo directa y el colector. Nunca deben estar comunicada la línea y el colector: sino la presión directa del pozo, sin regular, se comunica al colector.

Para evitar esto hay dos formas: 1.- Pasar la línea de venteo por dentro del colector Pride Training Center

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2.- Variar la posición del plano de todo el colector, de manera que la línea directa pase por arriba del colector. Esto implica tener altura y que todas las salidas del colector deben soldarse en posición horizontal: La norma no admite en ningún punto conexiones articuladas, tipo codo giratorio. Siendo: R: radio de curvatura d : diámetro nominal del tubo. En todas las líneas que cambien dirección, la relación R/d debe responder a: • Si R/d > 10 , la curva puede hacerse con curvas de mas espesor que el caño. • Si R/d < 10 , el cambio debe hacerse colocando cubos de desgaste. La línea directa debe tener un diámetro mínimo por lo menos igual al diámetro de pasaje de los chokes, para evitar contrapresionar el pozo en caso de venteos de grandes volúmenes de fluidos o gas. Los CHOKE MANIFOLD o Manifold de Surgencia deben probarse según los procedimientos de RP53: 1.- Testear en cada montaje 2.- Testear al menos cada 21 días Pruebas en baja y alta presión Esta prueba incluye las válvulas del choke y kill line Para probar no debe utilizar la bomba del equipo, si esta no asegura un funcionamiento tan lento (típico de los motores eléctricos de CC), ya que puede provocarse aumentos de presión y un accidente. Se debe utilizar una bomba neumática, tipo Koomey (Similar a las de los acumuladores), que provee altas presiones con volúmenes de desplazamiento muy pequeños. Para testear puede iniciarse con todo el manifold lleno y vaciado de aire, y testear hacia las válvulas de mayor presión, o iniciar desde el cubo de entrada e ir testeando válvula por válvula, verificando si hay pérdidas. Cualquier método es correcto si se ejecuta de modo que se pueda verificar correctamente el sello de todas las válvulas en las direcciones correspondientes. 1.- Testear en cada montaje: Válvulas anteriores a los chokes: Baja presión: 200-300 psi Alta pr esión: A la presión de las esclusas de la BOP Válvulas aguas abajo de los chokes: Baja presión: 200-300 psi Alta pr esión: Opcional 2.- Testear cada 21 días máximo: Válvulas anteriores a los chokes: Baja presión: 200-300 psi Alta pr esión: A la presión esperable en superficie Pride Training Center

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.Válvulas aguas abajo de los chokes: Baja presión: Opcional Alta pr esión: Opcional Si hay colectores, las válvulas de éstos están aguas abajo de los chokes, y por tanto deben testearse a esos valores. Testear todas las válvulas aguas abajo de los chokes, en los ramales laterales en ambas direcciones si la línea de venteo esta comunicada con el colector: todas las válvulas deben testearse a la presión de las del ramal central, incluido el colector y hacer esto es: Normalmente el colector esta construido con tubos de menor presión porque está aguas abajo de los chokes. Debe verificarse siempre, (en todos los casos), cual es la presión admisible del colector, antes de testear. Esta es una información muy importante para evitar un accidente. Se corre el riesgo de reventar el colector o los casquetes, etc. si se sobrepasa la presión admisible. Si hay colectores, se debe saber este dato, si no, se debe suponer el peor caso, de un acero con tensión de fluencia de 35.000 psi y calcular la máxima presión con la formula aproximada que vimos en líneas de alta. Y considerar la presión máxima de prueba como un porcentaje de la presión de trabajo calculada, por ejemplo el 50% y no superar esa presión. Precauciones Toda la boca de pozo es de vital importancia cuando hay presiones. No debe haber ningún elemento que no esté en condiciones operativas. No debe haber conexiones fuera de norma en las líneas de chokes, kill line, manifold y separadores primarios. Respetar las secuencias de pruebas indicadas por las normas de Pride. Dejar registrado la prueba. La bomba de prueba debe tener registrador. Es el único documento de certifica que la prueba se realizó correctamente. No admitir pruebas con presiones no verificadas en ningún elemento. Verificar la operatividad de TODOS los elementos de choke y kill line, manifold, etc. • Revisar el funcionamiento de válvulas y chokes periódicamente. • Efectuar las pruebas de acuerdo a API RP 53 o bajo las normas que le indique Pride. • Durante las operaciones de prueba, no debe haber personal en el área , a distancias y posiciones peligrosas. Seguri dad de operaciones. • Verificar el cumplimiento del mantenimiento de válvulas y chokes, engrase, lavado final, etc. • (esto le evitara pérdidas de tiempo en la operación, y lo más importante: el riesgo de accidentes, materiales y personales) • Verificar que se inspeccionen las líneas y chokes según los programas de inspección. Verificar la operatividad de todos los elementos de choke y kill line, manifold, etc. • Revisar el funcionamiento de válvulas y chokes periódicamente. • Efectuar las pruebas de acuerdo a RP 53 o bajo las normas que indiquen los procedimientos de Pride.


