10 bop.pdf

CAPÍTULO

10

No se puede

controlar el pozo

sin el equipamiento

bien mantenido

y que funciona.

EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE

10-1

L a Columna de los Preventores de Reventones (B.O.P.) es una parte tan vital del equi-pamiento que no se debería dejarla de

lado. El sistema de Preventores de Reventones es realmente un juego singular de válvulas hidráulicas muy grandes. Las BOP tienen diámetros grandes, están clasificados para alta presión y operan rápida-mente. Estas características hacen que el sistema incluya algunas limitaciones de las cuales la cuadrilla de operaciones debe estar conciente y observar con cuidado.

Se puede armar la columna de preventores con una variedad de configuraciones. El Código del Instituto Americano del Petróleo (API) para describir las configuraciones de la columna está incluido en el Boletín API RP53. Los códigos recomendados para designar los componentes de los arreglos de preventores de reventones son como sigue:

ORGANIZACIÓN DEL CONJUNTO DE BOP

CAPÍTULO 1010-2

El propósito del conjunto de BOP es el de cerrar el

pozo y dejar la mayor flexibilidad

para las subsiguientes operaciones.

A = preventor de reventones tipo anularG = cabezal giratorioR = preventor tipo simple, con un solo juego de arietes (esclusas), ciego o de tubería, según prefiera el operadorRd = preventor del tipo doble, con doble juego de arietes, colocados como prefiera el operadorRt = preventor del tipo triple, con tres juegos de esclusas, colocados como prefiera el operadorCH = conector a control remoto que conecta el cabezal del pozo o los preventores unos con otros.CL = conector de baja presión a control remoto que conecta el riser con el conjunto de BOP.S = carretel con conexiones de salida laterales para las líneas del estrangulador y control (ahogo)M = clasificación de trabajo de 1000 psi (68.95 bar).

Los componentes se indican leyendo desde el fondo de la columna de preventores hacia arriba. Se puede identificar plenamente las columnas de preventores de reventones por medio de simples designaciones, como por ejemplo:

15M-7-1/6” (179.39 mm)-RSRRA10M-13.5/8” (346.08 mm)-RSRRA5M-18-3/4” (476.25 mm)-RRRRAA

La primera de las columnas de preventores ante-riores estaría clasificada para una presión de trabajo de 15000 psi (1034.2 bar), tendría un diámetro de 7-1/16 pulgadas (179.39 mm) y estaría arreglada a igual que el primer ejemplo en la figura abajo.

Esta ilustración, de “Sistemas de Equipos de Prevención de Reventones” del API RP53, muestra tres configuraciones, pero hay varios más que son posibles en un arreglo anular con tres arietes. La consideración más importante de cómo organizar la columna es cuál parece ser el mayor peligro que se podría encontrar. A este respecto, se podrían señalar varias cosas:

w Los requerimientos de la columna deberían estar basados de acuerdo a cada trabajo.w Ninguna de las tres figuras que se muestran

es adecuada para bajada bajo presión (stripping) ariete a ariete según las reglas generales de stripping. Para las bajadas esclusa a esclusa, la configuración mínima es RRSRA o RRRA, si se usará la salida lateral del Preventor de Reventones para circular.w Hay un sinfín de configuraciones deseables, pero

con más arietes, la columna se hace más pesada, más grande y más cara. Con menos esclusas hay menos flexibilidad y se reduce la seguridad.w El mejor arreglo para la columna es uno que es

adecuado para la tarea y el área y que incluye cierto grado de seguridad.

Desde el punto de vista del control del pozo, el propósito de la columna de Preventores de Reventones (conjunto de BOP) es el de cerrar el pozo cuando ocurre una surgencia y dejar que todavía haya la mayor flexibilidad para las operaciones subsiguientes. Si esto se mantiene en mente, hay muchas posibles configuraciones de columna que son satisfactorias. Al diseñar u operar la columna, las preocupaciones críticas de las operaciones del control de pozos son algunos de los límites inherentes tales como la presión, el calor, el espacio, la parte económica, etc.

Arreglos típicos de columnas de preventores de reventones

10-3EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE

Los preventores anulares son los dispositivos más versátiles para controlar la presión en el cabezal del pozo.

Dos ejemplos de preventores anulares

Los preventores anulares, a veces llamados los preventores de bolsa, preventores esféricos o simplemente Hydrils, probablemente sean los dispositivos más versátiles para controlar la presión en el cabezal del pozo. Algunos modelos están sumamente energizados por el pozo, es decir, la presión del pozo empuja hacia arriba y provee una fuerza de sellado adicional. El preventor anular se utiliza como un sello de cierre alrededor de cualquier cosa que pueda estar en el pozo y como un cabezal de lubricación para mover o deslizar la tubería bajo presión. La mayoría de los preventores anulares modernos cierran alrededor de la junta kelly, los collares, la tubería de perforación, la sarta de trabajo, la tubería, las líneas de cables o, en una emergencia, el pozo abierto.

El preventor consiste de un elemento de empaque circular hecho de goma, un pistón, un cuerpo y un cabezal (tapa). Cuando se bombea fluido hidráulico en la cámara de cierre, ocurre una secuencia en la cual el elemento de sellado es empujado hacia adentro. Según el fabricante y el modelo, el funcionamiento interior del equipo puede variar en cuanto a cómo se obtiene ese sello, pero típicamente es por medio del movimiento vertical u horizontal del empaquetador. Es el empaquetador que está adentro del anular el que provee el sello. Los repuestos para los anulares deberían incluir el empaquetador apropiado y los elementos de sellado.

Hay muchos fabricantes con varios modelos que se usan en la actualidad, tales como el Hydril GL, GX y GK, el Cameron D y DL, y el Shaffer con tapas abulonadas y tapas de cuña. Las tres empresas ofrecen modelos de doble carcaza para las aplicaciones

submarinas o cuando se necesitan dos preventores anulares en tándem y podría haber un problema con el espacio. Las presiones de operación, las características, así como también las limitaciones, variarán con los diferentes modelos y marcas. Es por esto que debería haber reguladores hidráulicos para todos los preventores anulares, para permitir que se ajuste la presión de operación cuando sea necesario.

La válvula reguladora que provee la presión de cierre permitirá el flujo en ambas direcciones. Este es un detalle importante cuando se va a mover o deslizar tubería y roscas de unión a través de ella para así mantener una presión de cierre y sello constantes contra la tubería. Sin embargo, si la presión del pozo sobrepasa la presión del manifold y un sello falla, la presión del pozo puede descargarse por el regulador de la línea de cierre de vuelta acumulador de fluido.

El mayor problema con el uso en el campo de varios modelos y marcas parece ser la falta de conocimiento que tiene el usuario sobre ese modelo en particular. Es una buena práctica verificar el manual del fabricante para encontrar las características correctas de la presión de operación para los distintos preventores y cuál es la presión de cierre recomendada, dada la presión del pozo y el tamaño de la tubería que se está usando. Lo más importante es que el empaquetador debe ejercer suficiente presión contra la tubería para asegurar que haya un buen sello, pero la presión no debería ser tan ajustada que el elemento de empaque se deteriore. Si no se usa la presión correcta, podría llevar a una falla temprana y la subsiguiente reposición, los cuales son costosos y llevan tiempo. En algunos casos, estas fallas pueden tener efectos desastrosos. La mayoría de preventores anulares están diseñados para una presión máxima de cierre recomendada de

PREVENTORES ANULARES

CAPÍTULO 1010-4

El mover la tubería por el preventor

a presiones de cierre altas causa desgaste y la falla

del empaquetador.

Stripping a través de un preventor anular

1500 psi (103.42 bar), aunque algunos preventores anulares tienen una presión máxima de trabajo en la cámara de operaciones de 3000 psi (206.24 bar). La presión mínima para obtener el sello depende de varios factores tales como el tamaño del pozo, el diámetro exterior (OD) de la tubería y la presión en el pozo. En general, mientras más grande sea el tamaño del pozo y más pequeña sea la tubería, mayor es la presión de cierre que se requiere para asegurar el sello, aunque ciertos modelos tienen requerimientos muy específicos en cuanto a la presión de cierre.

Por lo general, la presión regulada para un preventor anular debería ser de aproximadamente 500 a 800 psi (de 34.47 a 55.16 bar) cuando se está moviendo la tubería. El empaque de goma en el preventor anular que permite esta flexibilidad es la parte crítica del preventor y se puede destruir por medio del mal uso o el abuso. El uso de una presión de operación inapropiada (acumulador) en el preventor anular es una de las fuentes principales de abuso que causa la falla del empaque de preventor anular. Aunque el anular se cierra en múltiples tipos y formas de tuberías, se debería probar utilizando el cuerpo de la tubería de la sarta (columna) que se está usando. Hay veces en que un sello es necesario, como por ejemplo cuando cierra alrededor de una línea de cable o una junta kelly, o cuando existe la presencia de gas H2S. Se debería recordar que estas operaciones podrían resultar en una vida reducida del elemento de empaquetado. Al usar el preventor anular, se debe hacer todos los esfuerzos posibles para utilizar la menor cantidad de presión de operación. Una presión de cierre mínima ayudará a conservar el empaquetador.

Se requiere más fluido hidráulico para cerrar un preventor anular que un ariete de tubería. Entonces tomará más tiempo cerrar un preventor anular que uno tipo esclusa. Presiones de cierre elevadas no mejorarán el tiempo de cierre igual que las líneas de operación con mayores diámetros, y los accesorios y reguladores más grandes.

Se puede mejorar la operación del preventor anular en el equipo por medio de observar lo siguiente:

w Nunca use más presión de lo necesario en la unidad de cierre, especialmente si está moviendo tubería.w Pruebe el empaquetador cuando lo coloca en el

preventor, según lo requieran las operaciones, los reglamentos estatales o federales, o las prácticas de la industria.w Verifique con el manual del fabricante para

los datos operativos de los distintos modelos. Pueden haber diferencias considerables en los

datos operativos para los distintos preventores anulares.w Si se mueve la tubería por el preventor a presiones

de cierre altas esto podría causar el desgaste y pronta falla del elemento de empaque.w Almacene los empaques en áreas frescas, secas y

oscuras, lejos de los motores eléctricos.w Como siempre, consulte con el manual del

fabricante o hable con un representante de servicio por las presiones de control apropiadas, los compuestos de la goma, los procedimientos adicionales para mover bajo presión (stripping), las limitaciones de los equipos, las pruebas o cualquier otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo en particular.

Se debería señalar que se puede dividir (cortar) los empaquetadores para ciertos modelos de preventores anulares para permitir su retiro cuando no se puede retirar el kelly o la sarta del pozo. Hay elementos del empaque anular, ya divididos, disponibles de fábrica. Los empaquetadores previamente divididos son muy convenientes si se va a usar el preventor anular para deslizar tubería.

Recuerde siempre de consultar con el manual de fabricante para el operador o hablar con un representante de servicio por las presiones de control apropiadas, los compuestos de la goma, los procedimientos adicionales para el deslizamiento, las limitaciones de los equipos, las pruebas o cualquier otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo de preventor anular en particular.

EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE10-5

En los equipos de perforación flotantes, se pueden usar desviadores durante todas la operación de perforación.

Se usan los sistemas de desvío para

proteger al personal y los equipos de flujos

de gas de poca profundidad.

PREVENTORES ANULARES CON FINES ESPECÍFICOS

Muchos de los fabricantes de equipos de Preventores de Reventones ofrecen una variedad de preventores del tipo anular con fines específicos. La función específica de cada uno se indica por su nombre, incluyendo cabezales giratorios, deslizadores de tubería (strippers), deslizadores de líneas de cable, deslizadores de varillas, cajas de prensaestopas y cabezas de circulación.

Este grupo de equipos permite deslizar o rotar la tubería, línea de cable o varillas de bombeo estando el pozo bajo presión. El elemento de empaque es lo suficientemente flexible como para expandir y contraer para conformarse al tamaño y la forma de la sarta que está en el pozo. Mientras se flexiona, hay que tener cuidado de asegurarse que las roscas de unión, los collares y demás conexiones se deslicen lentamente para evitar una falla prematura del elemento de empaque.

Muchas veces estos preventores reemplazan al preventor anular est-ándar. Funcionan manual o hidráulicamente, o pueden tener un elem-ento de empaque perm-anentemente asentado y que siempre está cerrado, según el tipo y el modelo. Además, muchos modelos vienen equipados con tazón de cuñas.

El sistema de desvío (desviador, derivador o diverter) es un preventor anular conectado por debajo a un sistema de tubería con diámetro grande. Se utiliza cuando está colocada solamente la primera tubería de revestimiento y para desviar el flujo y el gas del equipo de perforación en las embarcaciones que tienen riser. La tubería con diámetro grande, o la línea de desalojo, generalmente tiene dos direcciones de salida. Este sistema conduce por la tubería, o desvía, la corriente de los fluidos del pozo alejándose del equipo y el personal. Se debe usar sistemas de desvío si no se puede cerrar un pozo por temor a pérdidas de circulación o fallas en la formación. Algunos reglamentos gubernamentales y políticas de los operadores requieren que se use un diverter. Según el tipo de operaciones, por ejemplo en los equipos de perforación flotantes, se pueden usar los derivadores durante toda la operación de perforación.

Es normal que el sistema de desvío se instale en la primera tubería de revestimiento (casing conductor) o como parte riser, con las líneas del desvío corriendo hasta un área segura, a sotavento. Por este motivo, en los locaciones costa afuera se usan dos líneas de desvío con válvulas selectivas, para que el perforador pueda elegir la línea a sotavento para cada período, o a medida que cambian las condiciones del viento.

Los controles del desvío en el piso están mejor preparados como un solo control separado para evitar confusiones, dado que las operaciones de desvío generalmente se llevan a cabo rápidamente. La palanca de control en el acumulador debería estar conectada con el control para la línea de desvío para que no se pueda cerrar el preventor anular antes de abrir la(s) línea(s) del desvío.

SISTEMAS DE DESVÍO

CAPÍTULO 1010-6

Dependiendo del fabricante, se podrían necesitar equipamiento adicional. Éstos podrían incluir una unidad hidráulica específica, un panel de control en el piso del equipo de perforación y sistemas de enfriamiento. Se debe mantener la documentación apropiada sobre estas unidades en locación y todo el personal debe estar instruido acerca de los detalles sobre cómo operar estos equipos.

El ariete de tubería es el preventor de reventones básico. La confiabilidad del ariete se debe en parte a su simplicidad básica y en parte a los esfuerzos que se han hecho con el diseño de la esclusa. La mayoría de los preventores de ariete se cierran con una presión de operación de 1.500 psi (103,42 bar) y esto no debe variar a no ser que las condiciones específicas o el tipo de esclusa requieren una presión o un procedimiento diferente.

