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PRACTICAS RECOMENDADAS POR EL API

PARA EQUIPAMIENTOS DE PREVENCION DE SURGENCIAS

NORMA 53 – TERCERA EDICION, MARZO 1997

TRADUCCION DE LOS TEMAS MAS IMPORTANTES Traducción por Raúl Fernández Pluspetrol Buenos Aires Marzo 2003

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4 DERIVADOR (Diverter) 4.1 Objetivo Al empezar algunos pozos generalmente se emplea un sistema derivador. El derivador no tiene la función específica de cerrar el pozo o contener el flujo del pozo, sino permitir que el fluido sea derivado a algún tanque o pileta alejada de la boca del pozo. Se emplea para proteger al personal y al equipamiento del pozo redistribuyendo el gas superficial y/o el líquido proveniente del pozo mediante una línea de venteo. El sistema sirve para prevenir de potenciales surgencias peligrosas que podrían ocurrir antes de colocar el casing guía y el conjunto de BOP correspondiente. Está diseñado para empaquetar alrededor del vástago de impulso, la tubería de perforación y el casing. 4.2 Equipamiento e instalación 4.2.1 La norma de aplicación relativa a Diverters es la API 64. 4.2.2 El sistema derivador consiste en un diverter de baja presión o en un preventor anular con suficiente diámetro interior como para que pase el trépano. Las líneas de venteo de 6” de diámetro interno van instaladas en las salidas inferiores del diverter y se extienden en la locación desde la boca del pozo lo suficiente como para contar con un venteo seguro. 4.2.3 Pueden usarse preventores anulares convencionales, derivadores del tipo de insertos o cabezas rotativas como derivadores. El rango de presiones de trabajo del derivador como así también de la línea de venteo deben diseñarse para permitir la derivación del fluido surgente mientras se minimiza la contrapresión al pozo. Las líneas de venteo típicas son de 6” ID para trabajos en tierra. 4.2.4 Si el sistema derivador incorpora válvulas en la línea de venteo éstas deberían ser del tipo de apertura total y de pasaje pleno (del mismo diámetro interior que la línea a las que están incorporadas). El sistema debería ser controlado hidráulicamente y permitir que al menos una válvula de la línea de venteo esté en la posición abierta antes del cierre del empaque del derivador. 4.4.5 El derivador y todas sus válvulas deberían ser probados inmediatamente después de ser instalados y durante la operación tantas veces como sea necesario, de tal manera de asegurarse de que el sistema funcione apropiadamente. Precaución: durante la operación debería bombearse fluido a través del derivador y cada línea de venteo tantas veces como se crea necesario de manera de asegurarse de que no hay obstrucciones (ver norma API 64). Deberían instalarse puertas para limpieza en todos los puntos bajos del sistema. En climas fríos deberían realizarse drenajes o calentamientos. 4.2.6 La capacidad del acumulador para el accionamiento de los derivadores debería diseñarse de acuerdo a la norma API 64. 6. Tipos de Conjuntos de BOP 6.1 Ejemplos de conjuntos de BOP

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6.1.1 Los ejemplos de conjuntos de BOP están basados en el rango de presiones de trabajo. Los ejemplos mostrados en las figuras 1 a 3 de la presente norma deberían probar su adecuación en ambientes normales para rangos de presión de 2000, 3000, 5000, 10000, 15000 y 20000 psi. Otros arreglos podrían ser igualmente adecuados de acuerdo a los requerimientos del pozo y a la seguridad y eficiencia que se necesiten. 6.2 Codificación de los componentes del conjunto Todas las esclusas de BOP instaladas deberían tener, como mínimo, un rango de presión igual a la máxima presión esperada durante la perforación. Los códigos recomendados para los componentes de los conjuntos de BOP son los siguientes: G: cabeza rotativa (rotating head) A: preventor anular (anular preventer) R: preventor de esclusas simple (single ram) con un set de esclusas, para tuberías o totales según prefiera el operador Rd: preventor de esclusas doble (double ram) con dos set de esclusas, posicionadas en el conjunto como decida el operador Rt: preventor de esclusas triple (triple ram) con tres set de esclusas, posicionadas en el comjunto como decida el operador S: carretel de perforación (drilling spool) con conexiones laterales de salida para líneas de control y de ahogo de pozo. K: rango de presión de trabajo expresado en 1000 psi Los componentes del conjunto de BOP son descriptos con una codificación descendente a partir del código del componente superior o con la ascendente comenzando con el código del componente inferior. Ejemplo: 10K - 13 5/8 – SRRA Este diseño de BOP sería para un rango de presión de trabajo de 10000 psi, tendría un pasaje interior de 13 5/8” y sería dispuesto como en la fig.2a de la presente norma. Los preventores anulares podrían tener un rango de presión de trabajo menor que los preventores de esclusas. 6.3 Accionamientos de Esclusas Los preventores con esclusas deberían estar equipados con una extensión de accionamiento manual del tipo volante u operadas con comandos hidráulicos. 6.4 Repuestos La norma recomienda que como mínimo los repuestos detallados a continuación deberían estar cuidadosamente almacenados, mantenidos y realmente disponibles: a. Un juego completo de gomas para cada tamaño y tipo de esclusas en uso en el conjunto de

BOP. b. Un juego completo de bonete y sellos de puertas para cada tamaño y tipo de esclusas en uso

en el conjunto de BOP. c. Suficiente cantidad de bolsas plásticas para los sellos secundarios del BOP. d. Anillos empaquetadores para las conexiones de los terminales.

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e. Un empaquetador para el preventor anular y un juego completo de sellos. f. Una línea flexible para el control o ahogo del pozo, si están en uso. 6.5 Almacenamiento de repuestos Cuando se almacenen repuestos metálicos del BOP y resto del equipamiento, ellos deberían mantenerse cubiertos con un material especial para prevenir herrumbre. El almacenamiento de repuestos de goma debería estar de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. 6.6 Carreteles de Perforación (Drilling Spools) Las líneas de control y de ahogo del pozo podrían estar conectadas a las salidas laterales de los BOP o a los carreteles de perforación montados debajo de al menos un BOP capaz de cerrar el pozo sobre tubería. La utilizacion de las salidas laterales de los BOP reduce el número de conexiones del conjunto y su altura total. Sin embargo, los carreteles de perforación se usan para proveerle al conjunto salidas laterales (evitar que las eventuales erosiones afecten a los componentes más caros) y para permitir un espacio adicional entre preventores que faciliten las operaciones de stripping, de colgado de la tubería en las esclusas cerradas o de las de corte de tubería. 6.6.1 Los carreteles de perforación de los conjuntos de BOP deberían reunir los requerimientos mínimos siguientes: a. Los arreglos de los tipos 3K y 5K deberían tener dos salidas laterales no menores de 2” de

diámetro nominal y ser bridadas, esparragadas o hubbed . Los arreglos de 10K, 15K y 20K deberían tener dos salidas laterales, una de 3” y otra de 2” de diámetro nominal como mínimo y ser bridadas, esparragadas o hubbed.

b. Tener un tamaño interior vertical del mismo diámetro interior que el de los BOP y al menos igual al máximo diámetro interior del casing / cabeza de tubing superior.

c. Tener un rango de presiones de trabajo igual al rango de presiones de trabajo de las esclusas instaladas en los BOP.