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ESTRANGULADORES El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. Al 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 flujo y de la presión de pozo. Los estranguladores utilizados para el control del pozo –estranguladores de lodotienen un diseño algo diferente a los de producción de gas y petróleo. Por lo general, el estrangulador de producción no resulta adecuado. Esto se debe a que no esta 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. Estrangulador fijo (Porta orificio) Los estranguladores pueden ser positivos (fijos) o ajustables. Los estranguladores fijos normalmente tienen un alojamiento porta orificio en su interior para permitir la instalación o cambio de orificio calibrados. Estrangulador ajustable Los estranguladores ajustables pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamaño del orificio de pasaje. Estrangul ador manual 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. Pride Training Center

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Estrangulador Estrangulador ajustable a control remoto (Choke hidráulico)

Los estranguladores ajustables a 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 desde la consola. Los fabricantes más comunes de estranguladores son Cameron y Swaco.

Cam er o n 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 H 2S. Utilizan un vástago que se mueve hacia adentro y hacia fuera de una compuerta de estrangulamiento cónica. La abertura plena cuando el vástago esta totalmente fuera de la compuerta, es normalmente de dos dos pulgadas (~ 50 mm). El mecanismo de apertura 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. Cameron . Swaco El Súper estrangulador SWACO se SWACO se presenta por lo general en modelos de 10.000 (689,4 bar) a 15.000 psi (1034,2 bar). El estrangulador de 10.000 psi (689,4 bar) puede ser para servicio normal o para H 2S. 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 un abertura levemente inferior al área 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, cantadores de emboladas, manómetro de presión de sondeo y casing, válvula de posición y una bomba para la operación hidráulica. Los dos tipos de estranguladores son aptos para operaciones de ahogo de pozo. Las limitaciones básicas aplicables a ambos son que el estrangulador no es de utilización frecuente, por lo que tiende a engranarse, perder presión el manómetro y Pride Training Center

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tener los contadores de bomba desconectados. Todos estos inconvenientes pueden solucionarse utilizando el estrangulador y verificando la operación del panel, al menos una vez por semana.

Choke Swaco


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SEPARADORES 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 abertura 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 abertura que se utiliza con la mayoría de los manifolds a más complejos separadores de esos que se operan por flotadores.


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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 utiliza fluido viscoso (más espesos) un separador de gas puede no ser suficiente. “Desborde”(“Gas blow by”) es un termino 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. DESGASIFICADORES 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 degasificador es adecuado. Si la viscosidad del fluido fuera alta, o el fluido estuviera contaminado, el gas podría no separarse libremente. Los desgasificadores 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 bamba de rociado; no obstante existen muchas clases de desgasificadores, algunos de las cuales tienen funciones combinadas. Los tres tipos más comunes son los desgasificadores SWACO y Welco de sistema al vacío y el Drilco Seeflo de sistema de bomba. Los degasificadores 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 degasificadores de vacío son más efectivos cuando se trabaja con lodos de alta viscosidad donde es difícil extraer el gas. En cualquier operación de desgasificación, el tiempo de transito y los requisitos de energía de extracción aumentan en la medida que aumenten la viscosidad del lodo y las fuerzas del gel.


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INSTALACIÓN DEL CONJUNTO DE BOP Existen muchas 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 ene 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 empalmes y alojamiento de aros, afectando la prueba del conjunto. Debes 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.


