Preventoras

• ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN EQUIPO DE BOP's
• PREVENTORES ANULARES
En general la función específica de cada uno de los preventores anulares se reconoce por su denominación, a
saber: BOP's rotativas, escurridores (stripper) de tubería, escurridores de cable de perfilaje, escurridores de
varilla, prensaestopas y cabezas de circulación.
Estos equipamientos permiten la extracción o rotación de la tubería, del cable de perfilaje o de las varillas de
bombeo y cumplen la función a que su nombre hace referencia, mientras el pozo se encuentra bajo presión. El
packer es lo suficientemente flexible como para expandirse y contraerse de manera de adecuarse al tamaño y
forma del elemento que se encuentra en el pozo. Mientras se mantenga la flexibilidad, es importante
asegurarse de que las uniones de tubería (cuplas), los portamechas y otras conexiones se extraigan lentamente
para evitar una falla prematura del empaquetador.
Se accionan en forma manual, hidráulica o presentan un empaquetador asegurado en forma permanente que se
encuentre siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Además, muchos modelos están equipados con
alojamientos para cuñas.
• ELEMENTOS EMPAQUETADORES
El empaquetador o elemento sellador, tanto de los preventores anulares como los de tipo ram, se presentan en
diferentes medidas y presiones nominales. Están hechos de un caucho de alta ductilidad o de un material tipo
caucho que por lo general, se moldea alrededor de una serie de lengüetas de acero, las cuales fortalecen y
refuerzan el material utilizado.
Los empaquetadores packer más comunes son de caucho natural, caucho nitrilo (buna−n), o neopreno. Estos
compuestos están preparados para diferentes situaciones tales como: frío intenso, gas agrio y medios
ambientes corrosivos.
• PREVENTORES TIPO RAM
Las ram de tubería son el constituyente básico del BOP. La confiabilidad de las ram se debe en parte a la
simplicidad y en parte al esfuerzo puesto en su diseño. El preventor ram es un bloque de acero que se recorta
de manera de adecuarse al tamaño de la tubería alrededor de la cual va a cerrarse. En el recorte que cierra la
ram alrededor de la tubería, se encuentra una empaquetadura de caucho autoalimentable. Además, existe otro
empaquetador de caucho similar (sello superior) en la parte de arriba de la ram que sella la parte superior del
alojamiento de la ram en el cuerpo del preventor y así aísla de la presión del espacio anular.
La ram viene en diferentes medidas y presiones nominales. Los BOP de ram pueden consistir desde juegos
manuales simples de un solo juego de rams a cupos de múltiples rams. Los de ram simples, pueden tener un
vástago pulido que se cierra al hacer girar las manijas que se encuentran a cada lado, y permite atornillar las
ram hacia adentro y alrededor de la tubería. Pueden encontrarse conjuntos completos de múltiples rams
alojados en un único cuerpo y se operan por control remoto de presión hidráulica.
Las rams de la mayoría de los sistemas de BOP se cierran a través de pistones hidráulicos. El vástago de
pistón esta aislado de la presión del pozo por medio de sellos. Muchas ram también tienen un sello auxiliar
plástico que puede energizarse para sellar sobre el vástago del pistón en caso de fallar el sello principal.
Algunos sistemas de cierre de BOP de ram emplean un gato tipo tornillo para cerrar el preventor, sin embargo,
por lo general, las normas establecen que los sistemas de BOP deben funcionar por sistema hidráulico. En
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caso de fallas en este sistema, la mayoría de las rams no pueden cerrarse en forma manual, salvo que estén
equipadas con un sistema hidráulico de traba de ram. Una vez cerrados, la mayoría de las rams pueden ser
trabadas (aseguradas) por sistemas de cierre hidráulico o manuales (volante).
La mayor parte de las rams están diseñadas de manera tal que permiten sellar la presión que proviene solo del
lado inferior. Esto significa que al colocarla en posición invertida, la ram no va a mantener la presión, además
no se podrá probar la presión desde el lado superior. Por consiguiente, debe tenerse sumo cuidado al armar un
conjunto, ya que se deben ubicar con el lado correcto hacia arriba. El nombre del fabricante deberá figurar en
la parte superior en posición normal. Tanto las aberturas de circulación como las bocas de salida laterales
deben estar por debajo del alojamiento de la ram.