Los sistemas de derivación están diseñados para períodos breves de caudales de flujo elevados, no para presión alta. La erosión a caudales de flujo elevados es una preocupación. Mientras más grandes sean las líneas de desvío, mejor. Algunas operaciones utilizan tanto un preventor anular como uno de esclusas encima de la(s) línea(s) de desvío debido a los altos caudales de flujo. Para minimizar los efectos de la erosión, las líneas deben ser lo más grandes y sencillas posible, y enfocadas hacia el lugar de venteo con un mínimo de codos o giros. Entre las pruebas se debería incluir una de su funcionamiento, bombear agua a la tasa máxima para asegurar que el sistema no está bloqueado y una de baja presión según los reglamentos estatales o gubernamentales.

El cabezal giratorio o preventor de reventones giratorio se está volviendo común en muchas áreas. Permite que la sarta gire con presión debajo de ella. Las operaciones de perforación en desbalance (con insuficiente presión hidrostática) pueden continuar con la circulación a través del manifold del estrangulador. Varios fabricantes (Williams Tools, Shaffer, Grant, etc.) tienen modelos que permiten que la sarta gire o que mantenga presiones estáticas hasta 5000 psi (344.75 bar). Dada la naturaleza giratoria de la tubería mientras está bajo presión, se deberían guardar varios elementos de empaque de repuesto en locación. En el caso de que haya una pérdida en el empaquetador, se debe considerar reponer el elemento antes de continuar con las operaciones. A presiones más elevadas, podría haber una falla repentina en el sellado del empaquetador.

El cabezal rotativo, o BOP

rotativa, permite que la columna gire con presión debajo de ella.

Tres de los componentes

para un sistema con cabezal giratorio. De izquierda a

derecha: un enfriador, un

panel de control y un cabezal

giratorio.

Un panel de control de un acumulador de preventor de reventones.

CABEZALES /BOP ROTATIVAS

ARIETES (ESCLUSAS)


Los arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión. Hay muchas clases de arietes hechos a medida o especializados que han sido diseñados para ciertas aplicaciones en particular. Los arietes van desde los juegos sencillos de una sola esclusa hasta cuerpos de juegos de múltiples arietes. Los arietes sencillos podrían consistir de un vástago pulido que cierra por medio de girar manijas que están a cada lado para atornillar la esclusa hacia adentro y alrededor de la tubería. Los juegos complejos de múltiples arietes pueden estar ubicados todos juntos en un cuerpo en una carcaza, operados a control remoto por medio de presión hidráulica.

Las esclusas de la mayoría de los sistemas de preventores se cierran por medio de pistones hidráulicos. El vástago del pistón sella contra el pozo por medio de un sello de labio primario instalado en la carcaza, a través del cual pasa el vástago de operaciones. Es muy importante que la presión del pozo esté sellada del cilindro de operaciones. Si la presión del pozo se desvía del sello primario y entra al cilindro de operaciones, podría forzar el ariete y abrirlo. Para evitar esto, se provee una serie de sellos secundarios y un método de detección, incluyendo aros sello (O rings) de apoyo, un sello de inyección de empaque

de plástico y un venteo a la atmósfera. Si se nota algún fluido drenando del preventor, se debería energizar el sello secundario o el plástico auxiliar para sellar contra el vástago de pistón.

Algunos sistemas de BOP a esclusas usan un eje roscado para cerrar el preventor, pero muchas veces los reglamentos exigen que los preventores de reventones operen hidráulicamente. En caso de una falla en el sistema hidráulico, la mayoría de los arietes se pueden cerrar en forma manual, a no ser que estén equipados con un sistema de cierre hidráulico. Cuando están cerrados, se pueden cerrar los arietes con sistemas de cierre hidráulicos o manuales (volante).

La mayoría de las esclusas están diseñadas para sellar contra la presión sólo del lado inferior. Esto significa que el ariete no aguantará la presión si se coloca al revés. Adicionalmente, tampoco se puede hacer una prueba de presión desde el lado superior. Por lo tanto, al instalar el conjunto hay que tener cuidado de asegurarse de que está en la posición correcta. El nombre del fabricante debe estar puesto correctamente y los entradas de circulación o salidas deben estar ubicados debajo del ariete.

Cuando cambian los empaques en los arietes, recuerde que la mayoría de los problemas surgen porque no se cierra y se sella correctamente el bonete o el sello de compuerta. Es una buena práctica inspeccionar y reponer estos sellos según sea necesario cada vez que se cambian los arietes o se abren las compuertas. Se debería guardar en locación un juego de arietes para tuberías y elementos para el sellado de las esclusas para cada uno de los tamaños de tubería que usan, así como también, juegos completos de sellos de bonetes o de compuertas para cada tamaño y tipo de preventor de reventones tipo ariete que usan. También se debería tener a mano el empaque de plástico para los sellos secundarios.

Tres modelos de preventor de reventones tipo ariete

La mayoría de los arietes están diseñados para sellar la presión solamente del lado inferior.

CAPÍTULO 1010-8

del empaquetado, se debe reducir la presión de cierre a aproximadamente 200 a 300 psi (13,79 a 20,62 bar). La presión del pozo fuerza a la goma en la parte superior del bloque del ariete contra el cuerpo del preventor, lo cual ayuda a sellar el pozo. Hay que regular la presión de operación del acumulador para los arietes de acuerdo con las instrucciones de operación del fabricante. Se debe minimizar el movimiento de la tubería en las esclusas, especialmente las inversiones abruptas en la dirección de la tubería.

Los arietes ciegos son un ariete especial que no tiene un recorte para la tubería en el cuerpo de la esclusa. Los arietes ciegos tienen elementos de empaque grandes y se hacen para cerrar sin que haya tubería en el pozo. Al probarlos, deben estar presurizados a la clasificación plena.

Las esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero con hojas especiales para cortar tubulares (tubería, tubería de perforación, collares -portamechas-, etc.). Quizás haya que usar presiones reguladas más altas que las normales y/o usar reforzadores hidráulicos, según el tipo de ariete cortador y el tubular que se va a cortar. Los arietes cortadores tienen tolerancias de cierre pequeñas. Cuando se cierran para probar su funcionamiento, no se deben cerrar de golpe con alta presión, sino que hay que cerrarlas con una presión de operación reducida de aproximadamente 200 psi (13.79 bar).

Derecha: cuerpo de esclusa de tubería (parcial)Izquierda: cuerpo de arietes ciegos (total) Las esclusas para tubería están diseñadas para

cerrar alrededor de una tubería. La fuerza básica y limitación principal de un ariete para tubería es el recortado del bloque de la esclusa. El preventor de reventones tipo ariete es un bloque de acero cortado para encajar con el tamaño de la tubería alrededor de la cual se cerrará. La intención es que el recorte cierre y provea un buen sello alrededor de un diámetro o tamaño de tubería en particular. Hay una goma de empaquetado auto alimentable en el recorte, que sella el ariete alrededor de la tubería. Otra goma de empaque auto alimentable (el sello superior) en la parte superior del ariete sella hacia arriba contra la parte superior de la abertura del ariete en el cuerpo del preventor para sellar el espacio anular contra la presión.

La mayoría de los arietes tienen guías para centrar la tubería. El troquelado (recorte) del bloque del ariete se encaja bien con el tamaño de la tubería. Mientras que el ariete cerrará alrededor de una tubería que tiene un pequeño ahusamiento, no se cerrará alrededor de la rosca de unión sin aplastar la unión o dañar la cara del ariete. Se debe tener cuidado especial cuando está cerrando la esclusa cerca de una rosca de unión, especialmente cuando trabaja con tubería de aluminio, cuyo ahusamiento es más grande que el de la tubería de acero.

No se debe probar el funcionamiento de los arietes de tuberías sin tener la tubería del tamaño apropiado en los preventores, para así evitar daños. No se deberían cerrar en un pozo abierto (sin columna), dado que podrían causar daños y estiramiento del empaquetador.

Se puede mover la tubería en los arietes para tubería. Para minimizar el desgaste en las superficies

ARIETES CIEGOS

ARIETES PARA TUBERÍA

ARIETES CORTADORES

Los arietes de la tubería no

deberían cerrarse en un pozo abierto (sin

columna), dado que podría causar

daños y estiramiento del empaquetador.


Cuando se prueban los arietes cortadores a presión, el empaquetador se estira. Dado que el empaquetador en los arietes cortadores es pequeño, se pueden realizar muy pocas pruebas de presión y, a la vez, mantener un empaquetador que se pueda usar. No haga más pruebas de presión en los arietes cortadores de las que sean necesarias.

Los arietes ciegos / cortadores combinan tanto la capacidad ciega o de cerrar el pozo abierto como la capacidad de cortar. Éstos ofrecen la ventaja de cortar la tubería y sellar el pozo abierto después de cortar la tubería. Otra ventaja de los arietes ciegos / cortadores es la ventaja del espacio que se ahorra al usar un solo juego para hacer el trabajo tanto de los arietes ciegos, como de los arietes cortadores.

Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan varios tamaños de tubería y, según el tipo de VBR, un vástago kelly hexagonal. También pueden servir como el ariete principal para un tamaño de tubería y el ariete de soporte para otro tamaño. Los arietes

Abajo : cuerpos de arietes ciegos / cortadoresDerecha, de arriba abajo :bloques de arietes cortadores y dos muestras de bloques para

arietes de hoyos variables.

ARIETES CIEGOS/CORTADORES

ARIETES DE DIÁMETRO VARIABLE

de diámetros variables también se pueden usar en los pozos que tienen sartas ahusadas, donde el espacio es una preocupación. Además, un juego de arietes de diámetros variables en un preventor podría ahorrar un viaje de ida y vuelta del conjunto de BOP submarina. Esto se debe a que no hace falta cambiar las esclusas cuando se usan sartas de tuberías de diferentes diámetros.

En un tipo de VBR, el empaque contiene insertos de acero de refuerzo, que son similares a aquellos que están en el empaquetador del anular. Estos insertos giran hacia adentro cuando se cierran los arietes, haciendo que el acero provea el soporte para la goma que sella contra la tubería. En las pruebas de fatiga estándar, los empaquetadores de diámetro variable rindieron comparablemente con las empaquetaduras de esclusas de tubería. Los arietes de diámetros variables son adecuados para usar donde hay H2S.

Otro tipo de VBR consiste de varias placas troqueladas pequeñas para tubería que se deslizan hacia afuera de una tubería de tamaño mayor hasta que el troquelado correcto se encierra alrededor de la tubería. Se colocan elementos de sellado entre cada placa para efectuar un sello.

En las pruebas estándar de fatiga, los empaquet-adores de diámetro variable (VBR) rindieron comparabl-emente con los empaquet-adores de esclusas de tubería.

CAPÍTULO 1010-10

Hay muchos tipos de sistemas de trabado con arietes hidráulicos. A continuación están las descripciones de varios tipos que ofrecen los fabricantes:

La traba Hydril con posiciones múltiples (MPL) es una traba mecánica que funciona hidráulicamente y que automáticamente mantiene el ariete cerrado y trabado con la presión óptima necesaria en la goma para el sellado del empaque anterior y el sello superior.

Las presión de cierre hidráulica cierra el ariete y deja el ariete cerrado y trabado. El conjunto de embrague engranado permite un movimiento de cierre irrestringido, pero impide el movimiento de apertura. La presión de apertura hidráulica destraba y abre el ariete. Los movimientos del destrabado y la apertura se logran por medio de la aplicación de presión de apertura en el cilindro de apertura, lo cual desengrana el conjunto de embrague.

Tres tipos de trabas de

arietes

SISTEMAS DE TRABADO HIDRÁULICO DE ARIETES

DIÁMETRO DEL RANGO DE PREVENTOR TAMAÑOS DE TUBERÍA PULGADAS MILÍMETROS PULGADAS MILÍMETROS

7-1/16 179.39 27/8–2 3/8 73.03–60.33

7-1/16 179.39 31/2–2-3/8 88.9–60.33

7-1/16 179.39 42-7/8 101.6–73.03

11 279.40 23/8–3-1/2 60.33–88.9

11 279.40 52-3/8 127–60.3

11 279.40 52-7/8 127–73.03

13-5/8 346.08 52-7/8 127–73.03

13-5/8 346.08 51/2–3-1/2 127–88.9

13-5/8 346.08 63-1/2 152.4–88.9

13-5/8 346.08 65/8–5 168.28–127

16-3/4 425.45 52-7/8 127–73.03

16-3/4 425.45 73-1/2 177.8–88.9

18-3/4 476.25 52-7/8 127–73.03

18-3/4 476.25 53-1/2 127–88.9

18-3/4 476.25 75/8–3-1/2 193.68–88.9

Hay muchos tipos de sistemas

hidráulicos de trabado de

arietes.


El MPL tiene incorporado una provisión para probar el mecanismo de trabado. Dispositivos de trabado operados manualmente impiden que la presión de apertura desengrane el conjunto de embrague. Luego la aplicación de presión de apertura simula las fuerzas de apertura aplicadas en el ariete, probando así el funcionamiento correcto de la traba. La posición del dispositivo de trabado está visible.

Las trabas con cuñas Cameron traban el ariete hidráulicamente y mantienen los arietes mecánicamente cerrados aun cuando se libere la presión del accionador. Se puede trabar el sistema de funcionamiento por medio de usar tapas de secuencia para asegurar que la traba con cuñas se retrae antes de aplicar presión en el preventor de reventones abierto. Para las aplicaciones submarinas, se utiliza una cámara para equilibrar la presión con las trabas con cuñas para eliminar la posibilidad de que la traba con cuña se destrabe debido a la presión hidrostática.

El sistema UltraLock de Shaffer incorpora un mecanismo de cierre mecánico dentro del conjunto de pistones. Este sistema de cierre no depende de una presión de cierre para mantener un trabado positivo.

Utiliza segmentos de trabado planos y ahusados en el pistón en función y que se enganchan con otro eje ahusado ubicado adentro del cilindro en funcionamiento. Sólo se requiere una función hidráulica para la función de abrir / cerrar del cilindro y el sistema de trabado funcione. El sistema traba automáticamente en la posición de cerrado cada vez que se cierra el conjunto de pistones. Una vez que el pistón en funcionamiento se cierre en la tubería, se enganchan las trabas hasta que se aplica la presión de apertura. Sólo se puede destrabar y volver a abrir el preventor usando presión hidráulica.