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Brid as 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 armando del equipo que puede dar lugar a fallas en pruebas de presión posteriores. Probablemente las fallas principales sean raspones en los anillos, alojamiento y superficies de empalmes 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 la superficies de unión y ranuras alojamiento de aros. Las malas aislaciones afectarán la prueba de presión y provocaran el desarmado del conjunto, y podían causar asimismo cortes por lavadura en las conexiones. Con frecuencia la dotación no tiene en cuenta la importancia de mantener ajustados las tuercas en las bridas de conexión. La introducción de aros de tipo “X” energizados por presión ayuda a mantener las bridas ajustadas, pero nada reemplaza el re-ajustado. Las bridas de los equipamientos de alta presión, BOP , Válvulas, etc. Están normalizadas por API. Todos los elementos bridados, se unen por medio de espárragos de medidas y roscas estándar y de resistencias especificadas. El sello entre bridas de alta presión se hace con anillos metálicos entre alojamientos a medida en las bridas. Pride Training Center

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Las bridas deben sellar, para lo cual se utilizan anillos metálicos, de distintos diseños. Veamos que anillos son y que indican las identificaciones de las letras que tienen : • Tipo R • Tipo RX - RX modificada - RX Cameron • Tipo BX Tipo R Son octogonales u ovaladas. No sellan entre sí las bridas metal - metal

Tipo RX: Octogonal asimétrica. No sella metal - metal entre bridas.

RX modificada:

Se usa para uniones con grampas. Sellan las caras de las bridas metal - metal.

RX Cameron Octogonal. Sello metálico. Anillo de mayor diámetro interior, que sella sobre más superficie.


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Tipo BX:

Puede o no sellar metal –metal las bridas, dependiendo de la tolerancia de fabricación. Anillos tipo cuadrado.

. Las bridas de carreteles, BOP, etc. casi nunca se desembridan para verificarse. Están en contacto con lodos corrosivos, agua, barro, etc. y no se engrasan nunca, y si se hace, es con grasa “soluble” o de baja resistencia al agua. Lo mismo sucede con los alojamientos de los anillos, cada BOP o carretel desarmado e inspeccionado, normalmente termina en un corrimiento del alojamiento por pitting severo. (ver figura de abajo).


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Daños en los alojamientos de los aros empaquetadores

Las bridas que no están en uso, se colocan en cajones de herramientas, sin limpiar y proteger las superficies de sello con grasa pesada o con elementos de protección mecánica (maderas, etc.) LO MISMO ES APLICABLE A LOS ESPARRAGOS DE UNION .Estos en el montaje deben quedar 1 ½ a 2 filetes por sobre la cara de la tuerca. Las bridas de elementos que se desconectan, se mantienen en los cajones de herramientas, se les ponen elementos pesados encima, se las manipula con guinches con eslingas metálicas, etc. Es común encontrar golpes y marcas en las superficies de sello o en los alojamientos de anillos.


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C en t r a d o d e l c o n j u n t o d e B O P 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 trépano, 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 anillo o bujes de desgaste minimiza el daño interno. C o n ex i o n e s d e es t r a n g u l a d o r y l í n e a s d e A h o g o 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 nicles demasiado livianos, aros de sello sucios, superficies de empalme dañadas, tuercas flojas y nicles 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 e 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 estrangulado. Válvulas de alta presión Sello metálico: Manuales, Hidráulicas HCR Válvulas de retención Las válvulas de sello metálico se utilizan en las líneas de alta presión, de control de

presión de pozo: líneas de ahogue y de choque, árboles de surgencia, choke manifolds, etc. Hay varias marcas, modelos, tipos y diseños Básicamente se agrupan por la presión de trabajo, que en la industria son: 3.000 – 5.000 y 10.000 psi y 15.000 psi. Las válvulas de sello metálico son BI DIRECCIONALES. (Hay algunas excepc iones.) Se deben probar a dos presiones según la norma API RP53: Baja presión: 300-500 psi Alta presión: presión NOMINAL- o a la presión nominal del elemento de menor presión conectado (BOP, etc.)- Se admite una caída de presión de 100 psi en 15 minutos. Las válvulas HCR son válvulas de sello metálico, que tienen un actuador hidráulico, para su accionamiento a control remoto. Son “similares” a las manuales, pero tienen un vástago de guía inferior, que a su vez indica la posición de la válvula y un sistema de cierre que permite el cierre hidráulico o manual de la válvula. El actuador hidráulico es un pistón de doble efecto, de apertura y cierre. Las válvulas HCR pueden operarse manualmente solamente PARA CERRAR – Pride Training Center

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La presión normal de operación hidráulica es de 1200-1500 psi – Es decir que se necesita una salida regulada del comando a distancia, si este fuese de 3.000 psi. La válvula hidráulica debe operarse para cerrar manual, con la línea de retorno del cilindro abierta o desconectada.

Cameron FL Detalle de la válvul a Pride Training Center

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Manual Curso de BOP

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