Cap. 10 EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE

C APÍTULO
10
10-1
E QUIPAMIENTO
D E S UPERFICIE
L
No se puede
controlar el pozo
sin el equipamiento
bien mantenido
y que funciona.
a Columna de los Preventores de Reventones
(B.O.P.) es una parte tan vital del equipamiento que no se debería dejarla de
lado. El sistema de Preventores de Reventones es
realmente un juego singular de válvulas hidráulicas
muy grandes. Las BOP tienen diámetros grandes,
están clasificados para alta presión y operan rápidamente. Estas características hacen que el sistema
incluya algunas limitaciones de las cuales la cuadrilla
de operaciones debe estar conciente y observar con
cuidado.
ORGANIZACIÓN DEL
CONJUNTO DE BOP
Se puede armar la columna de preventores
con una variedad de configuraciones. El Código
del Instituto Americano del Petróleo (API) para
describir las configuraciones de la columna está
incluido en el Boletín API RP53. Los códigos
recomendados para designar los componentes de
los arreglos de preventores de reventones son
como sigue:
C APÍTULO 10
10-2
El propósito del
conjunto de BOP
es el de cerrar el
pozo y dejar la
mayor flexibilidad
para las
subsiguientes
operaciones.
A = preventor de reventones tipo anular
G = cabezal giratorio
R = preventor tipo simple, con un solo juego de
arietes (esclusas), ciego o de tubería, según prefiera
el operador
Rd = preventor del tipo doble, con doble juego de
arietes, colocados como prefiera el operador
Rt = preventor del tipo triple, con tres juegos de
esclusas, colocados como prefiera el operador
CH = conector a control remoto que conecta el
cabezal del pozo o los preventores unos con otros.
CL = conector de baja presión a control remoto que
conecta el riser con el conjunto de BOP.
S = carretel con conexiones de salida laterales para
las líneas del estrangulador y control (ahogo)
M = clasificación de trabajo de 1000 psi (68.95
bar).
Los componentes se indican leyendo desde el
fondo de la columna de preventores hacia arriba.
Se puede identificar plenamente las columnas de
preventores de reventones por medio de simples
designaciones, como por ejemplo:
15M-7-1/6” (179.39 mm)-RSRRA
10M-13.5/8” (346.08 mm)-RSRRA
5M-18-3/4” (476.25 mm)-RRRRAA
La primera de las columnas de preventores anteriores estaría clasificada para una presión de trabajo
de 15000 psi (1034.2 bar), tendría un diámetro de
7-1/16 pulgadas (179.39 mm) y estaría arreglada a
igual que el primer ejemplo en la figura abajo.
Esta ilustración, de “Sistemas de Equipos de
Prevención de Reventones” del API RP53,
muestra tres configuraciones, pero hay varios
más que son posibles en un arreglo anular
con tres arietes. La consideración más
importante de cómo organizar la columna
es cuál parece ser el mayor peligro que
se podría encontrar. A este respecto, se
podrían señalar varias cosas:
w Los requerimientos de la columna deberían estar
basados de acuerdo a cada trabajo.
w Ninguna de las tres figuras que se muestran
es adecuada para bajada bajo presión (stripping)
ariete a ariete según las reglas generales de
stripping. Para las bajadas esclusa a esclusa, la
configuración mínima es RRSRA o RRRA, si se
usará la salida lateral del Preventor de Reventones
para circular.
w Hay un sinfín de configuraciones deseables, pero
con más arietes, la columna se hace más pesada,
más grande y más cara. Con menos esclusas hay
menos flexibilidad y se reduce la seguridad.
w El mejor arreglo para la columna es uno que es
adecuado para la tarea y el área y que incluye
cierto grado de seguridad.
Desde el punto de vista del control del pozo, el
propósito de la columna de Preventores de Reventones
(conjunto de BOP) es el de cerrar el pozo cuando
ocurre una surgencia y dejar que todavía haya la
mayor flexibilidad para las operaciones subsiguientes.
Si esto se mantiene en mente, hay muchas posibles
configuraciones de columna que son satisfactorias.
Al diseñar u operar la columna, las preocupaciones
críticas de las operaciones del control de pozos
son algunos de los límites inherentes tales como la
presión, el calor, el espacio, la parte económica, etc.
Arreglos típicos de columnas de
preventores de reventones
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
10-3
Dos ejemplos de
preventores
anulares
PREVENTORES ANULARES
Los preventores anulares, a veces llamados
los preventores de bolsa, preventores esféricos o
simplemente Hydrils, probablemente sean los
dispositivos más versátiles para controlar la presión en
el cabezal del pozo. Algunos modelos están sumamente
energizados por el pozo, es decir, la presión del pozo
empuja hacia arriba y provee una fuerza de sellado
adicional. El preventor anular se utiliza como un sello
de cierre alrededor de cualquier cosa que pueda estar
en el pozo y como un cabezal de lubricación para
mover o deslizar la tubería bajo presión. La mayoría de
los preventores anulares modernos cierran alrededor
de la junta kelly, los collares, la tubería de perforación,
la sarta de trabajo, la tubería, las líneas de cables o, en
una emergencia, el pozo abierto.
El preventor consiste de un elemento de empaque
circular hecho de goma, un pistón, un cuerpo y un
cabezal (tapa). Cuando se bombea fluido hidráulico
en la cámara de cierre, ocurre una secuencia en la cual
el elemento de sellado es empujado hacia adentro.
Según el fabricante y el modelo, el funcionamiento
interior del equipo puede variar en cuanto a cómo se
obtiene ese sello, pero típicamente es por medio del
movimiento vertical u horizontal del empaquetador.
Es el empaquetador que está adentro del anular el
que provee el sello. Los repuestos para los anulares
deberían incluir el empaquetador apropiado y los
elementos de sellado.
Hay muchos fabricantes con varios modelos que
se usan en la actualidad, tales como el Hydril GL,
GX y GK, el Cameron D y DL, y el Shaffer con
tapas abulonadas y tapas de cuña. Las tres empresas
ofrecen modelos de doble carcaza para las aplicaciones
submarinas o cuando se necesitan dos preventores
anulares en tándem y podría haber un problema con el
espacio. Las presiones de operación, las características,
así como también las limitaciones, variarán con
los diferentes modelos y marcas. Es por esto que
debería haber reguladores hidráulicos para todos los
preventores anulares, para permitir que se ajuste la
presión de operación cuando sea necesario.
La válvula reguladora que provee la presión de
cierre permitirá el flujo en ambas direcciones. Este
es un detalle importante cuando se va a mover o
deslizar tubería y roscas de unión a través de ella para
así mantener una presión de cierre y sello constantes
contra la tubería. Sin embargo, si la presión del pozo
sobrepasa la presión del manifold y un sello falla, la
presión del pozo puede descargarse por el regulador
de la línea de cierre de vuelta acumulador de fluido.
El mayor problema con el uso en el campo
de varios modelos y marcas parece ser la falta de
conocimiento que tiene el usuario sobre ese modelo
en particular. Es una buena práctica verificar el
manual del fabricante para encontrar las características
correctas de la presión de operación para los distintos
preventores y cuál es la presión de cierre recomendada,
dada la presión del pozo y el tamaño de la tubería
que se está usando. Lo más importante es que el
empaquetador debe ejercer suficiente presión contra
la tubería para asegurar que haya un buen sello,
pero la presión no debería ser tan ajustada que el
elemento de empaque se deteriore. Si no se usa la
presión correcta, podría llevar a una falla temprana y
la subsiguiente reposición, los cuales son costosos y
llevan tiempo. En algunos casos, estas fallas pueden
tener efectos desastrosos.
La mayoría de preventores anulares están diseñados
para una presión máxima de cierre recomendada de
Los preventores
anulares son los
dispositivos más
versátiles para
controlar la
presión en el
cabezal del pozo.
C APÍTULO 10
10-4
1500 psi (103.42 bar), aunque algunos preventores
anulares tienen una presión máxima de trabajo en
la cámara de operaciones de 3000 psi (206.24 bar).
La presión mínima para obtener el sello depende
de varios factores tales como el tamaño del pozo, el
diámetro exterior (OD) de la tubería y la presión en el
pozo. En general, mientras más grande sea el tamaño
del pozo y más pequeña sea la tubería, mayor es la
presión de cierre que se requiere para asegurar el
sello, aunque ciertos modelos tienen requerimientos
muy específicos en cuanto a la presión de cierre.