6.6.2 En las operaciones de perforación, las salidas de la cabeza de pozo no deberían ser empleadas para las líneas de control o de ahogo del pozo. 8 Manifolds de Control y Líneas para el Control del Pozo– Instalaciones de BOP en Superficie 8.1 General El manifold de control consiste en tuberías, conectores, bridas y válvulas de alta presión y estranguladores ajustables operados manual e hidráulicamente . El manifold podría liberar presión del pozo controladamente o podría interrumpir la surgencia completamente si se requiere. 8.2 Manifold de Control - Recomendaciones para la instalación Las prácticas recomendadas para la instalación en superficie de un manifold de control de pozo incluyen: a. Equipamiento sujeto a la presión del pozo o de la bomba de impulso (normalmente ubicado

corriente abajo e incluyendo a éstos) debería soportar una presión de trabajo igual o mayor

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que la presión de trabajo del preventor de esclusas en uso. Después de ser instalado, el manifold debería ser probado siguiendo las recomendaciones del punto 17 de la norma API 53, tercera edición.

b. De acuerdo a la especificación API 6A, las conexiones terminales de los componentes sometidos a la presión del pozo deberían ser bridadas, soldadas o combinadas con grapas (clamps) cuando estén sometidas a presiones de trabajo de 3000 psi o mayores.

c. El manifold de control debería ser ubicado en un lugar de fácil acceso, preferentemente fuera de la subestructura del equipo perforador.

d. Aunque no se ven en los lay outs típicos, suelen instalarse colectores corriente abajo del equipamiento de estrangulación con el propósito de derivar las líneas de despresurización (o de purga) simultáneamente. Cuando se cuenta con este tipo de instalación se debería tomar la previsión de poder aislar cualquier componente que falle sin afectar el control de flujo.

e. Todas las válvulas del manifold de control deberían ser de paso pleno. Para instalaciones de 5000 psi o de presiones de trabajo mayores se recomienda instalar dos válvulas entre el conjunto de BOP y el manifold de control. Una de esas dos válvulas debería ser controlada a distancia (remotamente). Durante la operación, todas las válvulas deberían estar totalmente abiertas o totalmente cerradas.

f. En los manifolds de control para presiones de trabajo de 10.000, 15.000 y 20.000 psi al menos uno de los estranguladores instalados debería ser operado a distancia.

g. En los manifolds de control deberían instalarse alternativas de derivación que posibiliten no interrumpir el control del flujo en caso de erosión, obstrucción o falla en algún componente del manifold.

h. Deberían considerarse las propiedades de los materiales cuando son expuestos a temperaturas inusualmente bajas y asimismo ser protegidos contra el congelamiento por medio de calentamientos, drenajes, llenados por fluidos apropiados o por otros recursos especiales.

i. Debido a la necesidad de que la presión en el sondeo y en el espacio anular pueda ser seguramente controlada y fácilmente leída en los lugares donde se llevarán a cabo las operaciones de control del pozo, se deberían instalar manómetros adecuados para las presiones previstas en la operación.

j. En la medida de las posibilidades y conveniencias, la posición de accionamiento de los estranguladores, ya sea en el propio manifold o cuando se comanda desde el piso del equipo perforador, debería incluir el equipamiento necesario para poder tener toda la operación de control del pozo bajo seguimiento.

k. El circuito de aire a presión del equipo perforador debería ser probado para asegurarse de que tanto la presión como el volumen de aire necesarios para operar los estranguladores sean los adecuados. El estrangulador operado a distancia debería contar con un sistema de emergencia accionado por una bomba manual o por medio de nitrógeno, a los efectos de permitir la continuidad del control del pozo en caso de fallas en el suministro de aire.

8.3 Líneas del estrangulador (de control del pozo) – Recomendaciones para la instalación 8.3.1 El estrangulador y el manifold proveen un medio para aplicar la suficiente contrapresión a la formación mientras se circula, desalojando el fluido ingresado al pozo. Las especificaciones para el equipamiento del manifold se pueden encontrar en la norma API 16C. La línea del estrangulador (o línea para control del pozo que conecta el conjunto de BOP al manifold de control) y las líneas corriente abajo del estrangulador deberían: a. Ser lo más rectas posible.

1. Debido a la erosión que se puede producir durante la operación en los tramos curvados, debería considerarse el uso de flujos orientados en las secciones curvas y en los bloques eles o tees. La probabilidad de que un tipo de curva sea erosionable depende del radio de

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curvatura de la sección de tubería, del caudal, del caudal de flujo controlado, de la pared de la tubería y de las propiedades del material de la tubería. Sin embargo, las secciones de tubería de radio de curvatura corta (R/d < 10) deberían ser orientadas en la dirección del flujo. Las de radio largo (R/d > 10) generalmente no necesitan orientarse. Suelen usarse secciones curvas con espesor de pared superior a los de las secciones rectas para compensar los posible efectos de la erosión. Los bloque eles o tees a 90 grados deberían ser orientados en la dirección del flujo. R = Radio de curvatura de la tubería medido en la línea media de la sección. d = Diámetro nominal de la tubería.

2. Cuando se usen líneas flexibles, consultar con los fabricantes de tubería para trabajar con radios de curvatura mínima, a efectos de determinar la longitud de la sección curva y la seguridad de la operación.

3. En el caso de conjuntos articulados, consultar las especificaciones de los fabricantes para determinar el grado de movimiento relativo permisible entre extremos.

b. Anclar fuertemente para prevenir excesivos movimientos o vibraciones. c. Diseñar un pasaje de suficiente diámetro para prevenir excesiva erosión o fricción del fluido:

1. El tamaño mínimo recomendado para líneas del estrangulador es de 2” de diámetro nominal para conjuntos de BOP de 3K y 5K y diámetro nominal de 3” para conjuntos de BOP de 10K, 15K y 20K.

2. El mínimo diámetro interior nominal recomendado para líneas corriente abajo del estrangulador (entre estrangulador y piletas) debería ser igual o mayor que el diámetro nominal de conexión del estrangulador.

3. Las líneas corriente abajo del estrangulador normalmente no deberían soportar presión. 4. Para operaciones de perforación con aire o gas, el diámetro mínimos recomendado para

las líneas es de 4”. 5. La línea de purga (de despresurización o línea que eventualmente puede bypasear a los

estranguladores) debería tener al menos el mismo diámetro que la línea para el control del pozo (del estrangulador). Esta línea permite la circulación del pozo con los preventores cerrados mientras se mantiene una mínima contrapresión. También permite la derivación a piletas de gran volumen de fluidos del pozo para liberar de presión al casing con los preventores cerrados.

8.3.2 En las figuras 6 a 8 de la norma API 53 se observan ejemplos de manifolds de control para distintos rangos de presión. 8.4 Mantenimiento Regularmente debería realizarse un mantenimiento preventivo de los estranguladores y manifolds para verificar particularmente situaciones de desgaste, obstrucciones o daños en las líneas. La frecuencia del mantenimiento preventivo depende del tipo de servicio. La sección 17 de la norma API 53 se refiere a las recomendaciones sobre pruebas, inspecciones y mantenimiento general de manifolds de control. 8.5 Repuestos Es importante contar con un adecuado suministro de repuestos, especialmente de aquellas partes sujetas a desgastes o daños o cuyas fallas pudieran provocar serias deficiencias en el servicio del manifold o de los estranguladores. Para minimizar el stock se recomienda estandarizar los componentes. Aunque el inventario variará de equipo en equipo, una lista general de repuestos mínimos en almacenamiento incluye:

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a. Una válvula completa de cada diámetro instalado b. Dos juegos de repuestos reparados por cada diámetro de válvulas instalado c. Partes para los estranguladores ajustables manualmente como insertos, anillos, orings,

camisas de desgaste, etc. d. Partes para los estranguladores controlados a distancia. e. Distintos items como conexiones flexibles, niples, cable eléctrico, manómetros, válvulas de

control de línea, etc. 10 Líneas de Ahogo – Instalaciones de BOP en Superficie 10.1 Propósito 10.1.1 Las líneas de ahogo son una parte integral del equipamiento superficial requerido para

control de pozos en perforación. Es un sistema por el cual se bombea dentro del pozo cuando el método normal de circulación a través del vástago de impulso o de las barras de sondeo no se puede emplear. La línea de ahogo conecta las bombas de impulso con una de las salidas laterales del conjunto de BOP. La posición de conexión de la línea de ahogo en el conjunto de BOP depende del tipo de arreglo particular del BOP y de los carreteles empleados; la conexión debería hacerse debajo de las esclusas que más se usen para cerrar el pozo. En las fig.10, 11 y 12 de la norma API 53, tercera edición, se pueden ver ejemplos ilustrativos de instalaciones de líneas de ahogo para varias condiciones de presión de trabajo.