• RAM DE TUBERIA
Estas ram están preparadas para cerrar sobre la tubería. La ventaja y limitación fundamental de una ram de
tubería es el recorte de medio circulo en el cuerpo de la ram. La finalidad del recorte es poder cerrar y proveer
un buen sellado alrededor de una tubería de tamaño o diámetro particular.
La mayoría de las rams cuentan con guías para cerrar la tubería. El recorte del cuerpo de la ram se adapta casi
perfectamente a la circunferencia de la tubería. Mientras que puede cerrarse alrededor de la tubería que
presenta una pequeña conicidad, no se cerrará alrededor de una unión de tubería sin dañarla o dañar la cara del
cierre de la ram. Debe tenerse mucho cuidado al cerrar la ram que se encuentra cerca de la unión, es especial
con barras de sondeo de aluminio, ya que estas tienen un recalque de mayor tamaño y longitud que las de
acero.
• RAM CIEGAS (BLIND RAM)
Las rams ciegas o de cierre total son una clase especial de rams de tubería que no presenta el recorte de
tubería en el cuerpo de la ram. Las rams ciegas cuentan con elementos empaquetadores de buen tamaño y
están diseñadas para cerrar sobre el pozo abierto. Cuando se prueban, debe hacerse a la máxima presión de
trabajo.
• RAMS DE CORTE (SHEAR RAM)
Son otra clase de ram de tubería que tienen hojas filosas especiales para cortar tubulares (tubing, barras de
sondeo, portamechas, etc.) dependiendo del tipo de ram de corte y del tubular a cortar, deberán utilizarse
presiones mas elevadas que las reguladas normalmente y/o potenciadores (booster) hidráulicos. Las rams de
corte tienen tolerancias de cierre pequeñas.
En el momento de probar su funcionamiento, no deben cerrarse bruscamente haciendo uso de una sobre
presión elevada, sino a través de una presión reducida aproximadamente 200psi. Cuando se prueban las rams
de corte, el material de la empaquetadura se destruye.
Dado que el volumen de las empaquetaduras de las rams de corte es pequeño, muy pocos ensayos de presión
pueden llevarse a cabo y conservar la capacidad de sello. No se deben efectuar ensayos de presión de las rams
de corte mas de lo necesario.
• RAMS CIEGAS/DE CORTE (BLIND/SHEAR RAM)
Estas combinan las ventajas de las ciegas o de cierre de pozo abierto con las cortadoras. Tienen la ventaja
adicional de cortar la tubería para luego proceder a sellar la abertura del pozo. Otra condición favorable de las
rams ciegas/de corte es el espacio que se gana al utilizar un solo juego en lugar de dos para realizar las tareas
necesarias.
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1.3.5 RAMS DE DIAMETRO VARIABLE (VBR)
Estas sellan sobre distintos diámetros de tubería o vástagos hexagonales. También pueden servir como ram
primaria para un diámetro de tubería y de reserva o alternativo para otro diámetro distinto. En aquellos pozos
con columnas de diámetros combinados en los que el espacio resulta muy importante, pueden utilizarse rams
de diámetro variable. Además, la colocación de un juego de rams de diámetro de variable en el preventor evita
un viaje de ida y vuelta del conjunto submarino de BOP. Esto se debe a que no es necesario cambiar las rams
al utilizar columnas de tubería de diferentes tamaños.
El empaque contiene inserciones reforzadas de acero similares a las del empaquetador del BOP anular. Estas
inserciones rotan hacia adentro al cerrar las rams, de esta manera, el acero provee el soporte necesario para el
caucho que sella la tubería. En los ensayos estándar de fatiga, las empaquetaduras (gomas) de rams de
diámetro variable se desempeñan en forma comparable a los empaquetadores de ram de tubería. Las rams de
diámetro variable son adecuadas para servicio en H2S.
• Mantenimiento Preventivo
Por lo general, la mayor parte de las rams de los preventores cierran normalmente con una presión de 500psi,
esta no debe modificarse arbitrariamente. No se debe probar el funcionamiento de las rams de tubería sin
haber colocado en los preventores la tubería de tamaño correspondiente para evitar daños.