Por lo general, la presión regulada para un
preventor anular debería ser de aproximadamente
500 a 800 psi (de 34.47 a 55.16 bar) cuando se está
moviendo la tubería. El empaque de goma en el
preventor anular que permite esta flexibilidad es la
parte crítica del preventor y se puede destruir por
medio del mal uso o el abuso. El uso de una
presión de operación inapropiada (acumulador) en el
preventor anular es una de las fuentes principales de
abuso que causa la falla del empaque de preventor
anular. Aunque el anular se cierra en múltiples tipos
y formas de tuberías, se debería probar utilizando el
cuerpo de la tubería de la sarta (columna) que se está
usando. Hay veces en que un sello es necesario, como
por ejemplo cuando cierra alrededor de una línea de
cable o una junta kelly, o cuando existe la presencia
de gas H2S. Se debería recordar que estas operaciones
podrían resultar en una vida reducida del elemento
de empaquetado. Al usar el preventor anular, se
debe hacer todos los esfuerzos posibles para utilizar
la menor cantidad de presión de operación. Una
presión de cierre mínima ayudará a conservar el
empaquetador.
Se requiere más fluido hidráulico para cerrar un
preventor anular que un ariete de tubería. Entonces
tomará más tiempo cerrar un preventor anular que
uno tipo esclusa. Presiones de cierre elevadas no
mejorarán el tiempo de cierre igual que las líneas de
operación con mayores diámetros, y los accesorios y
reguladores más grandes.
Se puede mejorar la operación del preventor
anular en el equipo por medio de observar lo
siguiente:
El mover la tubería
por el preventor
a presiones de
cierre altas causa
desgaste y la falla
del
empaquetador.
w Nunca use más presión de lo necesario en la
unidad de cierre, especialmente si está moviendo
tubería.
w Pruebe el empaquetador cuando lo coloca en el
preventor, según lo requieran las operaciones, los
reglamentos estatales o federales, o las prácticas de
la industria.
w Verifique con el manual del fabricante para
los datos operativos de los distintos modelos.
Pueden haber diferencias considerables en los
Stripping a través de un preventor anular
datos operativos para los distintos preventores
anulares.
w Si se mueve la tubería por el preventor a presiones
de cierre altas esto podría causar el desgaste y
pronta falla del elemento de empaque.
w Almacene los empaques en áreas frescas, secas y
oscuras, lejos de los motores eléctricos.
w Como siempre, consulte con el manual del
fabricante o hable con un representante de
servicio por las presiones de control apropiadas,
los compuestos de la goma, los procedimientos
adicionales para mover bajo presión (stripping),
las limitaciones de los equipos, las pruebas o
cualquier otra pregunta que pudiera tener acerca
de su modelo en particular.
Se debería señalar que se puede dividir (cortar) los
empaquetadores para ciertos modelos de preventores
anulares para permitir su retiro cuando no se puede
retirar el kelly o la sarta del pozo. Hay elementos del
empaque anular, ya divididos, disponibles de fábrica.
Los empaquetadores previamente divididos son muy
convenientes si se va a usar el preventor anular para
deslizar tubería.
Recuerde siempre de consultar con el manual
de fabricante para el operador o hablar con un
representante de servicio por las presiones de
control apropiadas, los compuestos de la goma, los
procedimientos adicionales para el deslizamiento, las
limitaciones de los equipos, las pruebas o cualquier
otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo
de preventor anular en particular.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
PREVENTORES ANULARES
CON FINES ESPECÍFICOS
Muchos de los fabricantes de equipos de
Preventores de Reventones ofrecen una variedad de
preventores del tipo anular con fines específicos. La
función específica de cada uno se indica por su
nombre, incluyendo cabezales giratorios, deslizadores
de tubería (strippers), deslizadores de líneas de cable,
deslizadores de varillas, cajas de prensaestopas y
cabezas de circulación.
Este grupo de equipos permite deslizar o rotar la
tubería, línea de cable o varillas de bombeo estando
el pozo bajo presión. El elemento de empaque es
lo suficientemente flexible como para expandir y
contraer para conformarse al tamaño y la forma de
la sarta que está en el pozo. Mientras se flexiona,
hay que tener cuidado de asegurarse que las roscas
de unión, los collares y demás conexiones se deslicen
lentamente para evitar una falla prematura del
elemento de empaque.
Muchas veces estos preventores reemplazan
al preventor anular estándar. Funcionan manual
o hidráulicamente, o
pueden tener un elemento de empaque permanentemente asentado y
que siempre está cerrado,
según el tipo y el modelo.
Además, muchos modelos
vienen equipados con
tazón de cuñas.
10-5
SISTEMAS DE DESVÍO
El sistema de desvío (desviador, derivador o
diverter) es un preventor anular conectado por debajo
a un sistema de tubería con diámetro grande. Se
utiliza cuando está colocada solamente la primera
tubería de revestimiento y para desviar el flujo y el
gas del equipo de perforación en las embarcaciones
que tienen riser. La tubería con diámetro grande, o la
línea de desalojo, generalmente tiene dos direcciones
de salida. Este sistema conduce por la tubería, o
desvía, la corriente de los fluidos del pozo alejándose
del equipo y el personal. Se debe usar sistemas de
desvío si no se puede cerrar un pozo por temor
a pérdidas de circulación o fallas en la formación.
Algunos reglamentos gubernamentales y políticas de
los operadores requieren que se use un diverter. Según
el tipo de operaciones, por ejemplo en los equipos de
perforación flotantes, se pueden usar los derivadores
durante toda la operación de perforación.
Es normal que el sistema de desvío se instale en
la primera tubería de revestimiento (casing conductor)
o como parte riser, con las líneas del desvío corriendo
hasta un área segura, a sotavento. Por este motivo,
en los locaciones costa afuera se usan dos líneas de
desvío con válvulas selectivas, para que el perforador
pueda elegir la línea a sotavento para cada período, o
a medida que cambian las condiciones del viento.
Los controles del desvío en el piso están mejor
preparados como un solo control separado para evitar
confusiones, dado que las operaciones de desvío
generalmente se llevan a cabo rápidamente. La palanca
de control en el acumulador debería estar conectada
con el control para la línea de desvío para que no se
pueda cerrar el preventor anular antes de abrir la(s)
línea(s) del desvío.
En los equipos de
perforación
flotantes, se
pueden usar
desviadores
durante todas la
operación de
perforación.
Se usan los sistemas
de desvío para
proteger al personal y
los equipos de flujos
de gas de poca
profundidad.
C APÍTULO 10
10-6
El cabezal
rotativo, o BOP
rotativa, permite
que la columna
gire con presión
debajo de ella.
Los sistemas de derivación están diseñados para
períodos breves de caudales de flujo elevados, no
para presión alta. La erosión a caudales de flujo
elevados es una preocupación. Mientras más grandes
sean las líneas de desvío, mejor. Algunas operaciones
utilizan tanto un preventor anular como uno de
esclusas encima de la(s) línea(s) de desvío debido a
los altos caudales de flujo. Para minimizar los efectos
de la erosión, las líneas deben ser lo más grandes y
sencillas posible, y enfocadas hacia el lugar de venteo
con un mínimo de codos o giros. Entre las pruebas se
debería incluir una de su funcionamiento, bombear
agua a la tasa máxima para asegurar que el sistema
no está bloqueado y una de baja presión según los
reglamentos estatales o gubernamentales.
CABEZALES /BOP ROTATIVAS
El cabezal giratorio o preventor de reventones
giratorio se está volviendo común en muchas áreas.
Permite que la sarta gire con presión debajo de ella.
Las operaciones de perforación en desbalance (con
insuficiente presión hidrostática) pueden continuar
con la circulación a través del manifold del
estrangulador. Varios fabricantes (Williams Tools,
Shaffer, Grant, etc.) tienen modelos que permiten
que la sarta gire o que mantenga presiones estáticas
hasta 5000 psi (344.75 bar). Dada la naturaleza
giratoria de la tubería mientras está bajo presión,
se deberían guardar varios elementos de empaque
de repuesto en locación. En el caso de que haya
una pérdida en el empaquetador, se debe considerar
reponer el elemento antes de continuar con las
operaciones. A presiones más elevadas, podría haber
una falla repentina en el sellado del
empaquetador.
Tres de los
componentes
para un sistema
con cabezal
giratorio. De
izquierda a
derecha: un
enfriador, un
panel de control
y un cabezal
giratorio.