10.1.2 En algunos casos de pozos críticos por su alta presión, se han tendido líneas de ahogo remotas para permitir la conexión a una bomba auxiliar de alta presión en previsión de casos en los que las bombas del equipo perforador quedaran inoperativas o inaccesibles. Normalmente esta línea es tendida dentro de la línea de ahogo cerca del conjunto de BOP hasta el lugar donde pueda ser montada una bomba. Este lugar debería brindar máxima accesibilidad y seguridad.

10.2 Recomendaciones para la Instalación 10.2.1 Son las mismas recomendaciones especificadas para la instalación de manifolds de

control y de líneas de control de pozo (líneas del estrangulador). Referirse a la norma API 16C. Otras recomendaciones importantes son:

a. Todas las líneas, válvulas, tubería y conectores deberían ser capaces de soportar la misma

presión de trabajo que la de las esclusas de BOP que están siendo usadas en el pozo. Este equipamiento debería ser probado al momento de ser instalado de acuerdo a lo que la norma API 53 expresa en la sección 17.

b. Para presiones de trabajo de 3000 psi o superiores, las conexiones bridadas, soldadas o instaladas de otras maneras deberán responder a la especificación API 6A.

c. Los componentes de este tipo de líneas deberían tener el suficiente diámetro interior como para permitir un razonable caudal de bombeo sin excesiva fricción. El mínimo diámetro nominal recomendado es 2”.

d. Para instalaciones de 5000 psi o superiores se recomiendan dos válvulas de accionamiento manual de paso pleno más una check valve o dos válvulas de paso pleno (una de las cuales es operada a distancia) ubicadas entre las salidas del conjunto de BOP y la línea de ahogo (kill line). Referirse a las figuras 11 y 12 de la norma API 53.

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e. Las operaciones periódicas, las pruebas, inspecciones y mantenimiento deberían ser realizadas de acuerdo al mismo procedimiento que el empleado para el conjunto de BOP que está siendo usado en el pozo.

f. Todos los componentes de la línea de ahogo deberían ser protegidos del congelamiento mediante calentamientos, drenajes , llenados con productos apropiados o por otros recursos específicos.

g. Cuando la operación se realiza en condiciones de temperatura ambiente inusualmente baja, deberían considerarse las propiedades de los materiales usados en el equipamiento a dichas temperaturas y las instalacciones deberían ser protegidas del congelamiento mediante calentamientos, drenajes , llenados con productos apropiados o por otros recursos específicos.

h. Las líneas deberían ser lo más rectas posibles. Cuando se requiera emplear secciones curvas para acomodar variaciones circunstanciales al mover el equipo entre pozos o bien para facilitar el montaje del conjunto de BOP, deberían emplearse secciones con radio de curvatura lo más grandes posible. Las recomendaciones particulares son las mismas que las especificadas para las líneas de control, excepto:

1. Para las tuberías rígidas se debería maximizar el radio de curvatura. 10.3 Mantenimiento Las mismas recomendaciones que para las líneas de control. 10.4 Repuestos Las mismas recomendaciones que para las líneas de control. Una lista de repuestos recomendada incluye: a. Una válvula completa para cada diámetro instalado. b. Dos juegos de repuestos reparados por cada diámetro de válvula instalada. c. Distintos items como conexiones flexibles, niples, cable eléctrico, manómetros, válvulas de

control de línea, etc. 12 Sistemas de Control para Conjuntos de BOP en Superficie Los sistemas de control de BOP para instalaciones de superficie (equipos de tierra, jackups y plataformas) normalmente proveen la potencia hidráulica a través de un circuito cerrado. Los elementos que incluye el sistema normalmente son: a. Equipo de almacenamiento para la provisión del fluido de control al sistema de bombeo. b. Sistema de bombeo para presurizar el fluido de control. c. Botellones para acumular el fluido de control presurizado. d. Manifold de control hidráulico para regular la presión del fluido y dirigir la potencia

hidráulica con el fin de hacer funcionar el equipamiento de control del pozo (BOP, estranguladores y válvulas de control).

e. Paneles de control remoto para operar el manifold de control desde una posición a distancia (remota).

f. Fluido de control hidráulico. 12.2 Sistema del Acumulador Los botellones del acumulador son contenedores que almacenan el fluido de control bajo presión para usarlo en el cierre efectivo de los preventores de surgencias. A través de nitrógeno

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comprimido, los contenedores almacenan energía que puede ser usada para accionar los preventores en un tiempo particularmente especificado y mantener en reserva la potencia del fluido hidráulico para casos de emergencia por fallas en el sistema de bombeo. Hay dos tipos de acumuladores, el tipo de separador y el de flotación. El tipo separador emplea un diafragma flexible para producir la separación positiva del nitrógeno respecto del fluido hidráulico. En el tipo flotador en cambio se utiliza un pistón flotante. 12.3 Capacidad Volumétrica del Acumulador 12.3.1 Para el único propósito de esta sección, corresponden las siguientes definiciones: a. Fluido hidráulico almacenado. Es el volumen de fluido recuperable desde el sistema

acumulador entre la máxima presión de trabajo del acumulador y su presión de precarga. b. Fluido hidráulico usable. Es el fluido hidráulico recuperable desde el sistema acumulador

entre la máxima presión de trabajo del acumulador y 200 psi por sobre la presión de precarga. c. Mínima presión de operación calculada. La mínima presión calculada para lograr un cierre y

un sello efectivo de las esclusas de un preventor contra la presión del pozo es igual a la máxima presión de trabajo del preventor dividida por la correspondiente a la de cierre de tal preventor.

d. Componente de presión mínima recomendada por el fabricante. Es la mínima presión de operación necesaria para cerrar y sellar efectivamente un preventor de esclusas o un preventor anular bajo condiciones normales de operación, de acuerdo a lo prescripto por el fabricante.

12.3.2 El sistema de BOP debería tener el suficiente volumen usable de fluido hidráulico (con la bomba inoperativa) para cerrar un preventor anular, todos los preventores del tipo de esclusas desde la posición de totalmente abierta y abrir una válvula HCR contra cero de presión de pozo. Después de cerrar un preventor anular, todos los preventores de esclusas y abrir una HCR, la presión remanente será de 200 psi o mayor sobre la mínima presión de precarga recomendada. NOTA: la capacidad del preventor con esclusas de corte y el operador de las esclusas debería ser verificada con el fabricante(s) para cada tubería de perforación que vaya a ser usada. De acuerdo al diseño del preventor a emplear con esclusas de corte y/o a las diferencias metalúrgicas de las tuberías de perforación, podrían requerirse altas presiones de cierre para las operaciones de corte. 12.3.3 Tiempo de respuesta del acumulador. El tiempo de respuesta entre el momento de la activación y el de finalización de la operación de una función completada se basa en el cierre y sello del preventor o válvula. Para las instalaciones de superficie, el sistema de control de BOP debería ser capaz de cerrar cada esclusa del BOP en 30 segundos. El tiempo de cierre del preventor anular con pasaje nominal menor a 18 ¾” no debería exceder los 30 segundos, mientras que para el preventor de más de 18 ¾” de pasaje, el tiempo de cierre debería ser de 45 segundos. El tiempo de respuesta para cerrar o abrir las válvulas de la línea de estranguladores o las de la línea de ahogo, no debería exceder el mínimo tiempo observado en la respuesta al cierre de las esclusas. El tiempo de respuesta del sistema al cierre comienza cuando se pulsa el botón o se manipula la válvula de control y finaliza cuando la BOP o la válvula es cerrada produciendo el sello. El BOP se considera cerrado cuando la presión de regulación ha recuperado su valor nominal de trabajo. Si se requiere confirmar el sello producido por el BOP, es necesario comprobar la presión debajo del BOP o a través de la válvula. 12.3.4 Presión de operación. Ningún acumulador con botellones debería ser operado con presiones superiores a la presión de trabajo especificada por el fabricante.