Al cambiar las empaquetaduras de las rams, recordar que la mayoría de los problemas surgen por cierres y
sellos de bonete o compuerta inadecuados. Es importante inspeccionar y reemplazar estos sellos todas las
veces que sea necesario, cada vez que se cambien las rams.
Tanto las barras de tubería como el tubing pueden moverse a través de las rams accionadas. Para ellos la
presión de cierre debe reducirse hasta los 200 o 300psi para disminuir el desgaste de la superficie de la
empaquetadura. Tomando en cuenta que la presión de accionamiento de las rams de tubería es reforzada en
varios grados por la acción de la presión del pozo y que las rams de cierre tienen diferentes tamaños, entonces
resulta necesario regular la presión de operación de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Debe
minimizarse el movimiento de la tubería a través de las rams de tubería, en particular los cambios bruscos de
dirección de movimiento.
1.4 UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION
Al producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo mas rápido posible para evitar una surgenca mayor.
En general, los sistemas manuales son más lentos que las unidades hidráulicas y pueden permitir mayores
volúmenes de entrada de fluidos.
Se han probado bombas de inyección, aire del equipo y bombas hidráulicas como unidades de cierre, y todos
han dado resultados poco satisfactorios. Los sistemas de acumuladores hidráulicos son las primeras unidades
de cierre en dar buenos resultados. La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida, confiable y
practica de cerrar los BOP en caso de surgencia. Dada la importancia del factor confiabilidad, los sistemas de
cierre poseen bombas extra y volumen en exceso de fluido, al igual que sistemas alternativos o de reserva.
Hoy en día, el equipo estándar utiliza un fluido de control que puede consistir en un aceite hidráulico o en una
mezcla especial de productos químicos y agua que se almacenan en botellones o cilindros de acumulador a
3000 Psi. Una cantidad superficie de fluido se almacena bajo presión para que todos los componentes del
conjunto BOP puedan funcionar con presión y además mantener siempre una reserva de seguridad. A medida
que disminuye la presión en los botellones del acumulador, las bombas de aire o eléctricas instaladas para
recargar la unidad, arrancan en forma automática.
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En condiciones ambientales muy frías, debe tenerse cuidado de que la temperatura del sistema acumulador no
llegue a bajo cero, ya que los elementos de caucho que se encuentran en su interior, tales como las cámaras
(bladder), puedan cristalizarse y reventar.
• Debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema básico del acumulador, por lo menos cada
treinta días (o cada pozo).
• Requisitos de Volumen
El sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir o
superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos estándar para calcular el
volumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema
acumulador de manera de poder operar la columna y así tener más energía que la restante de la precarga de
nitrógeno. Una rápida estimación de un sistema típico de 3000psi se realiza utilizando la mitad del volumen
de los botellones del acumulador.
• Fluidos de Carga del Acumulador
El fluido utilizado para el acumulador debe ser un lubricante anticorrosivo, antiespumoso y resistente al fuego
y a las condiciones climáticas adversas. Además, el ablandamiento o resquebrajamiento de los elementos
selladores de caucho. El aceite hidráulico posee estas características.
Una mezcla de agua dulce y aceite soluble (con etileno glicolpar temperaturas bajas) también puede dar
buenos resultados. La mezcla de aceite soluble y agua parece tener algunas ventajas: es menos costosa y no es
contaminante; por ello, se prefiere esa mezcla antes que el aceite hidráulico. En climas templados, puede
acumularse en el sistema bacterias, algas y hongos; por tanto se agregan productos químicos para impedir el
desarrollo de estos organismos de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. El uso de aceites
inadecuados o de aguas corrosivas puede dañar el acumulador y los elementos de cierre del conjunto de BOP.
• MANIFOLD DE AHOGO
El manifold de ahogo sirve para facilitar la circulación desde el conjunto de BOP bajo una presión controlada.
Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los estranguladores o
reparar las válvulas.
• ESTRANGULADORES
El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. Al restringir el
paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee un
método del control del caudal del flujo y de la presión de pozo.