Dependiendo del fabricante, se podrían necesitar
equipamiento adicional. Éstos podrían incluir una
unidad hidráulica específica, un panel de control
en el piso del equipo de perforación y sistemas de
enfriamiento. Se debe mantener la documentación
apropiada sobre estas unidades en locación y todo el
personal debe estar instruido acerca de los detalles
sobre cómo operar estos equipos.
ARIETES (ESCLUSAS)
El ariete de tubería es el preventor de reventones
básico. La confiabilidad del ariete se debe en parte
a su simplicidad básica y en parte a los esfuerzos
que se han hecho con el diseño de la esclusa. La
mayoría de los preventores de ariete se cierran con
una presión de operación de 1.500 psi (103,42 bar)
y esto no debe variar a no ser que las condiciones
específicas o el tipo de esclusa requieren una presión
o un procedimiento diferente.
Un panel de control
de un acumulador de
preventor de
reventones.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
10-7
Tres modelos de preventor de reventones tipo ariete
Los arietes vienen en muchos tamaños y con
muchas clasificaciones de presión. Hay muchas clases
de arietes hechos a medida o especializados que han
sido diseñados para ciertas aplicaciones en particular.
Los arietes van desde los juegos sencillos de una sola
esclusa hasta cuerpos de juegos de múltiples arietes.
Los arietes sencillos podrían consistir de un vástago
pulido que cierra por medio de girar manijas que están
a cada lado para atornillar la esclusa hacia adentro
y alrededor de la tubería. Los juegos complejos de
múltiples arietes pueden estar ubicados todos juntos
en un cuerpo en una carcaza, operados a control
remoto por medio de presión hidráulica.
Las esclusas de la mayoría de los sistemas de
preventores se cierran por medio de pistones hidráulicos.
El vástago del pistón sella contra el pozo por medio
de un sello de labio primario instalado en la carcaza, a
través del cual pasa el vástago de operaciones. Es muy
importante que la presión del pozo esté sellada del
cilindro de operaciones. Si la presión del pozo se
desvía del sello primario y entra al cilindro de
operaciones, podría forzar el ariete y abrirlo. Para
evitar esto, se provee una serie de sellos secundarios
y un método de detección, incluyendo aros sello (O
rings) de apoyo, un sello de inyección de empaque
de plástico y un venteo a la atmósfera. Si se nota
algún fluido drenando del preventor, se debería
energizar el sello secundario o el plástico auxiliar
para sellar contra el vástago de pistón.
Algunos sistemas de BOP a esclusas usan un
eje roscado para cerrar el preventor, pero muchas
veces los reglamentos exigen que los preventores
de reventones operen hidráulicamente. En caso de
una falla en el sistema hidráulico, la mayoría de
los arietes se pueden cerrar en forma manual, a
no ser que estén equipados con un sistema de
cierre hidráulico. Cuando están cerrados, se pueden
cerrar los arietes con sistemas de cierre hidráulicos
o manuales (volante).
La mayoría de las esclusas están diseñadas para
sellar contra la presión sólo del lado inferior. Esto
significa que el ariete no aguantará la presión si se
coloca al revés. Adicionalmente, tampoco se puede
hacer una prueba de presión desde el lado superior.
Por lo tanto, al instalar el conjunto hay que tener
cuidado de asegurarse de que está en la posición
correcta. El nombre del fabricante debe estar puesto
correctamente y los entradas de circulación o salidas
deben estar ubicados debajo del ariete.
Cuando cambian los empaques en los arietes,
recuerde que la mayoría de los problemas surgen
porque no se cierra y se sella correctamente el bonete
o el sello de compuerta. Es una buena práctica
inspeccionar y reponer estos sellos según sea necesario
cada vez que se cambian los arietes o se abren las
compuertas. Se debería guardar en locación un juego
de arietes para tuberías y elementos para el sellado de
las esclusas para cada uno de los tamaños de tubería
que usan, así como también, juegos completos de
sellos de bonetes o de compuertas para cada tamaño y
tipo de preventor de reventones tipo ariete que usan.
También se debería tener a mano el empaque de
plástico para los sellos secundarios.
La mayoría de los
arietes están
diseñados para
sellar la presión
solamente del
lado inferior.
C APÍTULO 10
10-8
Derecha:
cuerpo de
esclusa de
tubería (parcial)
Izquierda:
cuerpo de
arietes ciegos
(total)
Los arietes de la
tubería no
deberían cerrarse
en un pozo
abierto (sin
columna), dado
que podría causar
daños y
estiramiento del
empaquetador.
ARIETES PARA TUBERÍA
Las esclusas para tubería están diseñadas para
cerrar alrededor de una tubería. La fuerza básica y
limitación principal de un ariete para tubería es el
recortado del bloque de la esclusa. El preventor de
reventones tipo ariete es un bloque de acero cortado
para encajar con el tamaño de la tubería alrededor de
la cual se cerrará. La intención es que el recorte cierre
y provea un buen sello alrededor de un diámetro o
tamaño de tubería en particular. Hay una goma de
empaquetado auto alimentable en el recorte, que
sella el ariete alrededor de la tubería. Otra goma de
empaque auto alimentable (el sello superior) en la
parte superior del ariete sella hacia arriba contra la
parte superior de la abertura del ariete en el cuerpo
del preventor para sellar el espacio anular contra la
presión.
La mayoría de los arietes tienen guías para centrar
la tubería. El troquelado (recorte) del bloque del
ariete se encaja bien con el tamaño de la tubería.
Mientras que el ariete cerrará alrededor de una tubería
que tiene un pequeño ahusamiento, no se cerrará
alrededor de la rosca de unión sin aplastar la unión o
dañar la cara del ariete. Se debe tener cuidado especial
cuando está cerrando la esclusa cerca de una rosca de
unión, especialmente cuando trabaja con tubería de
aluminio, cuyo ahusamiento es más grande que el de
la tubería de acero.
No se debe probar el funcionamiento de los
arietes de tuberías sin tener la tubería del tamaño
apropiado en los preventores, para así evitar daños. No
se deberían cerrar en un pozo abierto (sin columna),
dado que podrían causar daños y estiramiento del
empaquetador.
Se puede mover la tubería en los arietes para
tubería. Para minimizar el desgaste en las superficies
del empaquetado, se debe reducir la presión de cierre
a aproximadamente 200 a 300 psi (13,79 a 20,62
bar). La presión del pozo fuerza a la goma en la parte
superior del bloque del ariete contra el cuerpo del
preventor, lo cual ayuda a sellar el pozo. Hay que
regular la presión de operación del acumulador
para los arietes de acuerdo con las instrucciones
de operación del fabricante. Se debe minimizar el
movimiento de la tubería en las esclusas, especialmente
las inversiones abruptas en la dirección de la tubería.
ARIETES CIEGOS
Los arietes ciegos son un ariete especial que no
tiene un recorte para la tubería en el cuerpo de
la esclusa. Los arietes ciegos tienen elementos de
empaque grandes y se hacen para cerrar sin que
haya tubería en el pozo. Al probarlos, deben estar
presurizados a la clasificación plena.
ARIETES CORTADORES
Las esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero
con hojas especiales para cortar tubulares (tubería,
tubería de perforación, collares -portamechas-, etc.).
Quizás haya que usar presiones reguladas más altas
que las normales y/o usar reforzadores hidráulicos,
según el tipo de ariete cortador y el tubular que se
va a cortar. Los arietes cortadores tienen tolerancias
de cierre pequeñas. Cuando se cierran para probar su
funcionamiento, no se deben cerrar de golpe con alta
presión, sino que hay que cerrarlas con una presión
de operación reducida de aproximadamente 200 psi
(13.79 bar).
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
Cuando se prueban los arietes cortadores a
presión, el empaquetador se estira. Dado que el
empaquetador en los arietes cortadores es pequeño,
se pueden realizar muy pocas pruebas de presión y,
a la vez, mantener un empaquetador que se pueda
usar. No haga más pruebas de presión en los arietes
cortadores de las que sean necesarias.
ARIETES CIEGOS/CORTADORES
Los arietes ciegos / cortadores combinan tanto
la capacidad ciega o de cerrar el pozo abierto como la
capacidad de cortar. Éstos ofrecen la ventaja de cortar
la tubería y sellar el pozo abierto después de cortar la
tubería. Otra ventaja de los arietes ciegos / cortadores
es la ventaja del espacio que se ahorra al usar un solo
juego para hacer el trabajo tanto de los arietes ciegos,
como de los arietes cortadores.