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12.3.5 Precarga del acumulador. La presión de precarga en cada botellón del acumulador debería ser medida antes de la instalación de cada conjunto de BOP en cada pozo y ajustada si fuera necesario. La presión de precarga mínima para un acumulador de 3000 psi de presión de trabajo debería ser de 1000 psi. Para uno de 5000 psi de presión de trabajo, debería ser de 1500 psi. Para la precarga sólo debería usarse nitrógeno. La presión de precarga debería ser verificada y ajustada dentro de los 100 psi de la presión seleccionada al comienzo de la perforación en cada pozo. 12.3.6 Válvulas, conectores y manómetros. El colector para un acumulador de botellones debería contar con una válvula de by pass. La válvula de by pass debería ser capaz de soportar una presión de trabajo al menos equivalente a la presión de trabajo del sistema del cual forma parte y mantenerse en posición de abierta, excepto cuando los botellones están bypaseados por mantenimiento, prueba o transporte. Debería disponerse efectivamente de un manómetro para medición de la presión de precarga del acumulador con el objetivo de ser instalado en cualquier momento. Deberían estar calibrados al 1% de la escala completa al menos cada tres años. 12.4 Sistema de Bombeo Un sistema de bombeo consiste en una o más bombas. Cada sistema de bombeo (primario y secundario) debería contar con la posibilidad de recibir potencia en forma independiente ya sea eléctrica o neumática. Cada sistema también debería contar con la cantidad y tamaños suficientes de bombas para realizar lo siguiente en forma satisfactoria: con los acumuladores aislados o bypaseados, el sistema de bombeo debería ser capaz de cerrar el preventor anular (excluído el diverter) sobre las barras de sondeo de menor diámetro entre las que están siendo usadas, abrir la(s) válvula de control de pozo y proveer el rango de presión recomendado por el fabricante del preventor anular para cerrarlo y lograr sello efectivo del espacio anular durante dos minutos. 12.4.2 El mismo sistema de bombeo podría ser usado para proveer fluido hidráulico al conjunto de BOP como al sistema derivador (diverter). 12.4.3 Cada sistema de bombeo debería proveer la presión de descarga de al menos la presión de trabajo del sistema de control del BOP. Las bombas neumáticas deberían ser capaces de cargar a los acumuladores hasta la presión de aire mínima de 75 psi. 12.4.4 Cada sistema de bombeo debería estar protegido ante sobrepresiones por al menos dos mecanismos que limiten la presión de la bomba de descarga.. Uno de ellos, normalmente un switch, debería limitar la presión de descarga de la bomba de tal manera que no excediera la presión de trabajo del sistema de control del BOP. El segundo mecanismo, normalmente una válvula de alivio, debería ser dimensionado para liberar un caudal al menos igual al de diseño del sistema de bombeo y configurarse para liberar a un valor no mayor al 10 % por sobre la presión de la unidad de control. Los mecanismos para evitar que el sistema de bombeo soporte mayor presión, deberían ser directamente instalados en el sistema de control de la línea de suministro al acumulador y no deberían contar con válvulas del tipo de bypass o cualquier otro medio que pudiera impedir el propósito de evitar la sobrepresión. No se recomiendan dispositivos que no actúen automáticmanete, tales como los discos de rotura o las válvulas de alivio. 12.4.5 Permanentemente deberían estar disponibles sistemas eléctricos y/o neumáticos, de manera tal que cuando la presión del sistema ha disminuído aproximadamente el 90% de la presión de trabajo, las bombas comiencen a funcionar y paren automáticamente en un rango de menos 100 psi hasta más cero del valor de la presión de trabajo del sistema de control del BOP.

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12.5 Válvulas, conexiones, líneas y manifold del sistema de control del BOP 12.5.1 Rango de Presiones Todos los componentes tales como válvulas, conectores y otros como switches, transductores, transmisores, etc. deberían tener un rango de presiones de trabajo al menos igual al del sistema de control. La presión de trabajo del sistema de control del BOP es usualmente de 3000 psi. 12.5.2 Sistemas de Tubería Todos los componentes tubulares y las conexiones roscadas instaladas en el sistema de control del BOP deberían estar de acuerdo a las especificaciones de diseño y tolerancias del American National Standards Taper Pipe Threads como está especificado en la norma ANSI B1.20.1. La tubería y conectores deberían corresponder con la ANSI B31.3. Si se usan conexiones soldadas, el soldador estará certificado para los procedimientos requeridos en la aplicación. La soldadura debería realizarse de acuerdo con las especificacione WPS y el Artículo II del ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Sección IX. Todas las líneas flexibles entre el sistema de control y el conjunto de BOP deberían ser anti llama, incluyendo los terminales de las conexiones y deberían tener un rango de presión igual a la presión de trabajo del sistema de control del conjunto de BOP. Todo el sistema interconectado de tuberías, tubing, etc., debería estar protegido contra daños durante las operaciones de perforación, o durante los movimientos diarios. 12.5.3 Válvulas, Conexiones y otros Componentes La instalación debería estar equipada con lo siguiente: a. El manifold debería contar con válvulas de pasaje pleno a las cuales podría acoplarse

fácilmente una bomba individual. b. El sistema de control debería equiparse para permitir el bypaseo de las bombas y los

acumuladores respecto del manifold y del circuito de control a los efectos del mantenimiento y trabajos de reparación.

c. El sistema de control debería estar equipado con manómetros precisos para indicar lo siguiente: (1) presión del acumulador, (2) presión de regulación del manifold, (3) presión an ular y (4) presión de suministro de aire.

d. El sistema de control debería equiparse con una válvula reguladora de presión para permitir el control manual de la presión de trabajo del preventor anular.

e. El sistema de control debería estar equipado con una válvula reguladora para controlar la presión de trabajo en los preventores de esclusas. La unidad de control debería equiparse con una línea de bypass y una válvula para permitir que toda la presión del acumulador sea aplicada en el manifold si se desea.

f. Las válvulas de control deben estar claramente marcadas para indicar (1) cual preventor o línea de control de pozo es controlada por cada válvula, y (2) la posición de cada válvula (ej.: abierta, cerrada, neutral). Cada válvula controladora de un BOP debería mantenerse en posición de abierta (no en posición neutral) durante las operaciones de drilling. La válvula del estrangulador hidráulico debería permanecer en posición de cerrada durante las operaciones normales. El mecanismo de control que opera la esclusa ciega debería estar protegido para evitar una operación no deseada, siempre y cuando dicha protección no interfiera en la operación segura y completa desde el panel de control.

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g. Todos los manómetros del sistema de control del BOP deberían calibrarse al menos cada 3 años con una precisión del 1 % de la escala total.