Los elementos de empaque o sellado de los preventores anulares y de arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión. Están construidos en goma de alta resistencia o materiales similares, moldeados alrededor de una serie de dedos de acero. Los dedos de acero añaden fuerza y control al estiramiento del material del empaque. El elemento del empaque puede estar hecho de una gran variedad de diferentes componentes para una variedad de usos. Los compuestos más comunes que se utilizan para elementos de empaque son las gomas naturales, el nitrilo y el neopreno. Se han formulado compuestos específicos para la tolerancia con el petróleo, frío y calor extremos, gas agrio y entornos corrosivos. Los componentes de elastómeros se deben cambiar lo antes posible después de haber estado expuestos al sulfuro de hidrógeno bajo presión.

Muestras de elementos de

sellado para preventores de

reventones.

Compuestos comúnmente usados para los empaquet-adores son gomas naturales, nitrilo y neopreno.

COMPONENTES DE SELLADORES ELASTOMERICOS

CAPÍTULO 1010-12

Se logrará una vida del

empaquetador máxima si se usa

la presión de cierre más baja

que mantenga el sello.

Los elementos de empaque se identifican por un sistema de codificación que incluye información sobre la dureza, el compuesto genérico, la fecha de fabricación, el número de lote / serie, el número de pieza del fabricante y el rango de la temperatura de operación del componente. Se deben guardar sellos y empaquetadores de repuesto para los preventores de reventones en locación y guardarlos de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. Como puede ver en la tabla siguiente, hay muchos compuestos elastoméricos. Refiérase siempre al fabricante para la selección correcta del elastómero o elemento de empaque.

Recuerde que se logrará una vida del empaquetador máxima si se usa la presión de cierre más baja que mantenga el sello. Cuando se mueve o se gira la tubería en un empaque, se obtiene una vida más larga para la unidad de empaque si se ajusta la presión de la cámara lo suficientemente baja como para mantener el sello en la tubería con una pequeña cantidad de fuga de fluido. Esta fuga indica la presión de cierre más baja que se puede usar para el menor desgaste de la unidad de empaque y provee lubricación para el movimiento de la tubería. Si no se desea o no es posible mover la tubería, se requiere una presión de sellado ajustado y sin fugas.

Si se circulan fluidos abrasivos, generalmente no es deseable circular por las aberturas de circulación de los preventores de ariete, arriesgando daños al cuerpo de los preventores. El carrete de perforación o circulación provee salidas y cuesta menos reempla-zar. Esto agregará una altura adicional a la columna e incrementará la cantidad de puntos de conexión por los cuales se podría desarrollar una fuga. Sin embargo, el carrete de perforación / espaciador pro-vee más flexibilidad para las opciones de conectar las

líneas del estrangulador o control (ahogo). También permite que haya más espacio entre los arietes para facilitar las operaciones de stripping (maniobras bajo presión) y a menudo este es el motivo por el cual se incorporan.

El carretel debería tener una presión de operación que sea al menos igual a los preventores que se están usando. El diámetro del carretel típicamente es por lo menos igual al diámetro del preventor o el cabezal superior de la tubería de revestimiento. Debería estar equipado con salidas laterales de no menos de 2” (50,8 mm) para presiones de operaciones clasificados en 5.000 psi (344,75 bar) o menos, y tener por lo menos uno de 2” (50,8 mm) y uno de 3” (76,2 mm) para las presiones por encima de los 5.000 psi (344,75 bar).

CARRETELES DE PERFORACIÓN/ ESPACIADORES

NOMBRE COMÚN

ACRÍLICO

BUTILO

BUTILO

BUTILO

DIENO

EPR

EPT

HYPALON

ISOPRENO:

NAT./SIN.

KEL-F

NATURAL

NEOPRENO

NITRILO

SILICÓN

SBR (GR-S)

TIOCOL

URETANO

VISTANEX

VITON

CÓDIGO ASTM D-1418

ACM

IIR

CO

ECO

BR

EPM

EPCM

CSM

IR

CFM

NR

CR

NBR

Si

SBR

IM

FKM

NOMBRE QUÍMICO

Poliacrílico

Isobutileno-Isopreno

Epiclorhidrina

Epiclorhidrina - Óxido de Etileno

Polibutadieno

Etileno-propileno Copolimero

Etileno-propileno Terpolimero

Polietileno Clorosulfonado

Polisopreno

Elastómero Cloruro Fluoruro

Poisopreno

Policloropreno

Butadieno-acrilonitrilo

Polisoxanos

Estireno-butadieno

Polisiloxanos

Diisocianatos

Polisobutileno

Fluocarburo


El cabezal de la tubería de revestimiento provee la base para la columna del preventor de reventones, el cabezal de la tubería y el árbol de producción (Chrismas tree). Provee el alojamiento para los conjuntos de cuñas y empaquetaduras (packing assemblies) para suspender y aislar otras sartas de la tubería de revestimiento, tales como la tubería de revestimiento intermedia y de producción. Si el cabezal de la tubería de revestimiento no está perfectamente vertical, podrían haber problemas con el preventor de reventones y la tubería de revestimiento.

Hay pautas generales para la instalación para mejorar las operaciones y las pruebas de la columna. Use siempre aros empaquetadores nuevos entre los preventores. Cuando está ensamblando el sistema, fíjese en cada preventor para estar seguro de que lo que está escrito en el forjado está con el lado correcto arriba. Las aberturas de circulación en las esclusas, si las tuviese, deben estar en la parte inferior del ariete. Tenga cuidado de cómo levanta la unidad. Una oscilación inapropiada del sistema puede lastimar a alguien, dañar el equipo o hacer que sea difícil bajarlo suavemente o alinearlo correctamente.

En el inventario de los repuestos se debería incluir un conjunto de empaquetaduras anulares para encajar en las conexiones a bridas. Limpie las ranuras anulares y/o superficies de unión con trapos limpios, agua y jabón. Los cepillos de alambre y raspadores pueden rasguñar las superficies de unión y las ranuras anulares y no se podrá probar la columna. Haga un esfuerzo especial para identificar las entradas de cierre y apertura hidráulicos y manténgalos limpios. Basura y tierra en el sistema operativo hidráulico eventualmente causará la falla del sistema. Cuando está armando la columna, un componente a la vez, ajuste todos los pernos a mano hasta armar la totalidad de la columna. Luego martíllelos.

No utilice cepillos de alambre o raspadores en las superficies de unión y en los alojamientos de los aros.

Los puntos de conexión son un punto débil en cualquier sistema de tuberías o válvulas y la columna del preventor de reventones no es ninguna excepción. Las bridas y los aros empaquetadores para sellar están sujetos al abuso durante el armado, lo cual puede llevar a una falla en las pruebas de presión. Probablemente la mayor fuente de fallas son los rasguños en los aros empaquetadores, las ranuras de asiento de los anulares o las superficies de unión cuando los están limpiando o uniendo los niples. No deje que la cuadrilla utilice cepillos de alambre o raspadores en la superficies de unión y en los alojamientos de los anillos. Sellos malos no pasarán una prueba de presión, haciendo que la columna tenga que ser desarmada y quizás llevando a conexiones falladas. Siempre se deben limpiar y secar las ranuras anulares antes de instalarlos. Sin embargo, en los casos donde las tolerancias de aro a ranura son estrechas, algunos fabricantes podrían permitir la aplicación de un aceite liviano (por ejemplo, WD-40) para ayudar a que el aro se asiente correctamente. Hay que inspeccionar los aros a fondo. Cualquier daño al aro puede impedir que se asiente correctamente.

Muchas veces la cuadrilla no se da cuenta de cuán importante es mantener las tuercas ajustadas en las bridas de conexión. Los aros tipo X que están energizados con la presión ayudan a mantener las bridas ajustadas, pero no hay nada que pueda reemplazar el volver a ajustarlos. Las empaquetaduras anulares tipo RX y BX se usan en las empaquetaduras o ranuras del tipo que se energizan por sí solas. Las empaquetaduras anulares tipo R no se energizan por sí solos y no se recomiendan para ser usados en equipamiento para controlar pozos. Las empaquetaduras anulares RX se usan con las bridas del tipo 6BX y cubos 16B. Las empaquetaduras anulares tipo BX se usan con bridas del tipo 6BX y los cubos tipo 16BX. Instalando una

empaquetadura anular.

INSTALACIÓN DEL CONJUNTO BRIDAS Y ANILLOS EMPAQUETADORES

CAPÍTULO 1010-14

Los pernos de las bridas del cabezal de pozo son especialmente críticos en las columnas en las plataformas autoelevadizas (jackups) y en equipos sobre plataformas. Esto se debe a que el movimiento de la larga tubería conductora que va al fondo del mar está restringido en la parte superior por estar amarrada la columna con el equipo de perforación. En cualquier columna en un equipo en la superficie, si sólo se amarra la columna al equipo, enormes fuerzas pueden actuar contra la brida del cabezal del pozo donde se concentra todo el pandeo. Se puede minimizar este efecto si es posible amarrar al conductor contra el equipo.

La conexión de cubo y grampa API consiste de dos cubos apretados contra un aro metálico de sellado por una abrazadera de dos o tres piezas. Esta conexión requiere menos pernos para armarlo y es más liviana, pero no es tan fuerte como la conexión de brida API del diámetro equivalente en cuanto a tensión, pandeo o carga combinada. Sin embargo, las conexiones de abrazadera o campana propias (“caseras”) pueden ser iguales o mejores que la conexión embridada API para cargas combinadas.

La empaquetadura anular tipo R no está energizada por presión interior. El sellado ocurre a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y la empaquetadura tanto en el OD como en el ID de la empaquetadura. La empaquetadura puede ser ya sea octagonal u ovalada en la sección

cruzada. El diseño tipo R no permite un contacto cara a cara entre los cubos o las bridas. Las cargas externas se transmiten a través de las superficies de sellado del aro. La vibración y las cargas externas pueden hacer que las pequeñas bandas de contacto entre el aro y los alojamientos se deformen plásticamente y así, la unión podría desarrollar una fuga, a no ser que se ajusten los pernos de la brida semanalmente.

En la empaquetadura anular RX energizada a presión, el sello ocurre a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el OD de la empaquetadura. El aro se hace con un diámetro un poco más grande que las ranuras y se va comprimiendo despacio para lograr el sello inicial a medida que se ajusta la junta. El diseño RX no permite el contacto cara a cara entre los cubos o bridas dado que la empaquetadura tiene superficies que soportan grandes cargas en su diámetro interior para transmitir cargas externas sin deformación plástica de las superficies de sellado de la empaquetadura. Se debería usar una empaquetadura nueva cada vez que se arma la unión.

Empaquetaduras Anulares - abajo: tipo R; superior derecha: Tipo RX, inferior derecha: Tipo RX cara a cara

La empaquetadura anular tipo R no está energizada

por la presión interior.

EMPAQUETADURA ANULAR API TIPO R

EMPAQUETADURA ANULAR API TIPO RX ENERGIZADA A PRESIÓN

El propósito del conjunto de BOP es el de cerrar el

pozo y dejar la mayor flexibilidad

para las subsiguientes operaciones.

EMPAQUETADURAS ANULARES COMUNES


API adoptó la empaquetadura anular cara a cara RX energizada a presión como la unión estándar para las uniones a grampa. El sellado ocurre a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras anulares y el OD de la empaquetadura. La empaquetadura se hace con un diámetro un poco más grande que las ranuras. Se va comprimiendo despacio para lograr un sello inicial a medida que se ajusta la unión. El ancho aumentado del alojamiento asegura de que haya contacto cara a cara entre los cubos, pero esto deja a la empaquetadura sin soporte en su ID. Sin el soporte del ID de las ranuras anulares, la empaquetadura quizás no quede perfectamente redonda al ajustar la unión. Si la empaquetadura pandea o desarrolla partes planas, la unión podría tener fugas.

Cameron modificó las ranuras anulares API cara a cara tipo RX energizada a presión para evitar las fugas causadas por el pandeo de la empaquetadura en la ranura API. Se utilizan las mismas empaquetaduras anulares tipo RX energizadas a presión con estas ranuras modificadas. El sellado se logra a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el OD de la empaquetadura. La empaquetadura tiene un diámetro un poco más grande que las ranuras y se va comprimiendo despacio para lograr el sellado inicial a medida que se ajusta la unión. El ID de la empaquetadura tomará contacto con las ranuras cuando se va apretando. Esta limitación de la

empaquetadura evita las fugas causadas por el pandeo de la empaquetadura. En los cubos de contacto cara a cara las tolerancias de la empaquetadura y la ranura se mantiene dentro de una tolerancia de 0.022 pulgadas (0.56 mm).

La empaquetadura anular BX energizada a presión fue diseñada para que los cubos o bridas tengan contacto cara a cara. El sellado ocurre a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el OD de la empaquetadura. El diámetro de la empaquetadura es un poco más grande que las ranuras anulares. Se va comprimiendo de a poco para lograr el sellado inicial a medida que se ajusta la unión. La intención del diseño del BX fue el contacto cara a cara entre los cubos o bridas. Sin embargo, las tolerancias que se adoptan para las ranuras y la empaquetadura son tales que si la dimensión del aro está del lado alto del rango de tolerancia y la dimensión de la ranura está del lado bajo del rango de tolerancia, podría ser muy difícil lograr el contacto cara a cara. Sin el contacto cara a cara, las vibraciones y cargas externas pueden causar una deformación plástica del aro y eventualmente podría resultar en fugas. Tanto las uniones BX embridadas como a grampas son propensos a tener esta dificultad. Muchas veces se fabrica la empaquetadura BX con agujeros axiales para asegurar un equilibrio de presión, dado que tanto el ID como el OD de la empaquetadura podría tener contacto con las ranuras.

Empaquetaduras anulares - izquierda: tipo BX; derecha: tipo RX Cameron modificado.

EMPAQUETADURAS ANULARES API CARA A CARA TIPO RX ENERGIZADAS A PRESIÓN

RANURA ANULAR CAMERON CARA A CARA TIPO RX ENERGIZADA A PRESIÓN

EMPAQUETADURA ANULAR API TIPO BX ENERGIZADA A PRESIÓN

La empaquet-adura anular RX cara a cara energizada a presión es la junta estándar del API para las uniones a grampas.

CAPÍTULO 1010-16

Con las empaquetaduras anulares tipo AX y VX energizadas a presión, el sellado ocurre a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el OD de la empaquetadura. La empaquetadura se hace con un diámetro un poco más grande que las ranuras y se va comprimiendo de a poco para lograr el sellado inicial a medida que se ajusta la unión. El ID de la empaquetadura es liso y está casi emparejado con el agujero del cubo. El sellado ocurre en un diámetro, que es apenas un poco más grande que el diámetro del agujero del cubo, entonces la carga de la presión axial en el collar de unión se mantiene absolutamente al mínimo. El cinturón (resalto) en el centro de la empaquetadura evita el pandeo o retroceso a medida que se va armando la unión. El OD de la empaquetadura está ranurado para permitir el uso de pasadores o pestillos retractables para retener la empaquetadura en forma positiva en la base del collar de unión cuando se separan los cubos.