ARIETES DE DIÁMETRO VARIABLE
10-9
de diámetros variables también se pueden usar en los
pozos que tienen sartas ahusadas, donde el espacio
es una preocupación. Además, un juego de arietes de
diámetros variables en un preventor podría ahorrar
un viaje de ida y vuelta del conjunto de BOP
submarina. Esto se debe a que no hace falta cambiar
las esclusas cuando se usan sartas de tuberías de
diferentes diámetros.
En un tipo de VBR, el empaque contiene insertos
de acero de refuerzo, que son similares a aquellos que
están en el empaquetador del anular. Estos insertos
giran hacia adentro cuando se cierran los arietes,
haciendo que el acero provea el soporte para la goma
que sella contra la tubería. En las pruebas de fatiga
estándar, los empaquetadores de diámetro variable
rindieron comparablemente con las empaquetaduras
de esclusas de tubería. Los arietes de diámetros
variables son adecuados para usar donde hay H2S.
Otro tipo de VBR consiste de varias placas
troqueladas pequeñas para tubería que se deslizan
hacia afuera de una tubería de tamaño mayor hasta
que el troquelado correcto se encierra alrededor de la
tubería. Se colocan elementos de sellado entre cada
placa para efectuar un sello.
Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan
varios tamaños de tubería y, según el tipo de VBR,
un vástago kelly hexagonal. También pueden servir
como el ariete principal para un tamaño de tubería
y el ariete de soporte para otro tamaño. Los arietes
Abajo : cuerpos de arietes ciegos / cortadores
Derecha, de arriba abajo :bloques de arietes cortadores y dos muestras de bloques para
arietes de hoyos variables.
En las pruebas
estándar de
fatiga, los
empaquetadores de
diámetro variable
(VBR) rindieron
comparablemente con los
empaquetadores de
esclusas de
tubería.
C APÍTULO 10
10-10
DIÁMETRO DEL
PREVENTOR
PULGADAS MILÍMETROS
Hay muchos tipos
de sistemas
hidráulicos de
trabado de
arietes.
Tres tipos de
trabas de
arietes
RANGO DE
TAMAÑOS DE TUBERÍA
PULGADAS
MILÍMETROS
7-1/16
179.39
27/8–2 3/8
73.03–60.33
7-1/16
179.39
31/2–2-3/8 88.9–60.33
7-1/16
179.39
42-7/8
11
279.40
23/8–3-1/2 60.33–88.9
11
279.40
52-3/8
127–60.3
11
279.40
52-7/8
127–73.03
13-5/8
346.08
52-7/8
127–73.03
13-5/8
346.08
51/2–3-1/2
127–88.9
13-5/8
346.08
63-1/2
152.4–88.9
13-5/8
346.08
65/8–5
168.28–127
16-3/4
425.45
52-7/8
127–73.03
16-3/4
425.45
73-1/2
177.8–88.9
18-3/4
476.25
52-7/8
127–73.03
18-3/4
476.25
53-1/2
127–88.9
18-3/4
476.25
75/8–3-1/2 193.68–88.9
101.6–73.03
SISTEMAS DE TRABADO
HIDRÁULICO DE ARIETES
Hay muchos tipos de sistemas de trabado
con arietes hidráulicos. A continuación están las
descripciones de varios tipos que ofrecen los
fabricantes:
La traba Hydril con posiciones múltiples (MPL)
es una traba mecánica que funciona hidráulicamente
y que automáticamente mantiene el ariete cerrado
y trabado con la presión óptima necesaria en la
goma para el sellado del empaque anterior y el sello
superior.
Las presión de cierre hidráulica cierra el ariete
y deja el ariete cerrado y trabado. El conjunto de
embrague engranado permite un movimiento de
cierre irrestringido, pero impide el movimiento de
apertura. La presión de apertura hidráulica destraba
y abre el ariete. Los movimientos del destrabado y
la apertura se logran por medio de la aplicación de
presión de apertura en el cilindro de apertura, lo cual
desengrana el conjunto de embrague.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
10-11
Utiliza segmentos de trabado planos y ahusados
en el pistón en función y que se enganchan con
otro eje ahusado ubicado adentro del cilindro
en funcionamiento. Sólo se requiere una función
hidráulica para la función de abrir / cerrar del
cilindro y el sistema de trabado funcione. El sistema
traba automáticamente en la posición de cerrado
cada vez que se cierra el conjunto de pistones. Una
vez que el pistón en funcionamiento se cierre en la
tubería, se enganchan las trabas hasta que se aplica la
presión de apertura. Sólo se puede destrabar y volver
a abrir el preventor usando presión hidráulica.
El MPL tiene incorporado una provisión para
probar el mecanismo de trabado. Dispositivos de
trabado operados manualmente impiden que la
presión de apertura desengrane el conjunto de
embrague. Luego la aplicación de presión de apertura
simula las fuerzas de apertura aplicadas en el ariete,
probando así el funcionamiento correcto de la traba.
La posición del dispositivo de trabado está visible.
Las trabas con cuñas Cameron traban el
ariete hidráulicamente y mantienen los arietes
mecánicamente cerrados aun cuando se libere la
presión del accionador. Se puede trabar el sistema
de funcionamiento por medio de usar tapas de
secuencia para asegurar que la traba con cuñas se
retrae antes de aplicar presión en el preventor de
reventones abierto. Para las aplicaciones submarinas,
se utiliza una cámara para equilibrar la presión con
las trabas con cuñas para eliminar la posibilidad de
que la traba con cuña se destrabe debido a la presión
hidrostática.
El sistema UltraLock de Shaffer incorpora un
mecanismo de cierre mecánico dentro del conjunto
de pistones. Este sistema de cierre no depende de una
presión de cierre para mantener un trabado positivo.
Muestras de
elementos de
sellado para
preventores de
reventones.
COMPONENTES DE
SELLADORES ELASTOMERICOS
Los elementos de empaque o sellado de los
preventores anulares y de arietes vienen en muchos
tamaños y con muchas clasificaciones de presión.
Están construidos en goma de alta resistencia o
materiales similares, moldeados alrededor de una
serie de dedos de acero. Los dedos de acero
añaden fuerza y control al estiramiento del material
del empaque. El elemento del empaque puede
estar hecho de una gran variedad de diferentes
componentes para una variedad de usos. Los
compuestos más comunes que se utilizan para
elementos de empaque son las gomas naturales, el
nitrilo y el neopreno. Se han formulado compuestos
específicos para la tolerancia con el petróleo, frío y
calor extremos, gas agrio y entornos corrosivos. Los
componentes de elastómeros se deben cambiar lo
antes posible después de haber estado expuestos al
sulfuro de hidrógeno bajo presión.
Compuestos
comúnmente
usados para los
empaquetadores son gomas
naturales, nitrilo y
neopreno.
C APÍTULO 10
10-12
Los elementos de empaque
se identifican por un sistema de
NOMBRE
codificación que incluye información
COMÚN
sobre la dureza, el compuesto
ACRÍLICO
genérico, la fecha de fabricación, el
número de lote / serie, el número
BUTILO
de pieza del fabricante y el rango
BUTILO
de la temperatura de operación
del componente. Se deben guardar
BUTILO
sellos y empaquetadores de repuesto
DIENO
para los preventores de reventones
en locación y guardarlos de acuerdo
EPR
con las recomendaciones del
EPT
fabricante. Como puede ver en
HYPALON
la tabla siguiente, hay muchos
compuestos elastoméricos. Refiérase
ISOPRENO:
siempre al fabricante para la
NAT./SIN.
selección correcta del elastómero o
elemento de empaque.
KEL-F
Recuerde que se logrará una
NATURAL
vida del empaquetador máxima si
NEOPRENO
se usa la presión de cierre más baja
que mantenga el sello. Cuando se
NITRILO
mueve o se gira la tubería en un
SILICÓN
empaque, se obtiene una vida más
larga para la unidad de empaque
SBR (GR-S)
si se ajusta la presión de la cámara
TIOCOL
lo suficientemente baja como para
mantener el sello en la tubería con
URETANO
una pequeña cantidad de fuga de
VISTANEX
fluido. Esta fuga indica la presión
VITON
de cierre más baja que se puede
usar para el menor desgaste de
la unidad de empaque y provee
lubricación para el movimiento de la tubería. Si no
se desea o no es posible mover la tubería, se requiere
una presión de sellado ajustado y sin fugas.
CARRETELES DE PERFORACIÓN/
ESPACIADORES
Se logrará una
vida del
empaquetador
máxima si se usa
la presión de
cierre más baja
que mantenga el
sello.