12.6 Sistemas de Fluidos de Control y Capacidad 12.6.1 Sistema de Fluido de Control Para operar la unidad de control de cierre del pozo se debería utilizar un fluido hidráulico adecuado (aceite hidráulico o agua dulce con lubricantes). Si la temperatura ambiente baja de cero (0) grado centígrado se debe agregar un suficiente volumen de glycol al fluido de la unidad de cierre. No se recomienda el empleo de diesel, kerosene, aceite de motor, aceite de transmisiones o cualquier otro tipo de fluido debido a la probabilidad de explosiones o daños en la resiliencia de los sellos. 12.6.2 Volumen de Almacenamiento de Fluido Hidráulico Cada unidad de cierre debería tener un depósito para fluido con una capacidad igual o al menos de dos veces el volumen usable de fluido hidráulico del sistema del acumulador de presión. Si se instala un sistema de reserva de nitrógeno, deberían instalarse salidas de aire de suficiente tamaño para evitar la sobrepresurización del tanque en momentos de transferencia hidráulica o transferencia de nitrógeno. 12.7 Lugar para la Unidad Hidráulica de Control La unidad de control debería ubicarse en un lugar seguro que sea fácilmente accesible al personal en una emergencia. También debería ser ubicado de manera que se evitara un volumen excesivo de retorno desde las líneas en operación hasta el depósito de fluido. Si el acumulador estuviera ubicado a una distancia sustancial o por debajo del conjunto de BOP, debería instalarse un volumen de fluido hidráulico adicional o algún otro recurso alternativo para compensar el retorno de fluido en las líneas de cierre. 12.8 Estaciones de Control Remoto La instalación debería contar con un panel de control reemoto para el maquinista, de tal manera que la operación de cada preventor y la válvula de control pueda ser comandada desde una posición netamente accesible a su posición. Asimismo debería analizarse si corresponde instalar otra estación de control remoto a una distancia segura desde el piso del equipo. 15. Equipamiento auxiliar – Instalaciones Superficiales del BOP 15.1 Válvulas del Vástago de Impulso Entre la cabeza de inyección y el vástago se instala la válvula superior. Inmediatamente debajo del vástago se instala la inferior. 15.2 Válvula de Seguridad de las Barras de Sondeo Una válvula de seguridad para las barras de sondeo debería estar siempre disponible en el piso del equipo perforador (disponible en posición de abierta con su dispositivo de izaje colocado). Esta (s) válvula(s) debería estar permanentemente lista para enroscar en cualquier conexión de la

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tubería de perforación que esté en uso. El diámetro externo de la válvula de seguridad para las barras de sondeo debería permitir su bajada al pozo. 15.3 Preventor de Surgencias para el Interior de la Columna de Perforación Para el caso de stripping sacando o bajando en el pozo, debería disponerse de una válvula preventora para el interior de la columna, una flotadora o una válvula de caída. Las válvulas, sustitutos o niples deberían estar permanentemente listas para enroscar en cualquier conexión de la tubería de perforación que esté en uso. 15.4 Pruebas con Presión en Locación Tanto las válvulas del vástago como las de las barras de sondeo y los preventores para el interior de la tubería deberían testearse de acuerdo con las recomendaciones del punto 17 de la norma API 53. 15.5 Válvula Flotadora para la Columna de Perforación La válvula flotadora se incorpora a la columna de perforación para impedir el ingreso de fluidos del pozo al interior de la tubería perforadora. Es una válvula especial del tipo de las que permite el paso en un sólo sentido. Una válvula flotadora en buenas condiciones de funcionamiento impedirá el retorno de fluidos y una potencial surgencia al interior de la tubería de perforación. La válvula flotadora se ubica usualmente en la parte más inferior de la columna perforadora, entre dos portamechas o entre el trépano y la columna de portamechas. Teniendo presente que la flotadora impide que la columna perforadora se llene a medida que baja en el pozo, la tubería debe ser llenada desde la boca del pozo para evitar su colapso. Existen dos tipos de válvulas flotadoras: a. La válvula con flaper ofrece la ventaja de que en posición de abierta tiene el mismo pasaje

aproximado de las conexiones de las barras de sondeo. b. La de resorte y bola, o de caída y la de asiento tienen la ventaja de que el cierre, ante un

ingreso de fluido del pozo hacia el interior de la columna perforadora, se produce instantáneamente y es efectivo.

15.13 Equipamiento del Top Drive En el top drive se instalan dos válvulas de bola. La superior es accionada hidráulicamente o en forma neumática y comandada desde la consola del maquinista. La inferior es una válvula estandard (la válvula de seguridad del vástago), es accionada manualmente por medio de una llave hexagonal. Generalmente, si fuera necesario detener un ingreso de fluido al sondeo en maniobras de bajada, se debería usar otra válvula adicional, dejando en reserva las del top drive. Sin embargo, en caso de extrema necesidad podría recurrirse al top drive con sus válvulas, manteniendo las siguientes precauciones: a. Una vez que se instaló la válvula de accionamiento manual en el top drive, cerrada, y el top

drive desconectado, tendría que emplearse una reducción para instalar una válvula preventora de interior (inside BOP) inmediatamente sobre la válvula de accionamiento manual.

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b. La mayoría de las válvulas manuales del top drive no pueden ser stripeadas dentro de casing de 7 5/8” o menores.

c. Una vez que la válvula manual del top drive es desconectada del top drive se debe instalar otra válvula o prolongación para ocupar su espacio.

17 Pruebas y Mantenimiento – Conjuntos de BOP y Equipamiento de Control de Pozo 17.1 Propósitos Los propósitos de los distintos programas de pruebas sobre el equipamiento de control de pozo son para verificar: a. Las funciones específicas son perfectamente realizables b. La integridad de presión del equipamiento instalado c. La compatibilidad del sistema de control y el conjunto de BOP 17.2 Tipos de Pruebas Los programas de pruebas incorporan inspecciones visuales, operaciones funcionales, pruebas de presión, prácticas de mantenimiento y simulacros. Para los propósitos de este documento se usarán las siguientes definiciones para los tipos de pruebas básicos: 17.2.1 Pruebas de Inspección Es el término colectivo usado para designar los procedimientos de detección de fallas que podrían influir en la performance del equipamiento. Esas pruebas podrían incluir, aunque no limitar a lo visual, dimensional, audible, dureza, funcionalidad y pruebas de presión. Los procedimientos y prácticas de inspección varían y escapan a los propósitos de este documento. 17.2.2 Prueba de Funcionamiento Es la operación de una parte de un equipo o de un sistema para verificar su operatividad. La prueba típica de funcionamiento no incluye la prueba de presión. Las pruebas de rendimiento, de operación y de disponibilidad son otros términos comúnmente usados en reemplazo de pruebas de funcionamiento. 17.2.3 Pruebas de Presión Es la aplicación periódica de presión a partes de un equipamiento o a un sistema para verificar la capacidad de soportar presión del componente o del sistema. 17.2.4 Prueba Hidráulica del Sistema Operador Es la aplicación de una prueba de presión a cualquier componente de un equipamiento operado hidráulicamente. Los test hidráulicos están típicamente especificados por el fabricante de cada item: cilindros operadores y los conjuntos de bonetes del BOP, válvulas de los actuadores hidráulicos, conectores hidráulicos, etc. Nota: Las definiciones de presiones de prueba, presión de diseño, pruebas de características operativas, etc., como se usan en otros documentos del API, podrían tener significados más

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apropiados en los procesos de fabricación y las descripciones asumidas podrían diferir con las de campo. Las aplicaciones específicas de las diferentes tipos de pruebas para cada caso deberían ser incorporadas durante las pruebas de aceptación en el campo, pruebas de recepción de equipos, simulacros, pruebas periódicas de operación, prácticas de mantenimiento y operaciones de perforación. Nota: Los procedimientos y técnicas de como hacer las pruebas deberían ser desarrollados para cada equipo perforador debido a la variedad de equipamiento, a los diferentes tipos de instalaciones y a los programas de operación específicos. Para la mayoría de los equipos perforadores, los procedimientos para probar conjuntos de BOP, válvulas de seguridad para el sondeo, líneas de control y de ahogo y manifolds corriente arriba (hacia el equipo), son usualmente similares. Los programas de pruebas de presión para cabezas de pozo y casings, deberían ser especificados por cada Operador en base a las condiciones individuales de cada pozo. En los procedimientos de pruebas específicas deberían incorporarse los documentos de operación y mantenimiento de los fabricantes y los programas de mantenimiento de los Contratistas. 17.2.5 Cuadrillas de Perforación La eficiencia con la cual las cuadrillas del personal de perforación operan el equipamiento de control del pozo es tan significativamente importante como la condición operacional del equipamiento. Tanto las cuadrillas perforadoras como las prácticas de control de pozo escapan a los propósitos de este documento y están desarrolladas en la norma API 59. 17.3 Criterio de las Pruebas 17.3.1 Pruebas de Funcionamiento Todos los componentes operativos del equipamiento de los BOP deberían hacerse funcionar al menos una vez a la semana para verificar la operatividad de los componentes. Las pruebas de funcionamiento podrían o no podrían incluir a las pruebas de presión.. Las pruebas de funcionamiento deberían ser comandadas alternadamente desde el panel del

maquinista y desde el panel a distancia. El tiempo insumido en las pruebas debería ser registrado para evaluaciones de rendimiento.