El diseño de las empaquetaduras AX y VX permite lograr el contacto cara a cara entre los cubos con un mínimo de fuerza de la abrazadera. Se utiliza en la base del collar de unión porque la empaquetadura inferior se debe retener en forma positiva en la unión cuando se separan los cubos. Su diseño asegura que la carga de la presión axial en la unión del collar se mantenga absolutamente al mínimo. Las cargas externas se transmiten completamente a través de las caras del cubo y no pueden dañar a la empaquetadura. Las empaquetaduras AX y VX también son adecuadas para las salidas laterales en la columna del preventor dado que estas salidas no están sujetas a acanalado.

Las empaquetaduras anulares CX energizadas a presión permiten que el contacto cara a cara entre los cubos se logre con una fuerza mínima de abrazadera. El sellado ocurre a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el OD de la empaquetadura. Las cargas externas se transmiten completamente a través de las caras del cubo y no pueden dañar a la empaquetadura. La empaquetadura se hace con un diámetro apenas un poco más grande que las ranuras y se va comprimiendo de a poco para lograr el sello inicial a medida que se ajusta la unión. La empaquetadura fue diseñada después que la AX, pero está rebajada en vez de estar al nivel con el agujero del cubo para protegerlo contra el acanalado. La empaquetadura sella aproximadamente el mismo diámetro que las empaquetaduras RX y BX. El cinturón (resalto) en el centro de la empaquetadura evita el pandeo o retroceso a medida que se arma el preventor de reventones o la unión del tubo vertical.

La tubería que entra en contacto con el conjunto de BOP crea una fricción y desgaste de metal sobre metal. Debería caer por el centro de la columna del preventor de reventones y no entrar en contacto con ella. Sin embargo, a menudo es difícil centrar el agujero de la columna de preventor de reventones. El movimiento, asentamiento o inclinación del equipo puede hacer que el agujero de la columna del preventor de reventones quede descentrado. Si la torre no está perpendicular en la base, la punta

Empaquetaduras anulares -izquierda: tipo AX o VX; derecha: Cameron tipo CX

EMAQUETADURA ANULAR CAMERON TIPO AX Y VETCO TIPO VX ENERGIZADA A PRESIÓN

EMPAQUETADURA ANULAR CAMERON TIPO CX ENERGIZADA A PRESIÓN

Las empaquet-aduras anulares CX energizadas

a presión permiten un

contacto cara a cara entre los cubos con una

fuerza de abrazadera

mínima.

MINIMIZANDO EL DESGASTE DEL PREVENTOR DE REVENTONES


Otra fuente de algunos problemas es el uso de mangueras de baja presión donde no hay mucho lugar para tubería de acero. Esta es una situación doblemente mala. Los pandeos excesivos en la tubería, o las líneas dobladas junto con situaciones de alta presión, no son buenas prácticas. Esto se torna especialmente peligroso si la línea involucrada es la línea del estrangulador.

En la columna se debería incluir una línea de llenado encima del preventor superior. El propósito de esta línea es el de llenar el pozo durante las maniobras y cuando no se está circulando el pozo. Esta línea no tiene mucho mantenimiento, aunque si se deja algún fluido en la línea podría taponarse y los fluidos corrosivos podrían dañar la línea.

El diseño de la herramienta para probar el preventor de reventones (testing tool) varía, pero es un dispositivo que se sujeta a la punta de una tubería y se corre hasta el fondo de la columna del preventor de reventones o en el cabezal de la tubería de revestimiento e inicialmente el peso de la tubería lo sostiene en su lugar. Es normal que tenga aros de sellado de elastómero y también podría tener varias tazas de sellado para efectuar el sello. Cuidado: si fallan los sellos, se podría energizar el hoyo. Encima de lo sellos hay una abertura al ID de la tubería para permitir que se bombee agua para llenar el hoyo y permitir que se prueben los preventores de reventones a presión. En la parte suprior de la(s) unión(es) de la tubería hay otra herramienta que tiene los accesorios de conexión del manifold hasta la bomba de pruebas.

podría estar descentrada del pozo por varios pies.El efecto del desgaste no es inmediato, porque

los arietes y el preventor anular pueden cerrarse y ser probados. Pero los daños a largo plazo son severos. Pueden resultar en un desgaste excéntrico en el diámetro del conjunto, o en las caras de los arietes y el anular. También puede haber desgaste y daños en la tubería de revestimiento (casing) y en el cabezal del pozo. Los daños menores podrían sellar en una prueba, pero existe la posibilidad de que habrán más daños y que la columna no sellará durante una surgencia. Aparte de eso, la reparación del interior de la columna es una tarea para la planta de la fábrica y es larga y costosa. Generalmente, aros de desgaste o bujes minimizarán el desgaste y los daños interiores.

Además, la columna debería estar estable. Las retenidas de alambre (contravientos) y los tensores deberían ser horizontales o salir hacia arriba de la columna o llevar a un punto de anclaje afuera de la subestructura. Si la retenida va hacia abajo, podría causar el pandeo de la tubería de revestimiento si el equipo se asienta.

Las conexiones de las líneas de alta presión a la columna son puntos débiles que hay que verificar y volver a verificar. Algunos de los problemas incluyen el uso de niples demasiado livianos, aros de sellado sucios, superficies dañadas en las planchas de apoyo, tuercas flojas y niples o tuberías largos sin soporte. Hay muy poco para decir acerca de estos puntos que no cae bajo el encabezamiento del sentido común.

Asegúrese de que las conexiones estén bien hechas

Herramienta para probar el preventorde reventones

Válvula operada manualmente

El propósito de una línea de llenado es el de llenar el pozo durante las maniobras y cuando no se está circulando el pozo.

CONEXIONES EN LAS LÍNEAS DE ESTRANGULACIÓN /AHOGO

HERRAMIENTA DE PRUEBA DEL PREVENTOR DE REVENTONES

LÍNEA DE LLENADO

CAPÍTULO 1010-18

Superior: se mantienen cargados los sistemas de acumuladores por medio de bombas de aire o eléctricas.

Inferior derecha: una unidad de acumulador.

En el mantenimiento de la herramienta de prueba se debería incluir la inspección del componente, la limpieza y el almacenamiento correctos después de cada uso y la inspección y reposición de los elastómeros de sellado según sea necesario.

Los preventores de reventones para la perforación rotativa datan desde los inicios de este siglo. Sin embargo, recién fue en los años de los 50 que hubieron buenos métodos para cerrar los preventores. Las unidades más antiguas de los preventores de reventones usaban un sistema de eje roscado manual. Todavía se usan algunos sistemas de cierre manuales en los equipos pequeños. Durante el inicio de una surgencia, es esencial cerrar el pozo rápidamente para mantener el amago de reventón (surgencia) pequeño. Generalmente los sistemas que funcionan manualmente son más lentos que las unidades hidráulicas y pueden llevar a volúmenes de influjo mayores.

Se han probado las bombas de fluidos, aire del equipo y unidades con bombas hidráulicas y ninguno fue satisfactorio. Los acumuladores hidráu-licos son los primeros sistemas que han resultado ser satisfactorios.

El acumulador provee una manera rápida, confi-able y práctica para cerrar los preventores cuando ocurre un amago de reventón (surgencia). Debido a la importancia de la confiabilidad, los sistemas de cierre tienen bombas adicionales y un volumen

excesivo de fluido además de los sistemas alternati-vos o de apoyo. Las bombas de aire / eléctricas se conectan para recargar la unidad automáticamente a medida que disminuye la presión en el botellón del acumulador.

El sistema estándar de los equipos utiliza un fluido de control de aceite hidráulico o una mezcla de productos químicos y agua guardados en botellas de acumuladores de 3.000 psi (206,84 bar). Se guarda suficiente fluido para usar bajo presión para que todos los componentes de la columna puedan funcionar con presión, junto con una reserva para seguridad.

En aquellos ambientes que son extremadamente fríos, se debe tener cuidado de no dejar que la temperatura del núcleo del acumulador caiga por debajo del punto de congelamiento. Los elementos de goma que están adentro, tales como las vejigas, se tornarán quebradizos y pueden reventar.

Se debería hacer el mantenimiento del sistema básico del acumulador por lo menos cada 30 días o en cada pozo (el que ocurra primero). La siguiente programación de 30 días es una guía, pero quizás no sea suficiente para algunas operaciones. Hay que verificar lo siguiente durante el mantenimiento operativo del paquete maestro del acumulador.

SISTEMAS DE CIERRE/ACUMULADOR

El acumulador provee una

manera rápida y confiable para

cerrar el preventor de reventones

cuando ocurre una surgencia.


Verifique y registre la presión de la precarga cada 30 días o para cada pozo, lo que ocurra primero.

1. Limpie y lave el filtro de aire.

2. Llene el lubricador del aire con un aceite de peso 10 (o peso especificado)

3. Verifique el empaque de la bomba de aire. El empaque debería estar lo suficientemente flojo como para que la varilla esté lubricada, pero no tan flojo como para que gotee.

4. Verifique el empaque en la bomba eléctrica.

5. Retire y limpie los filtros de succión. Están ubicados en la succión tanto de las bombas de aire como de las bombas eléctricas.

6. Verifique el baño de aceite para el mando a cadena en la bomba eléctrica (si tiene transmisión de cadena). Debería estar siempre lleno de aceite para cadenas. Verifique el fondo del reservorio de aceite para ver si tiene agua.

7. El volumen del fluido en el reservorio hidráulico debería estar al nivel de operaciones (generalmente de dos tercios a tres cuartos lleno).

8. Retire y limpie los filtros hidráulicos de alta presión.

9. Lubrique las válvulas de cuatro vías (las válvulas de operación). Hay conectores de grasa en la consola de montaje y por lo general hay una tasa de grasa para el vástago del émbolo.

10. Limpie el filtro de aire en la línea del regulador.

11. Verifique la precarga de las botellas individuales del acumulador (la lectura debería ser de 900 a

1100 psi [52,05 a 75,84 bar]).

Un elemento importante del acumulador es la precarga de nitrógeno de 1000 psi (68.95 bar) en el botellón. Si los botellones pierden su carga por completo, no se puede guardar ningún fluido adicional bajo presión. Mantenga los botellones cerca de su presión de precarga operativa de 1000 psi (68.95 bar). El nitrógeno tiene la tendencia de fugarse o perderse con el tiempo. La pérdida varía con cada botellón pero se debería inspeccionar cada botellón en el banco y registrar su precarga cada 30 días, o cada pozo, lo que ocurra primero, utilizando el siguiente procedimiento:

1. Cierre el aire que va a las bombas de aire y la energía que va a la bomba eléctrica.

2. Cierre la válvula de cierre del acumulador.

3. Abra de válvula de purga y purgue el fluido de nuevo al reservorio principal.

4. La válvula de purga debería permanecer abierta hasta que se haya inspeccionado la precarga.

5. Retire el protector de la válvula de precarga de la botella del acumulador. atornille el ensamble del manómetro. Abra la válvula de la precarga del acumulador desatornillando la manija en T. Verifique la presión de la precarga. La lectura en el manómetro debería ser de 1000 psi (68.95 bar) o dentro del rango entre 900 a 1100 psi [62.05 a 75.84 bar]). Si está alta, purgue

Arriba: una unidad de acumulador típicaDerecha: una botella de acumulador cilíndrica

LA PRECARGA DE NITRÓGENO

CAPÍTULO 1010-20

En los conjuntos de BOP

submarinos, las botellas podrían

estar en la columna.

la presión excesiva; si está baja, recargue con nitrógeno hasta la presión correcta. Cierre la válvula de precarga por medio de atornillar la barra en T, retire el ensamble del manómetro. Vuelva a conectar el protector.

6. Abra la válvula de cierre del acumulador.

7. Abra el aire y la energía. La unidad debería recargar automáticamente.

Este procedimiento es para una unidad de cierre normal. Hay algunas variaciones con equipos u opera-ciones especializados. Por ejemplo, en las columnas de los preventores submarinos, los botellones podrían estar en la columna. La precarga en estas botellas en aguas profundas es la presión hidrostática calculada para el agua de mar más 1000 psi (68,95 bar), más un margen de seguridad para filtraciones o temperatura. Las botellas de alta presión evitan su ruptura cuando se precargan en la superficie.

El fluido que se usa en el acumulador debería ser un lubricante que no sea corrosivo ni que forme espuma, que no debería ni ablandar los elementos de sellado de goma ni hacer que se vuelvan quebradizos. Debería ser resistente al fuego y al clima. El aceite hidráulico cumple con estos requerimientos.

También es satisfactoria una mezcla de agua dulce y aceite soluble (con glicol etílico para climas frías y compuestos contra el hervor para temperatu-ras elevadas). El aceite soluble con agua es más barato y no es considerado un contaminante, entonces se prefiere éste antes que el aceite hidráulico. En climas cálidos podrían acumularse bacterias, algas y hongos en el sistema. Se deberían agregar productos químicos (bactericidas, fungicidas, etc.) para evitar este crecimiento y de acuerdo con las recomendacio-nes del fabricante.

Los aceites inapropiados / aguas corrosivas dañarán el acumulador y los elementos de cierre de la columna del preventor de reventones.

El sistema del acumulador debería tener sufici-ente capacidad como para proveer el volumen nece-sario para cumplir con o sobrepasar los requerimien-tos mínimos de los sistemas de cierre. Hay varios procedimientos estándar para calcular los volúmenes requeridos y los factores de seguridad. Por ejemplo,

en el API RP 16E se detallan las matemáticas involucradas para calcular el volumen mínimo del API. MMS requiere 1.5 veces el volumen necesario (un factor de seguridad del 50%) para cerrar y mantener cerradas todas las unidades del preventor de reventones con un mínimo de 200 psi (13.79 bar) por encima de la presión de la precarga. Otras agencias gubernamentales, organizaciones o políti-cas empresariales tienen requerimientos diferentes. Dado que es mejor tener más que el volumen mínimo, la mayoría de los operadores y contratistas prefieren usar tres veces el volumen necesario para cerrar todo lo que está en la columna. La idea es de tener energía de reserva para que el sistema del acumulador opere la columna y que todavía quede más que la precarga de nitrógeno.