Si se circulan fluidos abrasivos, generalmente no
es deseable circular por las aberturas de circulación
de los preventores de ariete, arriesgando daños al
cuerpo de los preventores. El carrete de perforación
o circulación provee salidas y cuesta menos reemplazar. Esto agregará una altura adicional a la columna
e incrementará la cantidad de puntos de conexión
por los cuales se podría desarrollar una fuga. Sin
embargo, el carrete de perforación / espaciador provee más flexibilidad para las opciones de conectar las
NOMBRE
QUÍMICO
Poliacrílico
CÓDIGO ASTM
D-1418
ACM
Isobutileno-Isopreno
IIR
Epiclorhidrina
CO
Epiclorhidrina - Óxido de Etileno
Polibutadieno
ECO
BR
Etileno-propileno Copolimero
EPM
Etileno-propileno Terpolimero
EPCM
Polietileno Clorosulfonado
Polisopreno
Elastómero Cloruro Fluoruro
CSM
IR
CFM
Poisopreno
NR
Policloropreno
CR
Butadieno-acrilonitrilo
Polisoxanos
Estireno-butadieno
NBR
Si
SBR
Polisiloxanos
Diisocianatos
Polisobutileno
Fluocarburo
IM
FKM
líneas del estrangulador o control (ahogo). También
permite que haya más espacio entre los arietes para
facilitar las operaciones de stripping (maniobras bajo
presión) y a menudo este es el motivo por el cual
se incorporan.
El carretel debería tener una presión de
operación que sea al menos igual a los preventores
que se están usando. El diámetro del carretel
típicamente es por lo menos igual al diámetro del
preventor o el cabezal superior de la tubería de
revestimiento. Debería estar equipado con salidas
laterales de no menos de 2” (50,8 mm) para presiones
de operaciones clasificados en 5.000 psi (344,75 bar)
o menos, y tener por lo menos uno de 2” (50,8
mm) y uno de 3” (76,2 mm) para las presiones por
encima de los 5.000 psi (344,75 bar).
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
INSTALACIÓN DEL CONJUNTO
El cabezal de la tubería de revestimiento provee la
base para la columna del preventor de reventones, el
cabezal de la tubería y el árbol de producción (Chrismas
tree). Provee el alojamiento para los conjuntos de cuñas
y empaquetaduras (packing assemblies) para suspender
y aislar otras sartas de la tubería de revestimiento,
tales como la tubería de revestimiento intermedia
y de producción. Si el cabezal de la tubería de
revestimiento no está perfectamente vertical, podrían
haber problemas con el preventor de reventones y la
tubería de revestimiento.
Hay pautas generales para la instalación para
mejorar las operaciones y las pruebas de la columna.
Use siempre aros empaquetadores nuevos entre los
preventores. Cuando está ensamblando el sistema,
fíjese en cada preventor para estar seguro de que lo
que está escrito en el forjado está con el lado correcto
arriba. Las aberturas de circulación en las esclusas, si
las tuviese, deben estar en la parte inferior del ariete.
Tenga cuidado de cómo levanta la unidad. Una
oscilación inapropiada del sistema puede lastimar
a alguien, dañar el equipo o hacer que sea difícil
bajarlo suavemente o alinearlo correctamente.
En el inventario de los repuestos se debería
incluir un conjunto de empaquetaduras anulares
para encajar en las conexiones a bridas. Limpie las
ranuras anulares y/o superficies de unión con trapos
limpios, agua y jabón. Los cepillos de alambre y
raspadores pueden rasguñar las superficies de unión y
las ranuras anulares y no se podrá probar la columna.
Haga un esfuerzo especial para identificar las entradas
de cierre y apertura hidráulicos y manténgalos limpios.
Basura y tierra en el sistema operativo hidráulico
eventualmente causará la falla del sistema. Cuando
está armando la columna, un componente a la
vez, ajuste todos los pernos a mano hasta armar la
totalidad de la columna. Luego martíllelos.
10-13
B RIDAS Y A NILLOS
E MPAQUETADORES
Los puntos de conexión son un punto débil en
cualquier sistema de tuberías o válvulas y la columna
del preventor de reventones no es ninguna excepción.
Las bridas y los aros empaquetadores para sellar están
sujetos al abuso durante el armado, lo cual puede llevar
a una falla en las pruebas de presión. Probablemente
la mayor fuente de fallas son los rasguños en los aros
empaquetadores, las ranuras de asiento de los anulares
o las superficies de unión cuando los están limpiando
o uniendo los niples. No deje que la cuadrilla utilice
cepillos de alambre o raspadores en la superficies de
unión y en los alojamientos de los anillos. Sellos malos
no pasarán una prueba de presión, haciendo que la
columna tenga que ser desarmada y quizás llevando a
conexiones falladas. Siempre se deben limpiar y secar
las ranuras anulares antes de instalarlos. Sin embargo,
en los casos donde las tolerancias de aro a ranura
son estrechas, algunos fabricantes podrían permitir la
aplicación de un aceite liviano (por ejemplo, WD-40)
para ayudar a que el aro se asiente correctamente. Hay
que inspeccionar los aros a fondo. Cualquier daño al
aro puede impedir que se asiente correctamente.
Muchas veces la cuadrilla no se da cuenta de
cuán importante es mantener las tuercas ajustadas
en las bridas de conexión. Los aros tipo X que
están energizados con la presión ayudan a mantener
las bridas ajustadas, pero no hay nada que pueda
reemplazar el volver a ajustarlos. Las empaquetaduras
anulares tipo RX y BX se usan en las empaquetaduras
o ranuras del tipo que se energizan por sí solas. Las
empaquetaduras anulares tipo R no se energizan por sí
solos y no se recomiendan para ser usados en equipamiento
para controlar pozos. Las empaquetaduras anulares
RX se usan con las bridas del tipo 6BX y cubos 16B.
Las empaquetaduras anulares tipo BX se usan con
bridas del tipo 6BX y los cubos tipo 16BX.
No utilice cepillos
de alambre o
raspadores en las
superficies de
unión y en los
alojamientos de
los aros.
Instalando una
empaquetadura anular.
C APÍTULO 10
10-14
El propósito del
La
conjunto de BOP
empaquetadura
es el de
cerrar
el
anular
tipo
R no
pozo
y
dejar
la
está energizada
mayor flexibilidad
por la presión
para las
interior.
subsiguientes
operaciones.
Los pernos de las bridas del cabezal de pozo
son especialmente críticos en las columnas en las
plataformas autoelevadizas (jackups) y en equipos
sobre plataformas. Esto se debe a que el movimiento
de la larga tubería conductora que va al fondo del
mar está restringido en la parte superior por estar
amarrada la columna con el equipo de perforación.
En cualquier columna en un equipo en la superficie,
si sólo se amarra la columna al equipo, enormes
fuerzas pueden actuar contra la brida del cabezal
del pozo donde se concentra todo el pandeo. Se
puede minimizar este efecto si es posible amarrar al
conductor contra el equipo.
La conexión de cubo y grampa API consiste
de dos cubos apretados contra un aro metálico de
sellado por una abrazadera de dos o tres piezas. Esta
conexión requiere menos pernos para armarlo y es
más liviana, pero no es tan fuerte como la conexión
de brida API del diámetro equivalente en cuanto a
tensión, pandeo o carga combinada. Sin embargo,
las conexiones de abrazadera o campana propias
(“caseras”) pueden ser iguales o mejores que la
conexión embridada API para cargas combinadas.
EMPAQUETADURAS
ANULARES COMUNES
EMPAQUETADURA ANULAR API TIPO R
La empaquetadura anular tipo R no está
energizada por presión interior. El sellado ocurre a
lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las
ranuras y la empaquetadura tanto en el OD como
en el ID de la empaquetadura. La empaquetadura
puede ser ya sea octagonal u ovalada en la sección
Empaquetaduras Anulares - abajo: tipo R; superior derecha: Tipo
RX, inferior derecha: Tipo RX cara a cara
cruzada. El diseño tipo R no permite un contacto
cara a cara entre los cubos o las bridas. Las cargas
externas se transmiten a través de las superficies
de sellado del aro. La vibración y las cargas
externas pueden hacer que las pequeñas bandas de
contacto entre el aro y los alojamientos se deformen
plásticamente y así, la unión podría desarrollar una
fuga, a no ser que se ajusten los pernos de la brida
semanalmente.