17.3.2 Pruebas de Presión 17.3.2.1 Todos los componentes de sistema preventivo de surgencias que podrían estar expuestos a la presión del pozo deberían ser probados primero a una baja presión de 200 a 300 psi y luego a alta presión. Cuando se realice la prueba a baja presión, el procedimiento no será primero aplicar alta

presión y después despresurizar hasta la presión de la prueba de baja presión. La alta presión podría iniciar la acción de sellar y de esta manera el sello podría continuar después de que la presión fuera bajada. Este procedimiento podría hacer malinterpretar la condición resultante a baja presión.

La prueba a baja presión debería mantenerse estable al menos durante 5 minutos.

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17.3.2.2 La prueba inicial a alta presión sobre los componentes que podrían estar expuestos a la presión del pozo (conjunto de BOP, manifold de control y líneas de control y de ahogo) debería alcanzar la presión de trabajo (presión nominal según el fabricante) del preventor de esclusas o de la cabeza de pozo sobre la cual está montado el conjunto de BOP, aquella que fuera menor. Las pruebas de presión inicial están definidas como aquellas pruebas que deberían ser realizadas en locación antes del inicio de la perforación o antes de que el equipamiento sea puesto en condición operacional. El sistema derivador es típicamente probado solamente a baja presión (ver la norma API 64). Los preventores anulares, con una barra de sondeo instalada, podrían ser probados hasta la

presión de prueba aplicada a los preventores de esclusas o como mínimo al 70% de la presión nominal del preventor anular, aquella que sea menor.

Las válvulas del vástago, la de seguridad de las barras de sondeo, la BOP del interior de la tubería y la de seguridad del top drive, deberían ser probadas con presión de agua desde una inferior hasta la presión de baja de 200-300 psi y luego con la presion de trabajo nominal.

Podría haber circunstancias por las cuales el conjunto de BOP disponible y/o la cabeza de pozo soportaran mayores presiones que las requeridas para ciertas condiciones especiales del pozo debido a la disponibilidad de equipamiento. Ese tipo de condiciones especiales deberían ser cubiertas en la sección correspondiente a las pruebas de presión para control del pozo del programa de perforación.

17.3.2.3 Las pruebas de alta presión subsiguientes sobre los componentes del sistema de control del pozo deberían ser realizadas a mayor presión que las máximas presiones de superficie previstas, sin exceder la presión de trabajo de las esclusas de los preventores. Las presiones de superficie máximas previstas deberían ser determinadas por el Operador en base a las condiciones específicas anticipadas del pozo. Los preventores anulares, con una barra de sondeo instalada, deberían ser probados a una presión mínima del 70% de su presión nominal de trabajo o de la presión de prueba de los preventores de esclusas, la que sea menor. Las pruebas subsiguientes deberían ser realizadas en períodos identificados durante la perforación y la terminación del pozo. La prueba con alta presión debería mantenerse con la presión estabilizda al menos durante 5

minutos. Dentro de la gran masa de goma de los empaquetadores anulares de gran diámetro continúan pequeños movimientos típicos por tiempo prolongado después de haber aplicado la presión. Cuando se analicen los resultados de las pruebas sobre estos preventores anulares deberían considerarse estos movimientos.

Las operaciones de pruebas con presión deberían ser controladas alternadamente desde varias estaciones de control.

17.3.2.4 Las pruebas de presión realizadas sobre las cámaras hidráulicas de los preventores anulares deberían ser de al menos 1500 psi. Las pruebas iniciales con presión sobre las cámaras hidráulicas de los preventores de esclusas y sobre las válvulas operadas hidráulicamente deberían realizarse con las presiones máximas de operación recomendadas por el fabricante. Las pruebas deberían realizarse con la cámara abierta y cerrada. La presión de prueba debería permanecer estabilizda al menos 5 minutos. Las pruebas de presión sobre cámaras hidráulicas subsiguientes típicamente son realizadas entre pozos o después de una reparación.

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17.3.2.5 Las pruebas de presión iniciales para las unidades de cierre de válvulas, manifolds, manómetros y líneas de control hidráulico del BOP deberían ser realizadas hasta la presión de trabajo de la unidad de control. Las pruebas de presión subsiguientes sobre los sistemas de las unidades de cierre son realizadas típicamente después de la desconexión o reparación en el sistema de las unidades de cierre, pero limitadas a los componentes afectados. 17.3.3 Frecuencia de las Pruebas de Presión Las pruebas de presión sobre el equipamiento de control del pozo deberían ser conducidas al menos: a. Antes del spud o una vez instaladas. b. Después de la desconexión o reparación de cualquier sistema de sello de presión en el

conjunto de BOP, línea de control del pozo, o estranguladores, pero limitadas a los componentes afectados.

c. No excediendo los 21 días 17.3.4 Las tablas 1 y 2 de la norma API 53 incluyen un resumen de las prácticas recomendadas para las pruebas en superficie sobre los conjuntos de BOP y su equipamiento de control de pozo relacionado. 17.3.5 Fluidos de Prueba El equipamiento de control de pozo debería ser probado a presión con agua. Antes de la prueba debería ser eliminado el aire del sistema. El sistema de control y las cámaras hidráulicas deberían ser probadas con un sistema de fluidos limpio con aditivos para favorecer la lubricidad y prevenir la corrosión para el servicio previsto y la temperatura operativa. 17.3.6 Manómetros Se deberían usar manómetros y registradores de cartas para registrar todos los resultados de las pruebas. Las mediciones de presión deberían ser realizadas a no menos del 25% ni más del 75% del valor total de la escala de presiones cubierta en el manómetro. 17.3.7 Documentación de las Pruebas Los resultados de todas las pruebas de presión al equipamiento de BOP como también los de las pruebas de funcionamiento serán documentados e incluirán como mínimo la secuencia de la prueba, las pruebas con baja y con alta presión, la duración de cada prueba y los resultados de las respectivas pruebas sobre los componentes. Las pruebas de presión serán realizadas utlizando un registrador con carta o su equivalente

sistema de obtención de datos y firmada por el operador del bombeo, el jefe del equipo del Contratista y por el representante del Operador.

Serán documentados los problemas observados durante las pruebas y también las acciones correctivas tomadas para solucionar los problemas.

Los fabricantes deberían ser informados de las fallas producidas en el equipamiento de control en el pozo. (ver especificaciones de la norma API 16A, appendix G).

17.3.8 Consideraciones Generales para las Pruebas

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La cuadrilla del equipo perforador debería ser alertada cuando vayan a realizarse pruebas de control de pozo y cuando hay ensayos de pozo en operación. Sólamente el personal necesario debería quedar en el área de prueba. Solamente el personal autorizado por el representante del Operador debería ingresar al área

de pruebas para poder inspeccionar las fugas que se podrían producir en el equipamiento que se encuentra bajo presión.

Tareas de ajuste, reparación o cualquier otra serán realizadas solamente después que se ha liberado la presión y después que todas las partes involucradas acuerdan que allí no existe la posibilidad de que hubiera quedado presión atrapada.