Los estranguladores utilizados para el control de pozo (estranguladores de lodo) tienen un diseño algo
diferente de los de producción de gas y petróleo. Por lo general, es estrangulador de producción no resulta
adecuado. Esto se debe a que no esta preparado para soportar el flujo del fluido abrasivo que sale a la
superficie durante una surgencia de pozo. Mientras que para algunos controles de pozo se utilizan
estranguladores ajustables convencionales (manuales) (válvula aguja manual), en la mayoría de los controles
de presión se utilizan estranguladores ajustables a control remoto.
• Estrangulador Fijo (Porta orificio)
Los estranguladores pueden ser positivos (fijos) o ajustables. Los estranguladores fijos normalmente tienen
alojamiento portaorificio en su interior para permitir la instalación o cambio de orificios calibrados.
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• Estrangulador Ajustable
Estos pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamaño de pasaje.
• Estrangulador Manual Ajustable. (Válvula aguja) el tipo básico de estrangulador es el manual ajustable.
Posee un vástago (aguja) y asiento cónicos. A medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye es
espacio anular y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor contrapresion en el pozo.
• Estrangulador Ajustable a Control Remoto. (choke hidráulico). Los estranguladores ajustables a control
remoto tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y controlar la posición relativa de
apertura del estrangulador desde la consola; son adecuados para servicio H2S. El estrangulador se puede
cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de
cilindros de doble acción que ponen en funcionamiento un piñón y cremallera que giran la placa superior
del estrangulador. Los estranguladores son aptos para operaciones de ahogo de pozo. Las limitaciones
básicas aplicables son que el estrangulador no es de utilización frecuente, por lo que tiende a engranarse,
perder el manómetro y tener los contadores de bomba desconectados. Todos esos inconvenientes pueden
solucionarse utilizando el estrangulador y verificando la operación del panel, al menos una vez por semana.
2. CONSIDERACIONES GENERALES
Las siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta cuando se está seleccionando un equipo de control de
pozo:
• Los equipos serán seleccionados para resistir la máxima presión de superficie anticipada;
• Las preventoras de reventón consistirán en un equipo controlado remotamente capaz de cerrar el pozo
con o sin la tubería en el hueco;
• Soldado, rebordado, en las conexiones del eje son obligatorias en todos los sistemas de presiones
superiores a 13,800 kPa (2000 psi) como adaptador para las conexiones enroscadas;
• En algunas áreas puede requerirse el equipo de control de pozo adecuado para el servicio pesado; en
tales casos en que la alta presión se presenta, los sistemas de BOP deben consistir en materiales
metálicos resistentes al agrietamiento por falla sulfito.
• Las líneas dedicadas a matar no deben ser más pequeñas que 2 nominales y se ajustarán con dos
válvulas y un NRV. Las líneas de choque no deben ser más pequeñas que 3 a través del taladro y será
conectado con dos válvulas al BOP donde la válvula exterior será operada hidráulicamente. Cuando
las líneas de matar y las de choke son empleadas, dichas líneas no deben ser más pequeñas que 3 a lo
largo del taladro y las válvulas exteriores de cada línea deben ser operadas hidáulicamente.
• Durante las operaciones de perforación y workover, los rams blind/shear deben ser proporcionados en
la BOP. La ram blind/shear debe siempre ser capaz de cortar la tubería de perforación/tubería de
producción en uso bajo las condiciones de sin−carga y seguidamente proporciona un sello apropiado:
• Los sistemas de cierre de superficie de BOP deben ser capaces de cerrar cada preventora ram dentro
de 30 segundos; El tiempo de cierre no debe exceder los 30 segundos para los preventores anulares
más pequeños que 508 mm (20) y 45 segundos para los preventores anulares de 508 mm (20) y más;
• Los sistemas BOP's de cierre de superficie deben ser capaces de cerrar cada preventora ram dentro de
45 segundos. El tiempo de cerrado no debe exceder 60 segundos para las preventoras anulares;
• Todas las operaciones centrales y remotas deben manejarse desde el tablero de control, todo el
tiempo, estando en posición abierta o cerrada, y es libre de moverse en cualquier posición. La palanca
de operación de la shear ram no debe ser cerrada con llave;
• Todas las líneas de operación y conexiones extras que no son usadas en el sistema deben ser
bloqueadas apropiadamente con tapones ciegos como una unidad de operación hidráulica;
• Todas las cuatro válvulas o deben estar en una de las dos posiciones, completamente abierta o
completamente cerrada, como es requerido; ellas no deben estar bloqueadas a la izquierda o en la
posición del centro.