EMPAQUETADURA ANULAR API TIPO RX
ENERGIZADA A PRESIÓN
En la empaquetadura anular RX energizada
a presión, el sello ocurre a lo largo de pequeñas
bandas de contacto entre las ranuras y el OD de
la empaquetadura. El aro se hace con un diámetro
un poco más grande que las ranuras y se va
comprimiendo despacio para lograr el sello inicial
a medida que se ajusta la junta. El diseño RX no
permite el contacto cara a cara entre los cubos o
bridas dado que la empaquetadura tiene superficies
que soportan grandes cargas en su diámetro interior
para transmitir cargas externas sin deformación
plástica de las superficies de sellado de la
empaquetadura. Se debería usar una empaquetadura
nueva cada vez que se arma la unión.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
10-15
Empaquetaduras anulares - izquierda: tipo BX; derecha: tipo RX
Cameron modificado.
EMPAQUETADURAS ANULARES API CARA A
CARA TIPO RX ENERGIZADAS A PRESIÓN
API adoptó la empaquetadura anular cara a cara
RX energizada a presión como la unión estándar
para las uniones a grampa. El sellado ocurre a lo
largo de pequeñas bandas de contacto entre las
ranuras anulares y el OD de la empaquetadura. La
empaquetadura se hace con un diámetro un poco
más grande que las ranuras. Se va comprimiendo
despacio para lograr un sello inicial a medida
que se ajusta la unión. El ancho aumentado del
alojamiento asegura de que haya contacto cara a cara
entre los cubos, pero esto deja a la empaquetadura
sin soporte en su ID. Sin el soporte del ID de las
ranuras anulares, la empaquetadura quizás no quede
perfectamente redonda al ajustar la unión. Si la
empaquetadura pandea o desarrolla partes planas, la
unión podría tener fugas.
RANURA ANULAR CAMERON CARA A CARA
TIPO RX ENERGIZADA A PRESIÓN
Cameron modificó las ranuras anulares API cara
a cara tipo RX energizada a presión para evitar las
fugas causadas por el pandeo de la empaquetadura en
la ranura API. Se utilizan las mismas empaquetaduras
anulares tipo RX energizadas a presión con estas
ranuras modificadas. El sellado se logra a lo largo de
pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el
OD de la empaquetadura. La empaquetadura tiene
un diámetro un poco más grande que las ranuras y
se va comprimiendo despacio para lograr el sellado
inicial a medida que se ajusta la unión. El ID de
la empaquetadura tomará contacto con las ranuras
cuando se va apretando. Esta limitación de la
empaquetadura evita las fugas causadas por el pandeo
de la empaquetadura. En los cubos de contacto
cara a cara las tolerancias de la empaquetadura y
la ranura se mantiene dentro de una tolerancia de
0.022 pulgadas (0.56 mm).
EMPAQUETADURA ANULAR API TIPO BX
ENERGIZADA A PRESIÓN
La empaquetadura anular BX energizada a
presión fue diseñada para que los cubos o bridas
tengan contacto cara a cara. El sellado ocurre a
lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las
ranuras y el OD de la empaquetadura. El diámetro
de la empaquetadura es un poco más grande que
las ranuras anulares. Se va comprimiendo de a poco
para lograr el sellado inicial a medida que se ajusta
la unión. La intención del diseño del BX fue el
contacto cara a cara entre los cubos o bridas. Sin
embargo, las tolerancias que se adoptan para las
ranuras y la empaquetadura son tales que si la
dimensión del aro está del lado alto del rango de
tolerancia y la dimensión de la ranura está del lado
bajo del rango de tolerancia, podría ser muy difícil
lograr el contacto cara a cara. Sin el contacto cara a
cara, las vibraciones y cargas externas pueden causar
una deformación plástica del aro y eventualmente
podría resultar en fugas. Tanto las uniones BX
embridadas como a grampas son propensos a
tener esta dificultad. Muchas veces se fabrica la
empaquetadura BX con agujeros axiales para asegurar
un equilibrio de presión, dado que tanto el ID como
el OD de la empaquetadura podría tener contacto
con las ranuras.
La empaquetadura anular RX
cara a cara
energizada a
presión es la junta
estándar del API
para las uniones a
grampas.
C APÍTULO 10
10-16
Empaquetaduras
anulares izquierda: tipo AX
o VX;
derecha:
Cameron tipo CX
Las empaquetaduras anulares
CX energizadas
a presión
permiten un
contacto cara
a cara entre los
cubos con una
fuerza de
abrazadera
mínima.
EMAQUETADURA ANULAR CAMERON TIPO
AX Y VETCO TIPO VX ENERGIZADA A
PRESIÓN
Con las empaquetaduras anulares tipo AX y VX
energizadas a presión, el sellado ocurre a lo largo
de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y
el OD de la empaquetadura. La empaquetadura se
hace con un diámetro un poco más grande que
las ranuras y se va comprimiendo de a poco para
lograr el sellado inicial a medida que se ajusta la
unión. El ID de la empaquetadura es liso y está
casi emparejado con el agujero del cubo. El sellado
ocurre en un diámetro, que es apenas un poco
más grande que el diámetro del agujero del cubo,
entonces la carga de la presión axial en el collar
de unión se mantiene absolutamente al mínimo. El
cinturón (resalto) en el centro de la empaquetadura
evita el pandeo o retroceso a medida que se va
armando la unión. El OD de la empaquetadura
está ranurado para permitir el uso de pasadores o
pestillos retractables para retener la empaquetadura
en forma positiva en la base del collar de unión
cuando se separan los cubos.
El diseño de las empaquetaduras AX y VX
permite lograr el contacto cara a cara entre los
cubos con un mínimo de fuerza de la abrazadera.
Se utiliza en la base del collar de unión porque la
empaquetadura inferior se debe retener en forma
positiva en la unión cuando se separan los cubos.
Su diseño asegura que la carga de la presión axial
en la unión del collar se mantenga absolutamente
al mínimo. Las cargas externas se transmiten
completamente a través de las caras del cubo
y no pueden dañar a la empaquetadura. Las
empaquetaduras AX y VX también son adecuadas
para las salidas laterales en la columna del preventor
dado que estas salidas no están sujetas a acanalado.
EMPAQUETADURA ANULAR CAMERON TIPO
CX ENERGIZADA A PRESIÓN
Las empaquetaduras anulares CX energizadas
a presión permiten que el contacto cara a cara
entre los cubos se logre con una fuerza mínima de
abrazadera. El sellado ocurre a lo largo de pequeñas
bandas de contacto entre las ranuras y el OD de
la empaquetadura. Las cargas externas se transmiten
completamente a través de las caras del cubo y no
pueden dañar a la empaquetadura. La empaquetadura
se hace con un diámetro apenas un poco más grande
que las ranuras y se va comprimiendo de a poco
para lograr el sello inicial a medida que se ajusta la
unión. La empaquetadura fue diseñada después que
la AX, pero está rebajada en vez de estar al nivel con el
agujero del cubo para protegerlo contra el acanalado.
La empaquetadura sella aproximadamente el mismo
diámetro que las empaquetaduras RX y BX. El
cinturón (resalto) en el centro de la empaquetadura
evita el pandeo o retroceso a medida que se arma
el preventor de reventones o la unión del tubo
vertical.
MINIMIZANDO EL DESGASTE DEL
PREVENTOR DE REVENTONES
La tubería que entra en contacto con el conjunto
de BOP crea una fricción y desgaste de metal sobre
metal. Debería caer por el centro de la columna del
preventor de reventones y no entrar en contacto con
ella. Sin embargo, a menudo es difícil centrar el
agujero de la columna de preventor de reventones. El
movimiento, asentamiento o inclinación del equipo
puede hacer que el agujero de la columna del
preventor de reventones quede descentrado. Si la
torre no está perpendicular en la base, la punta
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
podría estar descentrada del pozo por varios pies.
El efecto del desgaste no es inmediato, porque
los arietes y el preventor anular pueden cerrarse
y ser probados. Pero los daños a largo plazo son
severos. Pueden resultar en un desgaste excéntrico
en el diámetro del conjunto, o en las caras de los
arietes y el anular. También puede haber desgaste y
daños en la tubería de revestimiento (casing) y en
el cabezal del pozo. Los daños menores podrían
sellar en una prueba, pero existe la posibilidad de
que habrán más daños y que la columna no sellará
durante una surgencia. Aparte de eso, la reparación
del interior de la columna es una tarea para la planta
de la fábrica y es larga y costosa. Generalmente, aros
de desgaste o bujes minimizarán el desgaste y los
daños interiores.
Además, la columna debería estar estable. Las
retenidas de alambre (contravientos) y los tensores
deberían ser horizontales o salir hacia arriba de la
columna o llevar a un punto de anclaje afuera de la
subestructura. Si la retenida va hacia abajo, podría
causar el pandeo de la tubería de revestimiento si
el equipo se asienta.