La presión solamente debería ser liberada a través de las líneas de despresurización. Todas las líneas y conexiones que vayan a ser usadas en el procedimiento de pruebas

deberían ser adecuadamente aseguradas (ancladas). Todos los terminales, conectores y líneas empleadas en las pruebas de presión tendrán que

tener capacidad de presión nominal mayores que la presión máxima de prueba. Verificar el tipo, rango de presión, tamaño y conexiones de cada pieza del equipamiento a ser probado, en concordancia con los registros del equipo perforador. Cuando se pruebe un conjunto de BOP instalado en la cabeza de pozo, debería seguirse un procedimiento disponible en la locación para hacer el seguimiento de la presión en el casing ante posibles fallas en el tapón de prueba. Si el circuito del sistema de control regulador está equipado con reguladores hidro-neumáticos, se recomienda contar con un suministro de reserva para pilotear a los reguladores en caso de que falle el suministro de aire del equipo perforador. Debería ser verificado el alineamiento del conjunto de BOP, y el torque de las tuercas sobre los espárragos de las bridas debería ser el recomendado en la norma API 6A. Si se prevé perforar formaciones que contengan sulfuro de hierro (ácido sulfídrico), debería contarse con la certificación del fabricante del equipamiento de control de pozo de acuerdo a la norma NACE MR0175. 17.5 Equipamiento de Superficie del Conjunto de BOP 17.5.1 A los efectos del propósito de esta sección, el equipamiento de superficie del conjunto de BOP incluye el equipamiento capaz de soportar la presión del pozo montado sobre la cabeza del pozo, incluyendo los preventores de esclusas, carreteles, preventores anulares, válvulas de control y de ahogo y la línea de control de pozo hasta el manifold de control. No están incluídos aquí aquellos equipos que podrían ir montados por sobre los preventores superiores. 17.5.2 A menos que hubiera una restricción debido a la altura, el conjunto de BOP completo debería ser probado como una unidad. 17.5.3 El preventor anular debería ser probado con una barra de las de menor diámetro exterior a ser usada en el pozo. 17.5.4 Las esclusas de pasaje fijo deberían ser probadas solamente sobre la tubería del diámetro externo que corresponda con las esclusas instaladas en dicho preventor.

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17.5.5 Las esclusas de pasaje variable deberían ser inicialmente probadas con la tubería de diámetro externo más grande y con la de diámetro externo más chico entre las que serían usadas durante la operación. 17.5.6 Los preventores con esclusas ciegas o de corte no deberían probarse con tubería instalada en el conunto de BOP. La capacidad de corte de las esclusas y del operador deberían ser verificadas con el fabricante de los preventores para la columna de barras de sondeo que se planea usar. Las esclusas de corte y el diseño del preventor y/o las diferencias metalúrgicas entre los fabricantes podrían requerir mayores presiones de cierre para las operaciones de corte. 17.5.7 Antes de la prueba de cada esclusa del BOP, deberían verificarse los sellos secundarios (conjuntos de empaque de emergencia) para asegurarse de que los sellos no están energizados. Si hubiera fugas durante la prueba de los sellos del eje de las esclusas, preferentemente deberían repararse los sellos antes que energizar el empaque secundario. 17.5.8 El equipamiento de preventores con esclusas fijas debería probarse con las esclusas fijas en la posición de cerradas y liberar a cero la presión de cierre. 17.5.9 Los componentes elastoméricos del BOP que pudieran ser expuestos a los fluidos del pozo deberían ser verificados por el fabricante del BOP para certificar si son los apropiados para los fluidos de perforación a usarse y para las temperaturas esperadas. También deberían ser consideradas las condiciones del fluido y las temperaturas a los que los componentes elastoméricos serán expuestos durante los ensayos de pozo y las operaciones de terminación. 17.5.9.1 Las especificaciones marcadas por los fabricantes de los componentes elastoméricos del BOP deberían incluir dureza, tipo genérico del compuesto, fecha de fabricación, número de parte y el rango de temperatura del componente. 17.5.9.2 Considerar el reemplazo de los componentes elastoméricos críticos del BOP en el equipamiento de control de pozo que hubiera estado fuera de servicio por más de 6 meses. 17.5.10 Las líneas flexibles de control y de ahogo deberían ser probadas con la misma presión, frecuencia y duración que los preventores de esclusas. 17.5.11 Verificar si cerca del preventor anular podría instalarse un tanque precargado apropiadamente para el fluido de desplazamiento del pozo en el caso contingente de tener que realizar un procedimiento de control de pozo que incluya operaciones de stripping. 17.6 Estranguladores y Manifolds de Control 17.6.1 El manifold de control corriente arriba (hacia la boca del pozo) incluida la última válvula de alta presión, debería ser probado con la misma presión que los preventores de esclusas. 17.6.2 La configuración de las líneas y válvulas corriente abajo (hacia las piletas del circuito) desde la última válvula de alta presión varía de instalación en instalacióin. Cada configuración debería ser verificada a efectos de su integridad mecánica. 17.6.3 Las válvulas y los estranguladores ajustables deberían ser operadas para verificar que la operación sea suave.

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17.6.4 No se requiere que los estranguladores ajustables tengan dispositivos de sellado total. Tampoco se requieren pruebas de presión contra estranguladores cerrados. 17.7 Sistema del Acumulador El propósito de estas pruebas es verificar que el sistema del acumulador está diseñado apropiadamente para entregar el volumen y presiones de fluido hidráulico requeridas por el sistema de BOP montado. Esta prueba deberia ser realizada después de la instalación del BOP por primera vez en cada pozo y antes de realizar cada una de las pruebas subsiguientes usando el siguiente procedimiento: a. Instalar frente a los preventores una barra de sondeo del diámetro exterior apropiado. b. Suministrar potencia al sistema de bombeo del acumulador (neumático, eléctrico, etc.) . c. Registrar la presión inicial del acumulador (la presión inicial del acumulador debería ser la

presión de trabajo especificada para dicho acumulador). Los reguladores del anular y del manifold deberían representar la presión de operación recomendada por el fabricante para el conjunto de BOP.

d. Cerrar cada esclusa del BOP individualmente (excepto la escusa ciega y la de corte) y registrar el tiempo consumido en el cierre. Para simular el cierre de la ciega o de la de corte, abrir un juego de esclusas parciales. El tiempo de cierre reunirá los tiempos de respuesta estipulados en 12.3.2

e. Hacer funcionar la válvula operada hidráulicamente y registrar el tiempo y el volumen requerido.

f. Cerrar el preventor anular y registrar el tiempo de cierre. g. Registrar la presión final del acumulador. La presión final del acumulador deberá ser igual o

mayor que 200 psi por sobre la presión de precarga. 21 Tubería Bajo Presión (Stripping) – Instalaciones de Superficie del BOP 21.1 Propósito Durante las operaciones de perforación o producción podrían sucederse distintas situaciones que requerirían bajar o sacar tubing, casing o barras de sondeo mientras la presión del pozo es mantenida por el conjunto de BOP. Tales prácticas se conocen como stripping. La operación de stripping normalmente se considera un procedimiento de emergencia para mantener el pozo bajo control; sin embargo, los programas de operación para ciertos casos de perforación, terminación o reparación pueden incluir stripping para eliminar la necesidad de tener que densificar el fluido de perforación (ahogar el pozo). 21.2 Equipamiento 21.2.1 Las técnicas de stripping son varias y el equipamiento requerido depende de la técnica a emplear. Cada operación de stripping tiende a ser única, requiriendo una adaptación ante las circunstancias particulares. Por esta razón el equipamiento y las recomendaciones básicas aquí expuestas son necesariamente de naturaleza general. La operación de stripping requiere un equipamiento de superficie que simultáneamente: a. Permite a la tubería ser sacada o bajada en el pozo. b. Provee un medio para contener y controlar la presión anular. c. Permite medir los volúmenes de fluido del pozo a ser despresurizados o los de los fluidos a

ser bombeados al pozo.