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3. CLASIFICACIONES GENERALES PARA LA SELECCIÓN DE EQUIPOS DE SUPERFICIE DE
PREVENCIÓN DE REVENTONES
Los equipos de superficie de prevención de reventón, son equipos usados en operaciones de tierra y
operaciones donde la cabeza del pozo está encima de un nivel de agua. Por esto, son los requerimientos
mínimos para cada presión de clasificación trabajada.
• CLASIFICACIÓN 13,800 kPa (2000 psi) WP
Donde el equipo de esta clasificación es suficiente, las BOP consisten de:
1. Un preventor anular, o un preventor de tipo ram de doble operación hidráulica (uno equipado con el tamaño
correcto de la tubería ram, el otro con rams blind/shear).
2. Un drilling spool con dos salidas laterales de 77.8 mm (3 1/16).
La pila de BOP debe tener dos líneas la de matar y la de choke. Cada línea debe tener dos válvulas, de las
cuales una válvula de cada línea es operada hidráulicamente. Las dos líneas deben conectarse a las líneas
terminales y de choke del manifold (vea Apéndice 31).
Cuando el propósito dual de las líneas terminales y las líneas de choke no es empleado, la pila de BOP tendrá
una línea terminal y una línea de choke.
Cuando la pila de BOP consiste en un preventor de tipo ram doble con el tamaño apropiado de las salidas
laterales, las líneas terminales y de choke pueden conectarse a las salidas del preventor más bajo. En este caso
el drilling spool puede omitirse.
Las BOP, completadas con un drilling spool, las válvulas laterales de salida, y las líneas terminales y de choke
serán instaladas como lo muestra el Apéndice 25, página 2.
3.2 CLASIFICACIÓN 20,700 kPa (3000psi) Y 34,500 kPa (5000psi) WP
Donde a los equipos de estas clasificaciones es suficiente, las BOP consistirán de lo siguiente:
1. Un Preventor anular.
2. Uno doble, o dos preventoras individuales de tipo ram operadas hidráulicamente; uno de los cuales debe
equiparse con el tamaño correcto de la tubería ram (alguna fija o variable), el otro con rams blind/shear.
3. Un drilling spool totalmente abierto con dos salidas laterales de 77.8 mm (3 1/16).
La BOP debe tener dos líneas para matar y de choke. Cada línea debe tener dos válvulas de las cuáles una de
cada línea es operada hidráulicamente. Las dos líneas deben ser conectadas a las líneas terminales y de choke
del manifold (vea Apéndice 31).
Con tal de que el fondo de la preventora tipo ram esté provisto con tamaño apropiado de las salidas laterales,
las líneas para matar y de choke pueden ser conectadas para las salidas del fondo de la preventora. En este
caso el drilling spool puede ser omitido. Las BOP, completadas con drilling spool, válvulas de salida laterales
y líneas para matar y de choke se instalarán como se muestra en el Apéndice 26, o Apéndice 27.
3.3 CLASIFICACIÓN 69,000 kPa (10,000 psi)WP
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Donde se requiere el equipo de esta clasificación, el BOP consistirá en lo siguiente:
1. Un preventor anular con una presión del funcionamiento de 69,000 kPa (10,000 psi). Un preventor anular
de 34,500 kPa (5000 psi) WP en una BOP de 69,000 kPa (10,000 psi) WP son aceptables en su existencia.
2. Tres individuales, o una doble y una individual, preventoras tipo ram operadas hidáulicamente; uno de las
cuales debe equiparse con ram blind/shear y las otras dos rams de tubería del tamaño adecuado. Los rams de
diámetros Variables (VBRs) pueden usarse en lugar de las tuberías ram fijas, pero por lo menos una
preventora tipo ram se equipará con ram fija.
3. Un drilling spool con dos salidas laterales de 77.8mm(3 1/16).
Con tal que en el medio y en la parte inferior de la preventor tipo ram esté equipado con salidas de tamaño
apropiado, las líneas terminales y de choke pueden conectarse a estas salidas y omitir el drilling spool. La
BOP completada con drilling spool, válvulas de salida laterales, y líneas para matar y de choke serán
instaladas como lo muestra el Apéndice 28.