Otra fuente de algunos problemas es el uso de
mangueras de baja presión donde no hay mucho
lugar para tubería de acero. Esta es una situación
doblemente mala. Los pandeos excesivos en la
tubería, o las líneas dobladas junto con situaciones
de alta presión, no son buenas prácticas. Esto se
torna especialmente peligroso si la línea involucrada
es la línea del estrangulador.
CONEXIONES EN LAS LÍNEAS DE
ESTRANGULACIÓN /AHOGO
El diseño de la herramienta para probar el
preventor de reventones (testing tool) varía, pero
es un dispositivo que se sujeta a la punta de una
tubería y se corre hasta el fondo de la columna del
preventor de reventones o en el cabezal de la tubería
de revestimiento e inicialmente el peso de la tubería
lo sostiene en su lugar. Es normal que tenga aros de
sellado de elastómero y también podría tener varias
tazas de sellado para efectuar el sello. Cuidado: si
fallan los sellos, se podría energizar el hoyo. Encima
de lo sellos hay una abertura al ID de la tubería
para permitir que se bombee agua para llenar el
hoyo y permitir que se prueben los preventores de
reventones a presión. En la parte suprior de la(s)
unión(es) de la tubería hay otra herramienta que
tiene los accesorios de conexión del manifold hasta
la bomba de pruebas.
Las conexiones de las líneas de alta presión a la
columna son puntos débiles que hay que verificar y
volver a verificar. Algunos de los problemas incluyen
el uso de niples demasiado livianos, aros de sellado
sucios, superficies dañadas en las planchas de apoyo,
tuercas flojas y niples o tuberías largos sin soporte.
Hay muy poco para decir acerca de estos puntos que
no cae bajo el encabezamiento del sentido común.
Herramienta para probar el preventor
de reventones
LÍNEA DE LLENADO
En la columna se debería incluir una línea de
llenado encima del preventor superior. El propósito
de esta línea es el de llenar el pozo durante las
maniobras y cuando no se está circulando el pozo.
Esta línea no tiene mucho mantenimiento, aunque
si se deja algún fluido en la línea podría taponarse y
los fluidos corrosivos podrían dañar la línea.
10-17
El propósito de
una línea de
llenado es el de
llenar el pozo
durante las
maniobras y
cuando no se
está circulando el
pozo.
HERRAMIENTA DE PRUEBA DEL
PREVENTOR DE REVENTONES
Válvula operada
manualmente
Asegúrese de que las conexiones estén
bien hechas
C APÍTULO 10
10-18
El acumulador
provee una
manera rápida y
confiable para
cerrar el preventor
de reventones
cuando ocurre
una surgencia.
En el mantenimiento de la herramienta de
prueba se debería incluir la inspección del
componente, la limpieza y el almacenamiento
correctos después de cada uso y la inspección y
reposición de los elastómeros de sellado según sea
necesario.
SISTEMAS DE CIERRE/ACUMULADOR
Los preventores de reventones para la
perforación rotativa datan desde los inicios de este
siglo. Sin embargo, recién fue en los años de
los 50 que hubieron buenos métodos para cerrar
los preventores. Las unidades más antiguas de los
preventores de reventones usaban un sistema de eje
roscado manual. Todavía se usan algunos sistemas de
cierre manuales en los equipos pequeños. Durante
el inicio de una surgencia, es esencial cerrar el pozo
rápidamente para mantener el amago de reventón
(surgencia) pequeño. Generalmente los sistemas que
funcionan manualmente son más lentos que las
unidades hidráulicas y pueden llevar a volúmenes
de influjo mayores.
Se han probado las bombas de fluidos, aire
del equipo y unidades con bombas hidráulicas y
ninguno fue satisfactorio. Los acumuladores hidráulicos son los primeros sistemas que han resultado
ser satisfactorios.
El acumulador provee una manera rápida, confiable y práctica para cerrar los preventores cuando
ocurre un amago de reventón (surgencia). Debido
a la importancia de la confiabilidad, los sistemas
de cierre tienen bombas adicionales y un volumen
Superior: se mantienen cargados los sistemas de acumuladores por medio de bombas de
aire o eléctricas.
Inferior derecha: una unidad de acumulador.
excesivo de fluido además de los sistemas alternativos o de apoyo. Las bombas de aire / eléctricas se
conectan para recargar la unidad automáticamente
a medida que disminuye la presión en el botellón
del acumulador.
El sistema estándar de los equipos utiliza un
fluido de control de aceite hidráulico o una mezcla
de productos químicos y agua guardados en botellas
de acumuladores de 3.000 psi (206,84 bar). Se guarda
suficiente fluido para usar bajo presión para que todos
los componentes de la columna puedan funcionar con
presión, junto con una reserva para seguridad.
En aquellos ambientes que son extremadamente
fríos, se debe tener cuidado de no dejar que la
temperatura del núcleo del acumulador caiga por
debajo del punto de congelamiento. Los elementos
de goma que están adentro, tales como las vejigas, se
tornarán quebradizos y pueden reventar.
Se debería hacer el mantenimiento del sistema
básico del acumulador por lo menos cada 30 días o
en cada pozo (el que ocurra primero). La siguiente
programación de 30 días es una guía, pero quizás
no sea suficiente para algunas operaciones. Hay
que verificar lo siguiente durante el mantenimiento
operativo del paquete maestro del acumulador.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
10-19
Arriba: una unidad de acumulador típica
Derecha: una botella de acumulador cilíndrica
1. Limpie y lave el filtro de aire.
2. Llene el lubricador del aire con un aceite de peso
10 (o peso especificado)
3. Verifique el empaque de la bomba de aire. El
empaque debería estar lo suficientemente flojo
como para que la varilla esté lubricada, pero no
tan flojo como para que gotee.
4. Verifique el empaque en la bomba eléctrica.
5. Retire y limpie los filtros de succión. Están
ubicados en la succión tanto de las bombas de
aire como de las bombas eléctricas.
6. Verifique el baño de aceite para el mando
a cadena en la bomba eléctrica (si tiene
transmisión de cadena). Debería estar siempre
lleno de aceite para cadenas. Verifique el fondo
del reservorio de aceite para ver si tiene agua.
7. El volumen del fluido en el reservorio
hidráulico debería estar al nivel de operaciones
(generalmente de dos tercios a tres cuartos
lleno).
8. Retire y limpie los filtros hidráulicos de alta
presión.
9. Lubrique las válvulas de cuatro vías (las válvulas
de operación). Hay conectores de grasa en la
consola de montaje y por lo general hay una tasa
de grasa para el vástago del émbolo.
10. Limpie el filtro de aire en la línea del regulador.
11. Verifique la precarga de las botellas individuales
del acumulador (la lectura debería ser de 900 a
L1100
A Ppsi
RECARGA
DEbar]).
NITRÓGENO
[52,05 a 75,84
Un elemento importante del acumulador es
la precarga de nitrógeno de 1000 psi (68.95 bar)
en el botellón. Si los botellones pierden su carga
por completo, no se puede guardar ningún fluido
adicional bajo presión. Mantenga los botellones
cerca de su presión de precarga operativa de 1000
psi (68.95 bar). El nitrógeno tiene la tendencia de
fugarse o perderse con el tiempo. La pérdida varía
con cada botellón pero se debería inspeccionar cada
botellón en el banco y registrar su precarga cada 30
días, o cada pozo, lo que ocurra primero, utilizando
el siguiente procedimiento:
1. Cierre el aire que va a las bombas de aire y la
energía que va a la bomba eléctrica.
2. Cierre la válvula de cierre del acumulador.
3. Abra de válvula de purga y purgue el fluido de
nuevo al reservorio principal.
4. La válvula de purga debería permanecer abierta
hasta que se haya inspeccionado la precarga.
5. Retire el protector de la válvula de precarga de
la botella del acumulador. atornille el ensamble
del manómetro. Abra la válvula de la precarga
del acumulador desatornillando la manija en T.
Verifique la presión de la precarga. La lectura
en el manómetro debería ser de 1000 psi (68.95
bar) o dentro del rango entre 900 a 1100
psi [62.05 a 75.84 bar]). Si está alta, purgue
Verifique y registre
la presión de la
precarga cada
30 días o para
cada pozo, lo
que ocurra
primero.