Una estimación rápida de un sistema normal de 3000 psi (206.84 bar) con una precarga de1000 psi (68.95 bar) es de usar la mitad del volumen de la botella del acumulador. Se puede usar aproxima-damente la mitad del total del tamaño del botellón antes de que la presión caiga hasta 200 psi (13.79 bar) por encima de la precarga. (un botellón de 20 galones [75.7 l] tiene un volumen de aproxima-damente 10 galones [37.85 l] que se puede usar. Las esferas más grandes generalmente tienen un volumen de 80 galones [302.83 l] y un volumen de 40 galones [151.42 l] que se puede usar).

Para Cerrar el Preventor Anular Hydril GK 13-5/8” (346.08 mm) = 17.98 galones (68.06 l) (3) Arietes Tipo U de Cameron de 13-5/8” (346.08 mm) para Cerrar 5.80 galones (21.96 l) por 3 juegos de arietes = 17.40 galones (65.86 l)Total para 1 cierre = 35.38 galones (133.93 l)Requerimiento de Seguridad para el Acumulador (Factor de cierre de 1.5) = 35.38 galones (133.93 l) por 1.5 = se necesitan 53.07 galones que se pueden usar (200.89 l)Los 53.07 galones se redondean hasta el siguiente múltiplo de 10 para un total de 60 galones (227.12 l) de fluido que se puede usar.En este ejemplo, sería necesario tener seis botellas o esferas de 20 galones (75.71 l) o una combinación que daría un total mínimo de 60 galones (227.12 l) de fluido que se puede usar. Si se usa un sistema que no sea el de los 3.000 psi (206.84 bar) - digamos uno de 2.000 psi (137.89 bar) o 1500 psi (103.42 bar) - o hay que cumplir con requerimientos exactos, use el siguiente cálculo.

REQUERIMIENTOS DE VOLUMEN

EJEMPLO 1 - CÁLCULO DEL VOLUMEN NECESARIO PARA EL ACUMULADOR, FACTOR DE CIERRE DE 1.5

FLUIDOS DE CARGA DEL ACUMULADOR


El propósito del manifold es el de proveer un método de circulación desde la columna del preventor de reventones bajo una presión controlada. El manifold provee rutas alternativas para que se puedan cambiar o reparar los estranguladores y las válvulas.

El boletín API RP-53 3.A.3 provee una descripción del manifold del estrangulador y las prácticas recomendadas para su planificación e instalación. Las recomendaciones incluyen:w Los equipos del manifold que están sometidos a la

presión del pozo y/o de la bomba (generalmente están aguas arriba de los estranguladores e incluyéndolos) deberían tener una presión de trabajo que sea al menos igual a la presión de trabajo de los preventores de reventones que se están usando. Se deben probar estos equipos cuando se instalan a presiones que sean igual a la presión de trabajo de la clasificación de la columna del preventor de reventones que está en uso. w Los componentes deberían cumplir con las

especificaciones aplicables de API para acomodarse a la presión, temperatura, abrasividad, y corrosividad anticipada para los fluidos de la formación y los fluidos de perforación.

V3 = VR ÷ ([P3 ÷ P2] - [P3 ÷ P1])

Donde:P1 = Presión máxima cuando está con carga plenaP2 = Presión mínima de operaciónP3 = Presión de la precarga de nitrógenoV1 = Volumen de nitrógeno a la presión máximaV2 = Volumen del nitrógeno a la presión míni ma de operaciónV3 = Volumen total del acumuladorVR = Total del fluido que se puede usar (incluy endo el factor de seguridad)

Usando el volumen requerido de 53.07 galones (200.89 l) del Ejemplo 1 (incluye el factor de seguri-dad de 1.5), ¿cuál es el volumen total del acumula-dor requerido para un sistema de 2000 psi (137.8 bar) con 1000 psi (68.95 bar) de precarga y 1200 psi (82.7 bar) de presión mínima de operación?

V3 = VR ÷ ([P3 ÷ P2] - [P3 ÷ P1]) = 53.07 ÷ ([1000 ÷ 1200] - [1000 ÷ 2000]) = 53.07 ÷ (0.8333 - 0.5) = 53.07 ÷ 0.3333 = 159.22 redondeado a 160 galones (605.6 l)

Tanque de Amortiguación (colector)


Válvula de Compuerta FLS Manual


Estrangulador Hidráulico


Transmisor J2

Transmisor J2

Medidor de Presión (Manómetro)


Válvula de Compuerta Hidráulica

Adjustable Chocke

Estrangulador Manual

Varias muestras de manifolds de estranguladores







Transmisor J2

Transmisor J2



Válvula de Compuerta Hidráulica

Adjustable Chocke

Estrangulador Manual

EJEMPLO 2

MANIFOLD DEL ESTRANGULADOR

Cuando estén instalados, pruebe los equipos del manifold a presiones que sean iguales a la presión de trabajo clasificada para la columna del preventor de reventones en uso.

CAPÍTULO 1010-22

La línea del estrangulador

debería ser lo más recta posible.

w Para las presiones de trabajo de 3M (206.84 bar) y más, sólo se deberían usar conexiones embridadas, soldadas o engrampadas con los componentes sometidos a la presión del pozo.w Se debería colocar el manifold del estrangulador

en un lugar accesible, preferentemente afuera de la subestructura del equipo.w La línea del estrangulador (que conecta la

columna del preventor de reventones con el manifold del estrangulador) y las líneas aguas abajo del estrangulador:A. Debería ser lo más recta posible que sea

práctico; si se requiere algún codo, debería ser orientado específicamente.

B. Debería estar firmemente anclada para evitar excesivos movimientos o vibraciones.

C. Debería tener un diámetro de suficiente tamaño para evitar una erosión excesiva o fricción de fluidos.

1. El tamaño mínimo recomendado para las líneas del estrangulador es de 3” (76.2 mm) de diámetro nominal (los diámetros nominales de 2” [50.8 mm] son aceptables para las instalaciones de Clase 2M [137.89 bar]).

2. El tamaño mínimo recomendado para las líneas de venteo aguas abajo de los estranguladores es de 2” (50.8 mm) dediámetro nominal.

3. Para volúmenes elevados y operaciones de perforación con aire / gas, se recomiendan

líneas de 4” (101.6 mm) de diámetro nominal o más grandes.

w Debería proveer rutas alternativas de flujo y quema aguas abajo de la línea del estrangulador para que se puedan aislar las piezas erosionadas, taponadas o que funcionan mal para ser reparadas sin interrumpir el control del flujo.w Debería considerar las propiedades para bajas

temperaturas de los materiales utilizados en las instalaciones que estarán expuestos a temperaturas inusitadamente bajas.w La línea de purga (la línea de venteo que se desvía

de los estranguladores) debería ser por lo menos igual en diámetro que la línea del estrangulador. Esta línea permite que el pozo circule con los preventores cerrados mientras que mantiene un mínimo de contrapresión. También permite un alto volumen de purga de los fluidos del pozo para aliviar la presión de la tubería de revestimiento estando los preventores cerrados.w Aunque no se muestra en las ilustraciones de

los equipos típicos, los tanques de amortiguación (colectores) a veces se instalan aguas abajo de los ensambles de estranguladores para manipular las líneas de purga juntas. Cuando se usan colectores, se deberían tomar las previsiones para aislar una falla o malfuncionamiento sin interrumpir el control del flujo.w Se deberían instalar medidores de presión que

sean adecuados para servicio con fluidos abrasivos

Izquierda: estrangulador de producciónMedio: estrangulador manual ajustableDerecha: Armado del preventor anular


Los estrangul-adores ajustables se pueden operar manual o remotamente para ajustar el tamaño del orificio.

para que se puedan supervisar con exactitud las presiones en la tubería o la tubería de perforación y el espacio anular y que sean fácilmente visibles en la estación donde se realizarán las operaciones de control del pozo.w Todas las válvulas del manifold del estrangulador

que están sometidos a erosión al controlar el pozo deberían ser de paso total (apertura plena) y estar diseñadas para operar con gas de alta presión y fluidos abrasivos. Se recomienda usar dos válvulas de abertura plena entre la columna del preventor de reventones y la línea del estrangulador en las instalaciones con presiones de trabajo clasificadas en 3M 8206.84 bar) y más.w Para aquellas instalaciones clasificadas para

presiones de trabajo de 5M (344.74 bar) y más, se recomienda lo siguiente:A. Una de las válvulas en el párrafo anterior

debería ser accionada a distancia.B. Se deberían instalar dos válvulas

inmediatamente aguas arriba de cada estrangulador.

C. Se debería instalar por lo menos un estrangulador remoto. Si se anticipa que se utilizará este estrangulador por tiempo prolongado, se debería usar un segundo estrangulador remoto.

w Todos los estranguladores, válvulas y tubería debería estar clasificados para servicio con H2S.

El estrangulador controla el caudal de flujo de los fluidos. Al restringir el fluido a través de un orificio, se coloca fricción o contrapresión en el sistema, permitiendo controlar el caudal del flujo y la presión del pozo.

Los estranguladores para controlar pozos tienen un diseño diferente que los estranguladores para la producción de gas y petróleo. En general, el estrangulador de producción no es adecuado para controlar un pozo. Se usan estranguladores que se pueden ajustar manualmente para algunas aplicaciones de control de pozos, pero la mayoría de las operaciones a presión usan estranguladores ajustables a distancia.

Los estranguladores fijos (porta orificios) gener-almente tienen un cuerpo de estrangulador en línea para permitir la instalación o cambio del tubo reductor del estrangulador con un orificio de cierto tamaño.

Se pueden operar los estranguladores ajustables manual o remotamente para ajustar el tamaño del orificio.

Este es el tipo básico de estrangulador. Tiene una barra ahusada y un asiento. A medida que la barra se acerca más al área de asiento, hay menos distancia libre y más restricciones para el fluido que pasa por

Arriba izquierda: estrangulador hidráulico remotoAbajo izquierda, centro y derecha: varios tipos de paneles para estranguladores remotos

ESTRANGULADORES AJUSTABLES MANUALES

ESTRANGULADORES FIJOS

ESTRANGULADORES AJUSTABLES

ESTRANGULADORES

CAPÍTULO 1010-24

Los estrangul-adores ajustables

remotos son los estranguladores preferidos en las operaciones de

perforación.

ella, produciendo más contrapresión en el pozo.A menudo este tipo de estrangulador es el

equipo para controlar pozos al cual menos atención se le presta. Sirve como el estrangulador de apoyo y muchas veces como el estrangulador primario en las operaciones. Se debería tener cuidado de lubricar, operar y probar este equipo vital regular y correctamente, de acuerdo con las pautas de los cuerpos estatales o federales o gubernamentales.

Los estranguladores ajustables remotos son los estranguladores preferidos en las operaciones de perforación y para trabajos relacionados con presión. Proveen la capacidad de supervisar las presiones, las emboladas y controlar la posición del estrangulador, todo desde una sola consola. Los dos fabricantes más comunes son Cameron y Swaco..

Por lo general el estrangulador de Cameron está disponible con rangos de operación entre 5000 a 15000 psi (344.74 a 1034.21 bar). Están compensados (especificados) para trabajar con H2S. El estrangulador utiliza una barra que entra y sale de una puerta (asiento) de estrangulación ahusada. En su uso general, a su apertura plena cuando la barra está completamente salida de la puerta, provee una apertura de 2” (50.8 mm). El mecanismo de operación es un cilindro de doble acción que opera con la presión hidráulica de la consola del estrangulador. Varios fabricantes proveen estranguladores que tienen esencialmente el mismo diseño que el estrangulador Cameron.

El “Súper Estrangulador” de Swaco normalmente está disponible en rangos de operación entre 10000 psi (689.47 bar) y 15000 psi (1034.21 bar). El estrangulador de 10000 psi (689.47 bar) está disponible con especificación normal y para H2S. El estrangulador utiliza dos placas solapadas de carburo de tungsteno, cada una con una apertura de media luna, que se mueven alineándose o no. La apertura plena, cuando las dos media lunas están en línea, produce una apertura de un poco menos del área de un tubo reductor de inserción completo para estrangulador de 2” (50.8 mm). El estrangulador cierra y sella bien ajustado para actuar como una válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble acción que operan un piñón y cremallera que hacen girar la placa superior del estrangulador. El aire del equipo de perforación que energiza el panel del estrangulador provee la presión hidráulica.

Ambos estranguladores tienen paneles de operación que incluyen la posición del estrangulador, contadores de golpes (emboladas) y/o volumen, medidores de presión de la tubería vertical (stand pipe) /tubing y la tubería de revestimiento, una válvula de posicionamiento, una bomba para operaciones hidráulicas y un interruptor para prender-apagar (dar potencia).

Ambos tipos de estranguladores son buenos en operaciones de control de pozos. Las limitaciones básicas comunes en ambos tipos es que rara vez se utilizan y tienden a congelarse, perder la presión del manómetro y estén desconectados los contadores de la bomba. Se puede resolver todos estos problemas por medio de operar el estrangulador en cada turno y correr una verificación semanal del funcionamiento y operación del panel del estrangulador.

Separador de lodo / gas

Lodo cortadocon gas de la l nea de flujo o zaranda

El Sistema de Contención Total de Gas de Swaco Ventea Todos los Gases de Manera Segura

L nea para venteo del gas

Contraflujo

L nea de venteo de gas

L nea de venteo de gas

Desgasificador al vac o

Tanque de lodo

Lodo desgasificado

Separador de lodo / gasEstrangulador

ajustable a control remoto

ESTRANGULADORES AJUSTABLES REMOTOS


EQUIPOS PARA MANEJAREL GAS

Los equipos para manejar el gas son una parte vital de los equipos para controlar reventones. Sin éstos, las operaciones para controlar un pozo son difíciles y pueden ser peligrosas debido al gas que está en la locación. Los equipos que manejan el gas remueven los grandes volúmenes de gas que podrían causar una mezcla explosiva si se permitiera que se mezclen con el aire alrededor del equipo.

Los separadores de gas (gas busters) general-mente son la primera línea de defensa del gas en locación. Un separador de gas es un recipiente sencillo y abierto que está conectado a la punta de la línea del manifold o estrangulador, justo antes de que el fluido entra en la pileta de succión o línea de retorno.

La mayor cantidad de gas que sube con una surgencia se separará del fluido luego del estrangula-dor. El separador maneja este gas. El separador de gas permite que el gas libre que sale del fluido salga del sistema y gravite o sea empujado hacia la línea de quema o coronamiento de la torre. El diseño varía desde un simple cilindro abierto que se usa con algunos manifolds hasta el separador más complejo que opera con un flotador.