La BOP debe tener líneas para matar y de choke de doble propósito. Cada une debe tener dos válvulas de las
cuales una válvula de cada línea es operada hidráulicamente. Ambas líneas deben conectarse a las líneas
terminales y de choke del manifold Vea apéndice 31).
Cuando el propósito dual de las líneas terminales y de choke no son empleadas, la BOP debe tener 2 líneas
terminales y dos líneas de choke de entrada. Cada entrada debe tener dos válvulas del taladro llenas de las
cuales una válvula de cada línea de choke debe ser operada hidráulicamente. Las líneas terminales y de choke
bajas, se conectaran a la BOP debajo de la preventora del fondo y actuará en lugar de las líneas terminales y
las de choke. Las líneas pueden conectarse a las salidas de la preventora del fondo, con tal de que la
preventora esté provista con salidas del tamaño apropiado. Cuando las líneas terminales y de choke no pueden
conectarse a las salidas de la preventora del fondo, ellos son conectados a las salidas del drilling spool el cual
es instalado debajo de la preventora del fondo.
3.4 CLASIFICACIÓN 103,500 kPa (15,000 psi) WP
Donde se requiere el equipo de esta clasificación, la pila de BOP consistirá en lo siguiente:
1. Una preventora anular con una presión del funcionamiento de 103,500 kPa (15,000 psi) o una unidad de
69,000 kPa (10,000 psi)WP, preferiblemente con un conjunto estimado para 103,500 kPa (15,000 psi).
• Una pila de cuatro rams es preferible. Sin embargo, los requisitos mínimos son tres individuales, o uno
doble y uno individual, preventoras tipo ram operadas hidraulicamente, uno de los cuales debe estar
equipada con una ram blind/shear y las otras dos con los tamaños correctos de tubería ram. Los rams de
diámetros variables (VBRs) pueden usarse en lugar de los rams de tubería fija, pero como mínimo una
preventora tipo ram de tubería fija.
3. Un drilling spool abierta totalmente con dos salidas laterales de 77.8 mm (3 1/16).
Con tal que la preventora tipo ram del medio este equipada con salidas laterales de tamaño apropiado, las
líneas terminales y de choke pueden conectarse a estas salidas y omitir el drilling spool. La configuración de
la BOP 15 K de la ram de tres−cavidades es igual a la de 10K la cual se muestra en el apéndice 28. La
configuración de las BOP ram de cuatro cavidades se presenta en el apéndice 29.
La pila de BOP debe tener líneas terminales y de choke de propósito dual. Cada línea debe tener dos válvulas
de taladro llenas de las cuales una válvula es operada hidráulicamente. Ambas líneas deben conectarse a las
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líneas para matar y de choke del manifold. (vea Apéndice 31).
Cuando el propósito dual de las líneas terminales y de choke no son empleadas, la BOP debe tener 2 líneas
terminales y dos líneas de choke de entrada. Cada entrada debe tener dos válvulas del taladro llenas de las
cuales una válvula de cada línea de choke debe ser operada hidráulicamente. Las líneas para matar y de choke
bajas, se conectaran a la BOP debajo de la preventora del fondo y actuará en lugar de las líneas para matar y
las de choke. Las líneas pueden conectarse a las salidas de la preventora del fondo, con tal de que la
preventora esté provista con salidas del tamaño apropiado. Cuando las líneas terminales y de choke no pueden
conectarse a las salidas de la preventora del fondo, ellos son conectados a las salidas del drilling spool el cual
es instalado debajo de la preventora del fondo.
• INSTALACION DEL CONJUNTO DE BOP
Existen algunas reglas generales de instalación destinada a mejorar la operación y verificación del conjunto.
Al instalar el sistema, se debe verificar cada preventor para asegurar que la inscripción que aparece en la pieza
forjada se encuentre cabeza arriba. Las aberturas de circulación de las rams, si hubiera deben ubicarse en la
parte inferior de la ram. Se debe tener precaución en el modo de levantar la unidad. Una oscilación inadecuada
del sistema podría lastimar a alguien, dañar el equipo y dificultar su correcto apoyo o alineación.