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21.2.2 Para facilitar las operaciones de stripping, hay que considerar lo siguiente: a. Precisar la medición del espacio del conjunto de BOP que debería ser fijado en el panel de

control del maquinista. b. Ubicar las líneas de control y de ahogo en el conjunto de BOP. c. El regulador anular para la presión del preventor anular debería responder con menos de 100

psi de presión diferencial. Si se usa un acumulador del tipo de botellas, una botella debería instalarse tan cerca del BOP como sea posible en la línea de cierre y otra botella adicional debería ser instalada en la línea de apertura. La presión de precarga de esos acumuladores debería ser determinada y fijada para cada equipo perforador específico y para las condiciones del pozo una vez instalado el conjunto de BOP.

d. Se debería tender una línea entre el manifold de control y el tanque de maniobras para poder contar con una posibilidad de medir los volúmenes de fluido y para tener una reserva de tanque a efectos de realizar otros controles de fluidos.

21.3 Preparación del Personal El supervisor en la locación y la cuadrilla de perforación tendrán un acabado conocimiento de todos los principios del control de pozo y del equipamiento empleado para hacer stripping. 21.4 Equipamiento de Superficie 21.4.1 El equipamiento de superficie primario para operaciones de stripping consiste de BOPs, unidades de cierre, estranguladores, bombas, manómetros y tanque para maniobras (u otro medio seguro para medir volúmenes de fluidos). 21.4.2 La cantidad, tamaño y rango de presiones de los BOPs requeridos para el stripping dependen básicamente de la presión de superficie prevista o conocida. Frecuentemente el conjunto de preventores de surgencia instalado para operaciones normales de perforación es adecuado para operaciones de stripping de baja presión, siempre que la longitud tubular entre uniones o cuplas pueda ser progresivamente bajada o sacada a través del conjunto de BOP, con al menos un elemento sellante cerrado para controlar la presión. 21.4.3 Los preventores anulares son los preventores más comúnmente usados para hacer stripping debido a que las uniones y algunas cuplas pueden ser movidas a través del BOP sin tener que abrir o cerrar el elemento de empaque. En cambio, las operaciones con alta presión de pozo podrían complicar el pasaje de las uniones por el elemento empaquetador del BOP, limitando el uso de ese tipo de preventores en algunas aplicaciones particulares de stripping. Para minimizar el desgaste, la presión de cierre debería ser reducida tanto como sea posible siempre que el empaquetador quedara habilitado para expandirse y contraerse cuando la unión pasa a su través. Durante las operaciones de stripping debería contarse con un empaquetador de repuesto siempre disponible en la locación. 21.4.4 En aquellos casos de stripping en donde, por razones propias de la configuración de las cuplas o uniones, podría generarse un desgaste muy importante del empaquetador, se emplean preventores de esclusas o combinaciones de esclusas y anulares. Los preventores de esclusas deben ser abiertos para permitir el paso de las uniones o cuplas. Cuando se realice stripping entre BOPs, debería preverse la necesidad de bombeo de fluidos hacia o desde el espaciamiento entre BOPs. La presión a través de los elementos sellantes debería ser ecualizada antes de la apertura del preventor de surgencias para reducir el desgaste y facilitar la operación del conjunto de BOP. Después de la ecualización de presiones y de la apertura del preventor inferior, se debería purgar

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desde o bombear hacia el espacio entre BOPs un volumen de fluido de perforación igual al volumen desplazado, al mismo momento que la tubería es bajada o sacada del pozo. Durante las operaciones de stripping las presiones de cierre en los preventores de esclusas deberían ser reducidas tanto como sea posible sin perder su capacidad de sellar, a efector de minimizar desgastes. 21.4.5 Para controlar la purga de fluido mientras se mantiene la presión de trabajo deseada se requieren estranguladores. Deberían emplearse estranguladores ajustables para permitir un control preciso y rápido. En aquellas operaciones de stripping largas y lentas debería contarse con estranguladores adicionales en paralelo, de manera tal que los primarios pudieran repararse o bypasearse. Unos de estos estranguladores paralelos debería ser operado a distancia. Debería contarse en locación con estranguladores y partes críticas de estranguladores en reserva, especialmente para operaciones de servicio severo. En la fig 21 de la norma API53 se ilustra un ejemplo de instalación con BOP, manifold de control y de ahogo para operaciones de stripping. 21.4.6 Normalmente se emplea un bombeador montado sobre camión o ski para realizar stripping sacando tubería, y eventualmente podría ser requerido también para bajar stripeando. El relativamente pequeño volumen de fluido de perforación requerido para reemplazar la capacidad y el desplazamiento de cada tiro o de cada barra podría medirse con precisión y bombearse a un caudal controlado con cada equipamiento. El fluido del pozo que se encuentra debajo del BOP no se debería usar para ecualizar presiones cuando se hace stripping a través de los preventores. 21.4.7 Se recomienda el empleo de un tanque para maniobras calibrado en el rango de 1.50 barriles a efectos de la medición precisa del fluido de perforación de purga, el de fugas del pozo o el bombeado al pozo. 21.4.8 En la operación de stripping no debería usarse el preventor inferior. Este preventor de seguridad debería reservarse para cerrar el pozo ante fallas de los otros componentes del conjunto de BOP. Este preventor no debería quedar expuesto al desgaste y esfuerzos del proceso de stripping. 21.4.9 El sistema de control de BOP con sus líneas de conducción y reguladores asociados son componentes críticos en las operaciones de stripping. 21.4.10 Deberían usarse manómetros para obtener mediciones precisas de la presión del espacio anular. Podrían ser requeridos y deberían estar disponibles manómetros para calibrar bajas presiones. 21.5 Equipamiento de Profundidad 21.5.1 El equipamiento de seguridad que se usa normalmente dentro de las tuberías que son stripeadas incluyen válvulas de seguridad, preventores interiores, válvulas flotadoras y tapones varios. Aún cuando la válvula inferior del vástago de impulso no es estrictamente un componente de profundidad, podría incluirse en esta lista. 21.5.2 Las válvulas de seguridad para barras de sondeo empleadas para stripping son esencialmente válvulas de apertura total, usualmente de bolas, con dimensiones externas tales que las convierte en aptas para ser corridas a través del conjunto de BOP y dentro del pozo. Si el pozo surge a través de las barras de sondeo puede bajarse una válvula de seguridad en posición de abierta y luego cerrarse. Después puede instalarse un equipamiento adicional como un preventor

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interior, válvula flotadora o algún niple de asiento, la válvula de seguridad vuelve a ser abierta y puede ser corrida en el pozo. 21.5.3 Cuando el pozo surge a través de las barras de sondeo puede bajarse un preventor interior o instalarse encima de la válvula de seguridad. Debería recordarse que los preventores interiores pueden no ser de apertura total, deduciéndose de esta posibilidad que otras eventuales herramientas podrían no bajar por debajo del preventor interior a menos que se recurriera a difíciles operaciones de fresado. 21.5.4 En operaciones de stripping pueden usarse válvulas flotadoras en instalaciones por sobre la válvula de seguridad de barras de sondeo o también pueden correrse como componentes rutinarios en las columnas perforadoras. Esas herramientas son esencialmente check valves, ya sea con flaper o poppet, las cuales contienen la presión por debajo y permiten que el fluido pueda ser bombeado dentro del pozo a través de las barras de sondeo. La válvulas del tipo flaper son fácilmente fresadas y permiten bajar otras herramientas o tubería a través suyo. 21.5.5 Hay diversos tipos de tapones para colocar como componente contenedor / sellante en el interior de la tubería a estripear. Tanto barras de sondeo como tubing se pueden equipar con niples de asiento para permitir que sean instalados los tapones, ya sea bombeados o bajados con cable, a efectos de prevenir surgencias. Algunos de esos tapones sirven como check valves, conteniendo el flujo desde abajo pero permitiendo el pasaje de fluidos desde arriba. En el caso de requerirse la fijación de niples por debajo de los tapones, éstos pueden ser removidos mediante cable. Otros tapones que no son removibles se pueden fijar en el interior de las barras de sondeo o casing mediante una línea eléctrica o un medio explosivo. Este tipo de tapones es bajado a través de lubricadores presurizados y fijado con cargas explosivas.