Con los fluidos claros (livianos), el separador de gas podría ser suficiente. La baja viscosidad de

los fluidos claros permite que el gas salga del fluido bajo la presión atmosférica. Con los fluidos viscosos (más espesos), solo con el separador de gas quizás no sea suficiente.

La fuga de gas (“gas blow-by”) es un término que se utiliza para describir la sobrecarga de este equipo a medida que la presión se incrementa adentro del separador de gas, desplazando el fluido en el cierre hidráulico y permitiendo que el gas entre en el área de la pileta. Se debería supervisar la presión adentro del separador de gas cuando el gas está en la superficie y ésta se debe mantener en valores que evitan esta sobrecarga y reducen la posibilidad de una ruptura del recipiente.

El desgasificador tiene una capacidad limitada para manejar volúmenes de gas, pero dado que el volumen de gas que está arrastrado (atrapado) en el fluido es bajo, por lo general el desgasificador es adecuado. Si la viscosidad del fluido es alta o si el fluido está contaminado, el gas quizás no salga libremente. Los desgasificadores pueden separar el gas arrastrado en el fluido por medio de usar una cámara de vacío, una cámara presurizada, un rocío centrífugo o una combinación de estos diseños. El desgasificador más común es un tanque al vacío o una bomba de rocío, pero hay muchos desgasifica-dores y algunos combinan las funciones. Los tres desgasificadores más comunes son el desgasificador al vacío de SWACO, el Desgasificador al vacío de Welco y la Bomba Desgasificadora Seeflo (“flujo a la vista”) de Drilco.

Dos desgasificadores comunes

Los separad-ores de gas del lodo son la primera línea de defensa del gas en locación.

DESGASIFICADORESSEPARADORES DE GAS DEL LODO (GAS BUSTERS)

CAPÍTULO 1010-26

Los desgasificadores no requieren de mucho mantenimiento. Hay que lubricar las bombas y calcular su tamaño correctamente. Cuando se usa un brazo del flotador, hay que mantener las juntas lubricadas. Cuando se usa una bomba al vacío, hay que vaciar el separador que está delante del compresor diariamente.

En general, los desgasificadores al vacío son más eficaces para trabajar con lodos viscosos pesados donde es difícil extraer el gas. En cualquier operación de desgasificación, se incrementan los requerimientos del tiempo de pasaje y la energía para su extracción a medida que se incrementan la viscosidad del lodo y las fuerzas del gel.

Normalmente el desgasificador ingresa el fluido de una pileta próxima a las zarandas y descarga el fluido desgasificado en una pileta aguas abajo y hacia la pileta de succión. También se usan desgasificadores en la línea de flujo que minimizan la cantidad de gas que va a las zarandas.

Un método para cerrar la sarta es una parte básica del equipo para controlar el pozo. Los equipos para cerrar la tubería o la tubería de perforación incluyen las válvulas de seguridad, las flotadoras y los preventores de reventones interiores. Estos equipos los manejan la cuadrilla de la plataforma. Es esencial que el perforador y el jefe de equipo se aseguren que la cuadrilla entiende las reglas para la operación y el mantenimiento de estos equipos esenciales.

La válvula superior del vástago (kelly cock superior) es una parte estándar del conjunto de la junta superior del kelly. La figura abajo muestra una válvula superior OMSCO que tiene una válvula integral de sentido único. Otras válvulas superiores son simplemente válvulas tipo esfera, charnela o tapón. El propósito básico de la válvula superior es el de proteger a la manguera de perforación, la cabeza giratoria y el equipamiento de superficie de las altas presiones del pozo. Generalmente se prueba con presión cuando se prueba la columna. Hay un mantenimiento limitado en la válvula superior.

La válvula inferior del vástago (kelly cock infe-rior) es una válvula que abre completamente, apoy-ando la válvula superior. Permite que se retire el vástago cuando la presión en la sarta es mayor que la clasificación de los equipos de superficie. Una práctica común es la de usar la válvula inferior como una válvula para ahorrar fluido o lodo. El uso continuo de la válvula inferior tiene su ventajas y desventajas. La válvula se opera en cada conexión entonces se mantiene libre y en condiciones de operación. La cuadrilla aprende cómo operar la válvula y la manija se mantiene cerca (disponible).

Izquierda: una válvula superior del vástagoDerecha: una válvula de seguridad que de apertura plena

VÁLVULA SUPERIOR DEL VASTAGO

La válvula superior del vástago

protege la manguera de

perforación, la cabeza giratoria y

el equipamiento de superficie de

las altas presiones del pozo.

VÁLVULAS DE SEGURIDAD Y FLOTADORAS

VÁLVULA INFERIOR DEL VASTAGO


Por otra parte, el uso repetido de esta válvula de esfera para este fin puede reducir su vida operativa. Algunos equipos han informado acerca del engrane de las roscas de la válvula a raíz del continuo armado y desarmado. Se puede eliminar el engrane a través del uso de un sustituto de unión. Se deberían inspeccionar las roscas semanalmente con un medidor de roscas para ver si hay alguna señal de estiramiento. Además, se debe hacer una inspección visual para ver si hay engranamiento.

Además de las válvulas en la junta kelly, se requiere mantener otra válvula de seguridad de apertura plena en la plataforma (piso) del equipo. Si ocurre una surgencia durante una maniobra, hay que instalar esta válvula de inmediato. Manténgala en un lugar donde esté a mano. Debe estar en posición abierta y la manija para cerrarla tiene que estar en un lugar visible, a fácil disposición de la cuadrilla. Si se usa una sarta combinada, o se está corriendo una tubería de revestimiento (entubando), entonces debe haber una reducción en la conexión de la válvula u otra válvula con las roscas de conexión apropiadas.

La válvula de seguridad o de conexión, comúnmente llamada una válvula de piso, héroe o TIW, es una válvula de esfera de apertura plena. La válvula de conexión debe ser lo suficientemente liviana como para que la cuadrilla la pueda levantar, o se deben tomar la provisiones para que se pueda levantar con un elevador neumático o sistema de contrapeso. En la válvula también se puede instalar una manija removible en un buen punto

de contrapeso para que se pueda manejar con facilidad.

Las válvulas de conexión requieren muy poco mantenimiento, pero a igual que los estranguladores que rara vez se usan, necesitan ser operadas al menos una vez por semana para evitar que se congelen. El uso de sustitutos de reducción (para poder usar la válvula de conexión básica con diferentes tamaños de tubería) puede hacer que la válvula de conexión sea pesada, torpe y difícil de conectar.

El preventor de reventones interior (llamado a veces una válvula Grey) es una válvula de contrapresión o válvula antirretorno. Es una válvula de sentido único que opera a resorte que se puede trabar en posición abierta con una varilla de traba que se puede retirar. Su uso principal es para entrar al pozo bajo presión. La BOP interior permite circular el pozo, pero evita que la presión o el flujo regrese a la sarta. Es una herramienta sencilla y confiable, pero dado que no abre plenamente, el diámetro interior de la sarta queda limitado. Debido a su diseño, no se pueden correr las herramientas de los cables / alambre a través de él, entonces hay algo de renuencia para usar el preventor de reventones interior a menos que sea necesario.

No se debería usar el BOP interior para conectar en tubing o tubería de perforación que está fluyendo a pesar del término común de preventor de reventones interior. Si es necesario, se puede conectar después de detener el flujo con una válvula de seguridad. Debería haber siempre una en posición abierta en el piso del equipo en todo momento.

Izquierda: un preventor de reventones interiorArriba: una válvula de seguridad de paso apertura plena tipo kelly

Arriba: dos muestras de válvulas de contrapresión Derecha: una válvula tipo dardo

El preventor de reventones interior permite circular el pozo, pero evita que la presión o el flujo retorne por la sarta.

VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE APERTURA COMPLETA

PREVENTOR DE REVENTONES INTERIOR

CAPÍTULO 1010-28

La válvula flotadora estándar,

colocada justo encima del

trépano, protege a la sarta del contraflujo o

reventones interiores.

Muchos dispositivos pueden ser clasificados como válvulas de contrapresión. Las flotadoras, BOP interiores, las válvulas de contrapresión y las válvulas antirretorno actúan todas de manera similar para evitar que el flujo y la presión suban por la sarta. Estos dispositivos se utilizan en tales actividades como bajada bajo presión (stripping), la inserción contra presión (snubbing) y los trabajos con presión. En algunos casos se podrían necesitar para toda la operación de perforación, según la política de la empresa o del operador.

La válvula flotadora estándar, colocada justo encima del trépano, protege a la sarta del contraflujo o reventones interiores. Las dos flotadoras más comunes son de pistón a resortes (émbolo) y de charnela. Las del tipo émbolo son confiables, pero no abren plenamente. Ambos flotadores están disponibles en modelos de pestillo abierto para correr en el pozo con la válvula en posición abierta. El flujo que baja por la sarta liberará el pestillo y la válvula regresará a su modo de vía única. Si se harán estudios durante las operaciones de perforación, se debe instalar la herramienta para recibir el estudio encima del flotador y evitar que el instrumento del estudio quede atascado o pegado en el flotador.

Algunos flotadores tienen puertas. Esto se refiere a uno o más agujeros pequeños que se perforan en el flotador para que se pueda determinar la presión debajo del mismo. Se debería notar que se taponan fácilmente y a veces son lavadas.

El sistema de circulación está compuesto por muchos componentes individuales. Éstos incluyen bombas, líneas en la superficie, tubos verticales(stand pipe), mangueras de perforación (manguerote), cabezas giratorias, mando superior (top drive), sartas de trabajo, espacio anular del pozo (generalmente la tubería de revestimiento), zarandas, tanques para fluidos y manifolds de circulación afines (por ejemplo, bomba, tubería vertical, estrangulador y control).

Las bombas de desplazamiento positivo se usan para mover el fluido por el sistema de circulación. Las bombas dobles (duplex) tienen dos cilindros y las bombas triples (triplex) tienen tres. Debido al desplazamiento uniforme a volúmenes altos, el uso de las bombas triples es más común. Todas las bombas tienen camisas que se puede cambiar debido al desgaste o cavitación para así evitar daños al cuerpo de la bomba misma. Se puede cambiar las camisas a tamaños diferentes y así incrementar o disminuir el volumen de la bomba y la presión de salida.

Es normal que las bombas de los equipos de perforación vengan con uno o más contadores de golpes (emboladas), que son esenciales para el desplazamiento exacto del volumen. Si éstos no están disponibles, se utilizan los regímenes constantes y el tiempo de bombeo para hacer el seguimiento del volumen bombeado, aunque con un grado de menos precisión. Hay varios tipos de contadores de golpes disponibles, desde uno sencillo del tipo con barbas mecánicas hasta los dispositivos electrónicos

Izquierda: una válvula de

contrapresión tipo charnela

Derecha: una válvula de

disparo (salto)

VÁLVULAS DE CONTRAPRESIÓN (BVP)

SISTEMA DE CIRCULACIÓN


más complejos. Si se hace algún trabajo en la bomba, muchas veces estos contadores se dañan, se quitan o se alinean mal al volver a instalarlos. Se debe tener cuidado de colocar los contadores correctamente, lo cual se debería verificar contra la información que se tiene para asegurar que están funcionando correctamente.

Hay bombas de alto caudal / baja presión, de empresas de servicios, disponibles para algunas operaciones. La mayoría de la bombas puede tener una válvula de alivio (de disparo) para la presión, que se puede volver a resetear. Si la operación de la bomba sobrepasa el límite de la presión, la válvula de alivio de presión que está en la bomba dispara y deja que el pozo se descargue en las piletas

Las bombas se deben mantener en buenas condiciones. En la mayoría de las actividades de circulación para controlar un pozo, se requiere una presión constante de salida.

Los manifolds de circulación proveen la capacidad de seleccionar diferentes rutas para el flujo. La selección de la bomba y de la ruta del fluido, junto con el aislamiento de las bombas que no se están usando, se logran por medio del sistema del manifold de la bomba. El manifold del tubo vertical (stand pipe) transporta el fluido de las bombas al área superior de la torre de perforación para que se conecte con la manguera giratoria o de perforación. Esta manguera hace una conexión flexible entre el tubo vertical y la cabeza giratoria y permite que la tubería se desplace mientras bombea.

La cabeza giratoria es un dispositivo que permite que el vástago gire mientras se bombea. Los retornos del pozo pueden ser enviados desde el niple de campana (T de salida) en la columna del preventor de reventones en la superficie hasta los tanques o a través de un manifold de control (ahogo) conectado con los preventores de reventones.

La totalidad del sistema de manifolds quizás sea complejo. en cada turno se debería verificarlo para estar seguro de que esté correctamente alineado. No se debería cambiar mientras está bombeando a no ser que se haya abierto otra ruta para el flujo del fluido. Las bombas de cemento o líneas Chicksan podrían tener alineaciones específicas que sean diferentes de las rutas de bombas y retornos estándar.

En términos de los equipos para detectar los amagos de reventón (surgencias), el indicador de retorno probablemente sea el equipamiento más importante que se usa. Por lo general el indicador de retorno de lodo es una paleta en la línea de flujo. La paleta que está en la línea de flujo informa el flujo del fluido en la línea. Esta señal se envía a la consola del perforador, donde es comunicada como un porcentaje de flujo (% flujo) o galones por minuto (litros por minuto en el sistema métrico).

En la mayoría de las operaciones, un cambio rela-tivo en la tendencia establecida es un indicador de un potencial peligro. Entonces es sumamente importante que se detecte cualquier cambio en el flujo. Si ocurre una surgencia del pozo, algo ha entrado en él. Esto empujará el fluido afuera de la línea de flujo, indicado como un incremento en el flujo.

Izquierda: contador de golpes de la bombaDerecha: sensor de la línea de flujo

SISTEMA DEL MANIFOLD DE CIRCULACIÓN

La cabeza giratoria es un dispositivo que permite que el vástago (kelly) gire mientras se bombea.

INDICADOR DE RETORNO DE LODO (SENSOR DE LA LÍNEA DE FLUJO)

CAPÍTULO 1010-30

Las piletas con la succión y descarga del desgas-ificador no deberían permitir que el fluido fluya por la canaleta hasta el tanque siguiente. Estas canaletas deberían estar cerradas y se debe abrir el caño nivelador en la parte inferior. De esta manera, el lodo cortado por gas, más liviano, que flota en la parte superior, no fluirá a los tanques de circulación y mezcla. El mismo principio se aplica también para los tanques de mezcla y succión.