Se deben limpiar las ranuras de alojamiento de los aros y/o superficies de empalme con trapos limpios, agua y
jabón. Los cepillos y raspadores de alambre pueden rayar las superficies de empalme y alojamientos de aros,
afectando la prueba del conjunto. Deben identificarse los orificios hidráulicos de abertura y cierre y
mantenerse limpios. Basura y suciedad en el sistema hidráulico pueden causar la falla en el sistema.
• BRIDAS Y AROS
Los puntos de conexión son siempre el punto débil en sistemas de tuberías o válvulas, el BOP no es la
excepción. Las bridas y aros de sello reciben un trato indebido durante el proceso de armado del equipo que
puede dar lugar a fallas en pruebas de presión posteriores. Probablemente las fallas principales sean raspones
en los anillos, alojamientos y superficies de empalme producidos durante el armado y limpieza en el proceso
de instalación. Se debe evitar que la dotación utilice cepillos de alambre o raspadores sobre las superficies de
unión y ranuras de alojamientos de aros. Las malas aislaciones afectan la prueba de presión y provocan el
desarme del conjunto, y podrán causar así mismo cortes por lavadura en las conexiones.
Con frecuencia la dotación no tiene en cuenta la importancia de mantener ajustadas las tuercas en las bridas,
pero nada reemplaza el reajustado. La conexión grampa API no es tan resistente como la conexión brida API
equivalente, ni tiene la misma capacidad de tensión, arqueo o carga combinada. Sin embargo, existen diseños
de conexiones de tipo de grampa o engrampe que pueden ser iguales o superiores a la conexión de bridas API
en carga combinada.
Los espárragos de bridas en las cabezas de pozo son especialmente críticos en los conjuntos de BOP en
plataformas (jackup) de aguas profundas. Esto se debe a que el movimiento de la extensa tubería conductora
hasta el fondo del mar tiene restringido el extremo superior por el empalme del conjunto de BOP al equipo.
En cualquier equipo, el conjunto de BOP esta amarrado a la base del equipo, pueden actuar fuerzas tremendas
contra la brida de cabeza de pozo donde se concentra toda la curvatura. Se debe amarrar también el casing
conductor contra el equipo siempre que sea posible.
• CENTRADO DEL CONJUNTO DE BOP
Centrar el BOP no es tarea sencilla. El movimiento, asentamiento o inclinación del equipo pueden descentrar
al BOP. El efecto no repercute de inmediato porque las rams y la preventora anular cierran y pueden
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ensayarse. Sin embargo, el daño a largo plazo puede ser severo. Puede derivar en un desgaste excéntrico del
conjunto, ram y caras del empaque anular. Puede ocurrir también un desgaste del casing y la cabeza de pozo.
Un daño menor puede no afectar la aislacion durante una prueba, pero siempre existe la posibilidad de daños
mayores y de que la válvula no cierre durante una surgencia. Además, la reparación del conjunto implica un
trabajo prolongado y costoso. En general, el empleo de anillos o bujes de desgaste minimiza el daño interno.
• CONEXIONES DE ESTRANGULADOR Y LÍNEAS DE AHOGO
Las conexiones de alta presión dentro del conjunto de BOP son un punto débil que debe verificarse y volver a
revisarse. Los problemas más comunes incluyen el uso de niples demasiado livianos, aros de sellos sucios,
superficies de empalme dañadas, tuercas flojas, y niples o tuberías largas mal soportadas.
Otro inconveniente es el uso de mangueras de baja presión cuando no hay suficiente lugar disponible para
cañerías de acero. Esta situación es doblemente perjudicial, por cuanto el exceso de curvas en la tubería o el
uso de curvas en situaciones de alta presión no es una practica recomendable. Esto resulta especialmente
riesgoso cuando la línea involucrada es la del estrangulador.
• LINEA DE LLENADO
Debe incluirse una línea de llenado sobre la válvula superior del conjunto de BOP, el objetivo de esta línea,
como su nombre lo indica, será llenar el pozo durante las carreras y períodos de circulación. Si bien el
mantenimiento de esta línea es ligero, si se deja fluido en ella, puede producirse un tapón o dañarse las líneas
por efecto de fluidos corrosivos.
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