Para la mayoría de las operaciones hacen falta buenas instalaciones de mezclado. Si se van a mezclar productos químicos en el sitio, se van a densificar o acondicionar los fluidos o si hay que mantener el fluido en movimiento, se usa una bomba y líneas de circulación. Generalmente se usan bombas centrífugas o con propulsores para mezclar el fluido y los químicos. Estas bombas para mezclar el lodo generalmente se alinean a través de un sistema de chorros (jet) y tolvas para mezclar el fluido. La bomba luego descarga el fluido en la parte superior del tanque o a través de las pistolas de chorro (escopetas). Las líneas de descarga y las escopetas airearán hasta cierto punto el fluido en el tanque. Se pueden usar depuradores de oxígeno para eliminar este problema.

El funcionamiento y mantenimiento básico de un sensor de flujo es observar si opera cuando se prende y se apaga la bomba. Se debe cambiar la tasa (régimen) de bombeo para ver si el sensor de flujo informa el cambio. Los sensores de flujo se atascan con facilidad, por tanto, hay que inspeccionarlos a menudo para asegurar que tengan su rango completo de movimiento. No funcionan bien en líneas de flujo planas o llenas al ras.

La función de un sistema de piletas o tanques interconectados entre sí es la de guardar, tratar o mezclar los fluidos para su circulación o almace-namiento. Se debe determinar el volumen de las piletas para cada trabajo en particular y deberían haber suficientes tanques a mano. Es normal que se usen varias piletas o tanques y el fluido puede ser enviado por canaletas que se interconectan con el sistema de piletas, por las líneas de nivelación de tanque a tanque, o utilizando manifolds de circulación / mezcla. El primer tanque desde la línea de flujo es generalmente una trampa de arena o tanque de asentamiento para evitar que la arena o partículas sólidas no deseadas entren en los princi-pales tanques de mezcla, circulación y succión.

Se deben organizar las piletas para maximizar el efecto desgasificador de estos equipos.

Izquierda y centro: sensores de la línea

de flujo

Derecha: un sistema totalizador del volumen

de la fosa

PILETAS O TANQUES INSTALACIONES DE MEZCLADO

El primer tanque desde la línea de

flujo es generalmente

una trampa de arena o tanque

de asentamiento.


El dispositivo para llenar el pozo tiene varios nombres. Esta combinación de sensor de la línea de flujo / contador de golpes de la bomba (emboladas) mide el lodo que se requiere para llenar el pozo en una maniobra. Para operar el sistema de llenado, se coloca el interruptor del sensor de flujo en la consola del perforador en la posición de maniobra y una bomba se alinea con la línea de llenado. Cuando el perforador quiere llenar el pozo después de sacar una o más paradas (tiros o triples), prende la bomba. El contador cuenta los golpes de la bomba (emboladas), luego se apaga automáticamente cuando el sensor de la línea de flujo muestra que el flujo está en la línea de flujo. Se compara el cálculo de los golpes de la bomba que se necesitan para llenar el pozo por cada tiro de tubería con los golpes de la bomba que realmente se necesitaron para llenar el pozo. Las emboladas de la bomba generalmente llevados tanto en los golpes totales para llenar el pozo y los golpes para llenar el último llenado.

El mantenimiento del sistema requiere que un ayudante verifique el pozo durante el primer llenado para estar seguro de que el contador de golpes de la bomba se apaga cuando empieza el flujo. Un problema común es que no funcione el contador de emboladas de la bomba porque el interruptor que está montado en la bomba se retiró al reparar la bomba y no se colocó de nuevo.

El tanque de maniobra (tanque de viajes o trip tank) es pequeño, permitiendo una medición exacta del fluido bombeado en el pozo. Es la mejor manera de medir la cantidad de fluido que se requiere para llenar el pozo en una maniobra de salida o la cantidad de fluido desplazado en una maniobra de entrada. A medida que se saca cada tiro de tubería del pozo, el nivel del fluido en el pozo baja a raíz del desplazamiento del acero o, si está lleno, por el desplazamiento y la capacidad. Es necesario medir la cantidad de fluido para el llenado para estar seguro de que no haya entrado una surgencia en el pozo.

Hay varios tipos de tanques de maniobra. Un simple tanque alimentado por la gravedad incluye un tanque pequeño en la plataforma (piso) del equipo o en otro lugar en un punto que está por encima de la línea de flujo, marcado en partes de un barril (m³) Se necesita una válvula para liberar el fluido del tanque en la tubería que dirige el fluido al niple de campana (T de salida) encima de la línea de flujo. La válvula se abre manualmente, luego se cierra cuando el pozo está lleno y se informa acerca de la cantidad de fluido utilizado, esto se registra y se compara con los cálculos teóricos para el llenado.

Las versiones más automatizadas de los tanques de maniobra alimentados por la gravedad tienen una bomba, accionada por el perforador, que utiliza el sensor de la línea de flujo para indicar cuándo está lleno el pozo y apagar la bomba.

Arreglo de un tanque de maniobras

TANQUE DE MANIOBRA

Los tanques de maniobras automáticos tienen una bomba, accionada por el perforador, que usa el sensor de la línea de flujo para indicar cuando el pozo está lleno.

DISPOSITIVO PARA MEDIR EL VOLUMEN DE FLUIDO

CAPÍTULO 1010-32

Se debería informar, registrar y comparar los golpes (emboladas) o el volumen para el llenado con los cálculos teóricos de llenado. Este tipo de disposición no permite que se mida el volumen a medida que se baja tubería.

Los tanques de maniobra de llenado continuo llenan el pozo automáticamente a medida que se saca la tubería por medio de circular desde el tanque a través del pozo. Se mide el volumen del fluido utilizado y se envía a un registrador en el piso para compararlo contra los tiros de tubería que fueron sacados. Si se usa este tanque para medir el incremento en el fluido en la maniobra de bajada, generalmente se coloca debajo del nivel de la línea de flujo. El fluido que es desplazado se dirige de la línea de flujo al tanque de maniobra, se mide y se compara con el desplazamiento teórico de la tubería. Si está colocado correctamente, se puede usar mientras que se maniobra bajando en el pozo.

Los tanques de maniobra requieren un mantenimiento cuidadoso. Se deberían verificar las válvulas para ver que funcionen bien, los marcadores y los flotadores del nivel de la pileta deben mantenerse limpios y libres de acumulación de fluidos o sólidos, se debe calcular el desplazamiento correcto del volumen y colocarlo a la vista, y se debe inspeccionar el registrador del perforador para ver que esté exacto.

Los totalizadores del volumen de las fosas (PVT) supervisan, registran y suman el volumen en cada pileta como así también la superficie del volumen del fluido de trabajo. El indicador del volumen de

la pìleta es un instrumento básico de advertencia en el control de un pozo. Un amago de reventón (surgencia) en el pozo empuja el fluido hacia afuera del pozo. El PVT registra el incremento en el nivel de la pileta (o el volumen en la pileta). Entonces, una de las advertencias de una surgencia en el pozo es un incremento en el volumen de la pileta. La mayoría de los sistemas del volumen de la pileta son sencillos para operar. Los sistemas de ahora utilizan flotadores mecánicos o sensores eléctricos (sónicos) para medir la altura del fluido en cada pileta. Esta altura se multiplica por el volumen en la pileta en barriles por pulgada o algún término similar. El volumen de cada pileta individual se suma y se informa en la carta y en el indicador. Estos cálculos y mediciones se pueden hacer ya sea eléctricamente o por aire (neumáticamente). El indicador del perforador tiene un sistema de alarma que llama la atención hacia los cambios en las piletas.

Para operar y mantener estos sistemas, se debería verificar lo siguiente todos los días:w Verifique el papel y la tinta de la carta.w Si hay flotadores, limpie la acumulación de lodo y

asegúrese de que se mueven con facilidad.w Eleve y baje cada flotador para verificar que le

informa al perforador de algún cambio.w Si es un sistema neumático, purgue el agua del

secador de aire.w Verifique la botella del lubricante de aire para ver

si tiene aceite.Para los sensores sónicos, verifique que el sensor

esté libre de acumulaciones de lodo y que el fluido no tiene espuma flotando encima. Limpie el sensor de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.

Pit volume totalizer systemIndicador totalizador remoto del volumen en la pileta

Los tanques de maniobra de

llenado continuo llenan el pozo

automátic-amente a medida

que se saca la tubería por medio de circular desde

el tanque a través del pozo.

TOTALIZADORES DEL VOLUMEN DE LAS PILETAS


Los detectores de gas que están en los equipos se utilizan para advertir al personal de un incremento en el flujo que sale del pozo y las áreas de concentración de gas en lugares donde podría ocurrir una explosión o incendio. Otros tipos de detectores de gas se colocan en áreas donde se pueden acumular gases tóxicos, tales como H2S, y causar daño al personal. Se deben probar los detectores de gas regularmente con una fuente de gas aprobada. Hay que soplar las líneas de venteo periódicamente para quitar los gases viejos o atrapados. Se debe realizar el mantenimiento de acuerdo con las especificaciones del fabricante. Algunos problemas obvios con los detectores de gas son las líneas rotas o taponadas o que los cabezales de detección están sucios. Si las alarmas se colocan solamente en la unidad de registro de lodo, entonces hay que tener un empleado en esta unidad las 24 horas al día.

En la mayoría de las operaciones de la industria petrolera, la medición de la presión es de suma importancia. La presión de la bomba, el estrangulador y de cierre se pueden medir en varios lugares.

Los manómetros que se usan para medir la presión de la bomba o de circulación incluyen el manómetro del tubo vertical (stand pipe), que generalmente está montado en el tubo vertical en la plataforma del equipo. Podría estar montado en otra posición si el perforador lo puede leer fácilmente. Los manómetros de la tubería de perforación o del tubing generalmente están montados en la consola del perforador y en el panel del estrangulador remoto. El perforador utiliza el manómetro que está ubicado en su panel en condiciones normales de perforación o circulación. Pero cuando se registran

tasas de bombeo lentas (caudales de ahogo), durante las actividades para controlar un pozo y las pruebas de sensibilidad de presión, generalmente se usa el manómetro en el panel de estrangulador remoto debido a su precisión.

Los valores en el manómetro que mide la presión en el stand pipe deberían estar cerca unos de otros. Si hay grandes discrepancias entre las lecturas, se debe volver a calibrar o reparar el manómetro incorrecto. La presión de la bomba también se mide con un manómetro montado en la bomba. Este manómetro muestra la presión absoluta para circular a una velocidad dada e incluye todas las pérdidas de presión por fricción. Los manómetros en la plataforma del equipo y en la consola del estrangulador remoto deberían dar lectura un poco menor que el de la bomba debido a la fricción entre la bomba y el tubo vertical.

Los manómetros que miden la presión de la tubería de revestimiento o del espacio anular generalmente se encuentran en el manifold del estrangulador y en el panel del estrangulador remoto. A este manómetro se le podría llamar el manómetro del cabezal del pozo o de la tubería de revestimiento. La mayoría de los cuerpos reguladores requieren un manómetro para supervisar la presión entre las sartas de tubería de revestimiento.

El rango de los manómetros es un tema de mucha discusión. Lo ideal es que el rango sea hasta la presión más alta anticipada o hasta la presión de trabajo para el cual los equipos que se están usando están clasificados, con un alto grado de precisión en todo el rango. La escala del manómetro debería ser lo suficientemente pequeña como para registrar los pequeños cambios en la presión. En la mayoría de las operaciones, sin embargo, se usa un manómetro de 5000 o 10000 psi (344.74 o 689.47 bar). Se debate sobre la precisión de los manómetros con rangos grandes en cuanto a la presión baja. No es raro tener una inexactitud de 0.5 a 1.5 por ciento o más. En un manómetro de 10000 psi (689.47 bar), por ejemplo, la incertidumbre de la presión sería por lo tanto de +/- 50 a 150 psi (3.45 a 10.34 bar). Muchas veces varios manómetros se colocan en un manifold o se mantienen en locación para compensar por estas inexactitudes.

También podrían haber inexactitudes y daños como resultado de vibración, pulsación y absorción de golpes si algún objeto se golpea contra el manómetro. Los manómetros llenos de fluido ayudan a amortiguar las vibraciones y los golpes y también lubrican y protegen los componentes internos. Otra fuente de inexactitud es el aire en la línea hidráulica. Por este motivo, se debería usar una bomba de fluido hidráulico manual para purgar las líneas regularmente.

Manómetros de presión para bombas

MANÓMETROS

Se deben probar los detectores de gas regularmente con una fuente de gas aprobada.

DETECTORES DE GAS

CAPÍTULO 1010-34

w Prenda las alarmas audibles y visibles. Que el trabajador en la pileta levante y baje los flotadores para asegurar que las alarmas estén funcionando correctamente.

SENSOR DE LA LÍNEA DE FLUJO (BOPS DE SUPERFICIE)w Coloque el sensor de alto / bajo a la variación

deseada en el flujo.w Prenda las alarmas audibles y visibles.w Que el trabajador en la pileta suba y baje el sensor

de la línea de flujo para asegurar que los equipos estén operando correctamente.

SENSOR DE LA LÍNEA DE FLUJO (BOPS SUBMARINAS)w Coloque el sensor de alto / bajo a la variación

deseada en el flujo. Se debe tomar en cuenta el cabeceo, balanceo y oscilación vertical al fijar la variación.w Después de haber prendido las alarmas, el

trabajador en la pileta debería levantar y bajar el sensor para asegurar que esté operando correctamente.

Los equipos de perforación modernos proveen al perforador con un mundo de información.

El equipamiento en los equipos varían, entonces no se puede hacer ninguna recomendación específica. Sin embargo, el sentido común y las buenas prácticas exigen que se coloquen las alarmas al límite más bajo con respecto a la operación que se está llevando a cabo y que se prendan ambos indicadores, audible y visible.

MEDIDOR DE INCREMENTO/DISMINUCIÓN (RANGO -50 A +50 BBLS O -7.95 A +7.95 M³)w Coloque el sensor alto / bajo a los valores

deseados (generalmente de -5 a +5 bbls [+/-0.8m³]).w Prenda las alarmas audibles y visibles.

TOTALIZADOR DEL VOLUMEN EN LAS PILETAS (BOPS DE SUPERFICIE)w Coloque el sensor alto / bajo a los valores

deseados (generalmente de 5 a 10 barriles [0.8 a 1.6 m³]) y prenda las alarmas audibles y visibles.w Una vez que se hayan colocado las alarmas, que

el trabajador en la pileta empuje el sensor del flotador hacia abajo y hacia arriba para que el perforador pueda verificar que estén funcionando las alarmas.

TOTALIZADOR DEL VOLUMEN EN LAS PILETAS (BOPS SUBMARINAS)w Coloque el sensor alto / bajo a los valores

deseados. Esto depende de cuánto se mueve el equipo. La calibración de alto y bajo pueden ser tanto como 30 barriles (4.8 m³).

Las buenas prácticas exigen que se coloquen

las alarmas al límite más bajo

con respecto a la operación que se

está llevando a cabo.

AJUSTE DE LAS ALARMAS


A medida que avanza la tecnología, se encuentran disponibles sistemas sofisticados para recabar y mostrar información- ingresar por teclado de una unidad de registro, individual, o una combinación -. Mientras que todavía se usan gráficos geológicos estándar (geolographs) para registrar la profundidad, el peso, la torsión, la presión y la penetración a intervalos de un pie (0,3 m), muchos equipos también vienen equipados con monitores de información para mostrar correctamente la tasa de penetración en pies por hora. Se muestran muchos de los parámetros importantes para controlar un pozo, tales como la profundidad, la presión de la bomba, el caudal del flujo, los niveles en las piletas y el torque y los sistemas más sofisticados incluyendo las tendencia, calibraciones y alarmas.

El mantenimiento de muchos de los sistemas de sensores es la responsabilidad de la cuadrilla del equipo. Se debería realizar tal como lo recomienda el fabricante. Las calibraciones o reparaciones se deben hacer tal como se indica o lo debería hacer un técnico autorizado.

En la mayoría de las actividades en algún momento se requiere la rotación de la sarta. A menudo es necesario para perforar el cemento, los empaquetadores (packers) o los tapones de la formación y cuando están fresando, pescando o colocando herramientas de pozo abajo. Se puede transmitir la rotación de la tubería por medio de una mesa rotatoria. La

mesa rotatoria también debe soportar la sarta de trabajo en aquellos momentos en que la carga no está sostenida por la torre. También se puede lograr la rotación por medio de un rotor de superficie (Top Drive), cabeza giratoria o llaves hidráulicas. Se pueden percibir los problemas de control en el pozo abajo por medio de los cambios en el torque de rotación y éste se debería supervisar constantemente.

La unidad del rotor de superficie, Top Drive o mando superior, se ha utilizando principalmente para los equipos de perforación, pero también ha sido diseñado para trabajos más pequeños de reacondicionamiento (workover). No se requieren el vástago (kelly) y bujes del vástago tradicionales dado que la sarta de trabajo se rota directamente con electricidad o presión hidráulica. El sistema es una mejora en la tecnología rotativa, dado que se puede usar varias uniones de tubería (trozos) a la vez. Un elevador convencional levanta y baja la sarta cuando se maniobra. Con el rotor de superficie, siempre hay una respuesta rápida disponible ante amagos de reventones en el pozo mientras que se maniobra o se perfora. El eje de perforación no está nunca a más de unos segundos de distancia entonces el perforador puede colocar las cuñas, conectar la sarta, rotar y torsionar la conexión, entonces el cierre del pozo no depende de la cuadrilla de la plataforma. Con un rotor de superficie, se puede mantener la circulación (la bomba afuera del pozo), a igual que la capacidad de repasar durante las maniobras de sacada. Los peligros se reducen al eliminar las dos terceras partes de la conexiones y no gira ningún buje en el piso.

Izquierda: Válvulas kellyguard Arriba izquierda : Cabeza giratoria

Arriba derecha y derecha: Mando superior

Con un rotor de superficie, se reducen los peligros por medio de eliminar las dos terceras partes de las conexiones y no hay bujes girando en el piso.

SISTEMAS DE INFORMACIÓN

ROTOR DE SUPERFICIE

SISTEMA GIRATORIO

CAPÍTULO 1010-36

1. Provisión de aire del cliente: la provisión normal es de 124 psi. (más alto podría necesitar un regulador de aire).

2. Lubricador de aire: en la línea de entrada de aire a las bombas de aire. Use aceite lubricantes SAE 10.

3. Válvula de desvío (by pass): al interruptor hidroneumático automático de presión. Si se requieren presiones más altas de las 3.000 psi normales, ábrala. Cierre en todo otro momento.

4. Interruptor hidroneumático automático de presión: corte a 2.900 psi con bombas de aire y eléctricas; 3.000 psi para solamente las bombas de aire. Control de tensión ajustable a resorte.

5. Válvulas para cerrar el aire: manual - abren / cierran la provisión de aire a las bombas hidráulicas. 6. Bombas hidráulicas operadas con aire: presión de operación normal es de 125 psi. 7. Válvula de cierre de succión: manual. Generalmente está abierta. Una para cada línea de succión. 8. Filtro de succión: uno para cada línea de succión. Mallas cambiables. 9. Válvula automática: una para cada línea de entrega de la bomba hidráulica operada con aire.10. Conjunto de bomba triple o doble impulsado con motor eléctrico.11. Interruptor automático de presión hidroeléctrico: el interruptor está colocado para cortar a 3.000 psi y

arrancar a una diferencial de 250 psi. Es ajustable.12. Arrancador (automático) del motor eléctrico: para impulsar el motor doble / triple de la bomba. Trabaja

con un interruptor de presión hidroeléctrico automático. Hay un interruptor de encendido / apagado manual de anulación.

13. Válvula para apagar la succión: manual, normalmente está abierta. En la línea de succión de la bomba.

14. Filtro de succión: ubicado en la línea de succión de la bomba triple o doble.15. Válvula antirretorno: ubicada en la línea de entrega de la bomba triple o doble.16. Válvula para cerrar el acumulador: manual. Normalmente está abierta cuando está operando la unidad.

Cierre cuando está probando o arrastrando el equipo o cuando está aplicando una presión por encima de los 3.000 psi en el lado de apertura de los preventores de reventones tipo ariete. Abra cuando termina con la prueba.

17. Acumuladores: verifique la precarga de nitrógeno en el sistema del acumulador cada 30 días. La precarga debería ser de 1.000 psi +/- 10%. Precaución: use nitrógeno cuando añade a la precarga. Otros gases o aire podrían causar un incendio y/o una explosión.

18. Válvula de alivio para el acumulador: la válvula está fijada para aliviar a 3.500 psi.19. Filtro de fluido: ubicado en el lado de la entrada de las válvulas de reducción y regulación de presión.

Limpie el filtro cada 30 días.20. Válvula de reducción y regulación de presión Koomey: operada manualmente. Ajuste a la presión de

operación continua requerida al tipo de preventor de reventones tipo ariete.21. Cabezal de la válvula principal: 5.000 psi P.T., 2”, totalmente soldada.22. Válvulas de 4 vías: con operadores de cilindros de aire para operaciones remotas desde el panel

de control. Mantener en el modo de operación estándar (abierto / cerrado), nunca en la posición del centro.

23. Válvula de desvío (by pass): con operador de cilindro para operación remota desde paneles de control. En la posición de cerrada pone la presión en el cabezal de la válvula principal (21). En la posición de abierto pone toda la presión en el cabezal. Mantenga cerrada a no ser que los preventores de reventones tipo ariete requieran 3.000 psi +.

24. Válvula de alivio del manifold: la válvula está fijada para aliviar en 5.500 psi.

25. Válvula de purga hidráulica: operada manualmente - normalmente está cerrada. Nota: se debería mantener esta válvula abierta al precargar las botellas del acumulador.

26. Selector de la unidad del panel: válvula de 3 vías manual. Para aplicar presión de aire piloto en la válvula de reducción / regulación de presión Koomey operada con aire, ya sea de un regulador de aire en la unidad o de un regulador en un panel de control remoto.

27. Válvula para la reducción y regulación de presión Koomey - operada con aire: reduce la presión en el acumulador a la presión de operación requerida para el preventor de reventones anular. Se puede variar la presión para operaciones de bajada bajo presión. No se debería sobrepasar la máxima presión de operación recomendada para el preventor anular.

28. Manómetro del acumulador.29. Manómetro del manifold.30. Manómetro del preventor anular.31. Transmisor de presión neumático para la presión del acumulador.32. Transmisor de presión neumático para la presión del manifold.33. Transmisor de presión neumático para la presión del preventor anular.34. Filtro de aire: ubicado en la línea de provisión a los reguladores de aire.35. Regulador de aire, válvula de reducción / regulación de presión Koomey - operado con aire.36. Regulador de aire para transmisor neumático de presión (33), para la presión anular.37. Regulador de aire para transmisor neumático de presión (31), presión del acumulador. 38. Regulador de aire para transmisor neumático de presión, (32), presión del manifold. Los controles

para los transmisores normalmente están fijados en 15 psi. Incremente o disminuya la presión del aire para calibrar el manómetro del panel al manómetro de presión hidráulico en la unidad.

39. Caja de distribución de aire: conecte las líneas de la unidad a las líneas del panel a través del conducto de aire.

40. Válvula antirretorno para prueba del equipo.41. Entrada de llenado de fluido hidráulico.42. Tapón de puerta de inspección.43. Válvula de cierre de salida para probar el equipo: presión alta, opera manualmente. Cierre cuando

está probando el equipo - abra cuando termina la prueba.44. Válvula de alivio para probar el equipo: la válvula está fijada para aliviar a 6.500 psi.45. Manómetro para probar el equipo.46. A. Salida del patín del equipo y 46. B. Válvula de aislamiento de las válvulas del cabezal: opera

manualmente. Cierre la válvula de aislamiento de las válvulas del cabezal y abra el aislador del patín del equipo cuando está arrastrando el equipo. Abra la válvula de aislamiento de las válvulas del cabezal y cierre el aislador del patín del equipo durante perforación normal.

47. Válvula de alivio del patín del equipo: la válvula está fijada para aliviar a 2.500 psi.48. Manómetro del patín del equipo.49. Válvulas aisladoras del banco de acumuladores: operan manualmente, normalmente están

abiertas.50. Retorno del patín del equipo: conexión del cliente.51. Salida del patín del equipo: conexión del cliente.52. Energía eléctrica: conexión del cliente.53. Salida de prueba del equipo: conexión del cliente.

ESQUEMA DE UN PREVENTOR DE REVENTONES DE CONTROL KOOMEY TÍPICO

17

49

47

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4846b

46a

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9

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4544

6

5

3 2

4 1

31

3736

33

39


Las cabezas giratorias son unidades de bombeo y rotación que están diseñadas para la perforación liviana, las operaciones de reparación y remediación. La fuente de energía para proveer la rotación es fluido hidráulico de bombas hidráulicas. Es común que se usen las bombas del sistema hidráulico del equipo de workover para esto. También hay disponibles unidades de energía montadas en patines / remolques. Se debe extender un caño telescópico de torsión, o brazo, a una guía, o parte rígida del equipo debido al efecto de torsión de la rotación.

La conjunto de BOP y equipos afines tienen un concepto sencillo, pero son complicados para usar y operar. Tómese el tiempo para investigar el equipamiento en el equipo y verifique los límites de operación y las instrucciones del fabricante.

Cuando la tubería se está moviendo por los preventores de reventones, al probarlos, o al operar los preventores en cualquier otra forma, verifique las presiones de operación contra los valores recomendados para ese preventor en particular. Demasiada presión de operación rasgará los elementos de empaque. Se debería inspeccionar visualmente las mangueras, válvulas hidráulicas, líneas, accesorios y conexiones en los preventores y la unidad del acumulador todos los días para ver si hay señales de desgaste o fallas.

Las pruebas de presión o del funcionamiento del sistema causa su desgaste, pero si no se operan los equipos, se congelan. Haga las pruebas inteligentemente dentro de los límites del equipo que se va a probar. Tómese un poco más de tiempo cuando está probando el funcionamiento de la columna para verificar la operación del acumulador.

Los supervisores se deberían asegurar de que las cuadrillas entienden el propósito, la ubicación y la operación de estos equipos vitales y caros. Todo esto se debería tratar cuando el perforador, los ayudantes y los enganchadores realizan su entrenamiento de orientación sobre el equipo de perforación.

Es esencial que el personal del equipo realice el mantenimiento apropiado de los equipos para poder detectar surgencias. Los equipos de sensores y manejo de fluidos deben estar en buenas condiciones de funcionamiento en todo momento. El detector de gas no debe estar taponado. La unidad del indicador del retorno del lodo en la línea de flujo debe tener su rango completo de movimiento.

Los tanques de fluidos deberían mantenerse lo más libre posible de sedimento. Los flotadores del totalizador del volumen en las piletas deben moverse libremente, las válvulas de desvío no deben tener barita asentada en el cuerpo de la válvula ni las líneas tapadas, los equipos para manejar el gas y los estranguladores deben estar en buenas condiciones de funcionamiento en todo momento. Se debería llevar a cabo el mantenimiento sencillo y la limpieza de los equipos con la frecuencia que sea necesaria y justificada. Esto podría ser semanalmente, diariamente, por turno o hasta por hora, según el equipo y las condiciones del lodo. Los representantes de la empresa, el jefe de equipo, los perforadores e ingenieros de lodo deberían todos verificar estos ítems y asegurarse que el personal del equipo los está manteniendo en buenas condiciones de funcionamiento. El mantenimiento preventivo, las inspecciones y pruebas regulares del equipamiento asegurarán que el equipamiento funcionará cuando sea necesario. Estos son equipamientos de suma importancia, para salvar vidas. Deben funcionar cuando los necesitan.

Los procedimientos apropiados van mano en mano con el mantenimiento del equipamiento. El circular una surgencia de un pozo es peligroso y el equipamiento debe estar correctamente alineado. La presión se regula y se controla desde el preventor de reventones a medida que entran los fluidos y el gas en el sistema del manifold de control. Generalmente, a medida que el flujo se dirige del estrangulador al separador de gas, el gas libre sale y es separado hacia la línea de quema o venteo. Los fluidos que tienen gas atrapado deberían entrar a la pileta del desgasificador y ser desgasificados antes de regresar al sistema que circula por las piletas. La línea de venteo / quema para el desgasificador debe estar separada del separador de gas. Siempre existe la posibilidad de sobrecargar el sistema que maneja el gas y hay que tener precaución. Siempre utilice líneas de venteo a favor del viento si más de una línea de venteo está disponible.Si se usa una línea de venteo en la torre, los fluidos volátiles y gases pesados podrían representar un peligro para el área del piso del equipo. Es necesario controlar muchos aspectos, tales como los arriba mencionados. Este control importante requiere una capacitación apropiada, simulacros y trabajo en equipo. Para poner en perspectiva la importancia del equipamiento, recuerde que los procedimientos, las técnicas para controlar un pozo, los simulacros y la capacitación no son sino para el caso de que el equipamiento fallara en funcionar correctamente. t

UNIONES GIRATORIAS ELÉCTRICAS

RESUMEN

Las cabezas giratorias son unidades de bombeo y rotación que están diseñadas para la perforación liviana, las operaciones de reparación y remediación.

10 bop.pdf

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