C APÍTULO 10
10-20
la presión excesiva; si está baja, recargue con
nitrógeno hasta la presión correcta. Cierre la
válvula de precarga por medio de atornillar la
barra en T, retire el ensamble del manómetro.
Vuelva a conectar el protector.
6. Abra la válvula de cierre del acumulador.
7. Abra el aire y la energía. La unidad debería
recargar automáticamente.
Este procedimiento es para una unidad de cierre
normal. Hay algunas variaciones con equipos u operaciones especializados. Por ejemplo, en las columnas
de los preventores submarinos, los botellones podrían
estar en la columna. La precarga en estas botellas en
aguas profundas es la presión hidrostática calculada
para el agua de mar más 1000 psi (68,95 bar), más un
margen de seguridad para filtraciones o temperatura.
Las botellas de alta presión evitan su ruptura cuando
se precargan en la superficie.
FLUIDOS DE CARGA
DEL ACUMULADOR
En los conjuntos
de BOP
submarinos, las
botellas podrían
estar en la
columna.
El fluido que se usa en el acumulador debería
ser un lubricante que no sea corrosivo ni que
forme espuma, que no debería ni ablandar los
elementos de sellado de goma ni hacer que se
vuelvan quebradizos. Debería ser resistente al fuego
y al clima. El aceite hidráulico cumple con estos
requerimientos.
También es satisfactoria una mezcla de agua
dulce y aceite soluble (con glicol etílico para climas
frías y compuestos contra el hervor para temperaturas elevadas). El aceite soluble con agua es más barato
y no es considerado un contaminante, entonces
se prefiere éste antes que el aceite hidráulico. En
climas cálidos podrían acumularse bacterias, algas y
hongos en el sistema. Se deberían agregar productos
químicos (bactericidas, fungicidas, etc.) para evitar
este crecimiento y de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.
Los aceites inapropiados / aguas corrosivas
dañarán el acumulador y los elementos de cierre de
la columna del preventor de reventones.
REQUERIMIENTOS DE VOLUMEN
El sistema del acumulador debería tener suficiente capacidad como para proveer el volumen necesario para cumplir con o sobrepasar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Hay varios
procedimientos estándar para calcular los volúmenes
requeridos y los factores de seguridad. Por ejemplo,
en el API RP 16E se detallan las matemáticas
involucradas para calcular el volumen mínimo del
API. MMS requiere 1.5 veces el volumen necesario
(un factor de seguridad del 50%) para cerrar y
mantener cerradas todas las unidades del preventor
de reventones con un mínimo de 200 psi (13.79
bar) por encima de la presión de la precarga. Otras
agencias gubernamentales, organizaciones o políticas empresariales tienen requerimientos diferentes.
Dado que es mejor tener más que el volumen
mínimo, la mayoría de los operadores y contratistas
prefieren usar tres veces el volumen necesario para
cerrar todo lo que está en la columna. La idea es
de tener energía de reserva para que el sistema del
acumulador opere la columna y que todavía quede
más que la precarga de nitrógeno.
Una estimación rápida de un sistema normal
de 3000 psi (206.84 bar) con una precarga de1000
psi (68.95 bar) es de usar la mitad del volumen de
la botella del acumulador. Se puede usar aproximadamente la mitad del total del tamaño del botellón
antes de que la presión caiga hasta 200 psi (13.79
bar) por encima de la precarga. (un botellón de
20 galones [75.7 l] tiene un volumen de aproximadamente 10 galones [37.85 l] que se puede usar.
Las esferas más grandes generalmente tienen un
volumen de 80 galones [302.83 l] y un volumen de
40 galones [151.42 l] que se puede usar).
EJEMPLO 1 - CÁLCULO DEL VOLUMEN
NECESARIO PARA EL ACUMULADOR,
FACTOR DE CIERRE DE 1.5
Para Cerrar el Preventor Anular Hydril GK 13-5/8”
(346.08 mm) = 17.98 galones (68.06 l)
(3) Arietes Tipo U de Cameron de 13-5/8” (346.08
mm) para Cerrar 5.80 galones (21.96 l) por 3 juegos
de arietes = 17.40 galones (65.86 l)
Total para 1 cierre = 35.38 galones (133.93 l)
Requerimiento de Seguridad para el Acumulador
(Factor de cierre de 1.5) = 35.38 galones (133.93 l)
por 1.5 = se necesitan 53.07 galones que se pueden
usar (200.89 l)
Los 53.07 galones se redondean hasta el siguiente
múltiplo de 10 para un total de 60 galones (227.12
l) de fluido que se puede usar.
En este ejemplo, sería necesario tener seis botellas o
esferas de 20 galones (75.71 l) o una combinación
que daría un total mínimo de 60 galones (227.12 l)
de fluido que se puede usar. Si se usa un sistema
que no sea el de los 3.000 psi (206.84 bar) - digamos
uno de 2.000 psi (137.89 bar) o 1500 psi (103.42
bar) - o hay que cumplir con requerimientos exactos,
use el siguiente cálculo.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
10-21
V3 = VR ÷ ([P3 ÷ P2] - [P3 ÷ P1])
Donde:
P1 = Presión máxima cuando está con carga plena
P2 = Presión mínima de operación
P3 = Presión de la precarga de nitrógeno
V1 = Volumen de nitrógeno a la presión máxima
V2 = Volumen del nitrógeno a la presión míni
ma de operación
V3 = Volumen total del acumulador
VR = Total del fluido que se puede usar (incluy
endo el factor de seguridad)
EJEMPLO 2
Usando el volumen requerido de 53.07 galones
(200.89 l) del Ejemplo 1 (incluye el factor de seguridad de 1.5), ¿cuál es el volumen total del acumulador requerido para un sistema de 2000 psi (137.8
bar) con 1000 psi (68.95 bar) de precarga y 1200 psi
(82.7 bar) de presión mínima de operación?
V3 = VR ÷ ([P3 ÷ P2] - [P3 ÷ P1])
= 53.07 ÷ ([1000 ÷ 1200] - [1000 ÷ 2000])
= 53.07 ÷ (0.8333 - 0.5)
= 53.07 ÷ 0.3333
= 159.22 redondeado a 160 galones (605.6 l)
Válvula de
Compuerta
Válvula
de
FLS
Manual
MANIFOLD DEL ESTRANGULADOR
El propósito del manifold es el de proveer
un método de circulación desde la columna del
preventor de reventones bajo una presión controlada.
El manifold provee rutas alternativas para que se
puedan cambiar o reparar los estranguladores y las
válvulas.
El boletín API RP-53 3.A.3 provee una
descripción del manifold del estrangulador y las
prácticas recomendadas para su planificación e
instalación. Las recomendaciones incluyen:
w Los equipos del manifold que están sometidos a la
presión del pozo y/o de la bomba (generalmente
están aguas arriba de los estranguladores e
incluyéndolos) deberían tener una presión de
trabajo que sea al menos igual a la presión de
trabajo de los preventores de reventones que se
están usando. Se deben probar estos equipos
cuando se instalan a presiones que sean igual a la
presión de trabajo de la clasificación de la columna
del preventor de reventones que está en uso.
w Los componentes deberían cumplir con las
especificaciones aplicables de API para
acomodarse a la presión, temperatura, abrasividad,
y corrosividad anticipada para los fluidos de la
formación y los fluidos de perforación.
Cuando estén
instalados,
pruebe los
equipos del
manifold a
presiones que
sean iguales a la
presión de trabajo
clasificada para
la columna del
preventor de
reventones en
uso.
Válvula de
Compuerta
Válvula
de
Hidráulica
Compuerta
Hidráulica
Tanque de
Compuerta
FLS Manual
Estrangulador
Hidráulico
Amortiguación
Tanque de
(colector)
Amortiguación
(colector)
Estrangulador
Transmisor
J2
Hidráulico
Medidor
Transmisor
J2 de Presión
(Manómetro)
Medidor de Presión
(Manómetro)
Adjustable Chocke
Adjustable Chocke
Varias muestras de
manifolds de
estranguladores
Tanque de
Tanque
de
Amortiguación
Amortiguación
(colector)
(colector)
Medidor de Presión
Medidor
de Presión
(Manómetro)
(Manómetro)
Estrangulador
Válvula
Válvula
dede
Compuerta
Compuerta
FLS
FLSManual
Manual
Transmisor
TransmisorJ2
J2
Estrangulador
Manual
Manual
Estrangulador
Estrangulador
Hidráulico
Hidráulico
C APÍTULO 10
10-22
w Para las presiones de trabajo de 3M (206.84
La línea del
estrangulador
debería ser lo más
recta posible.
bar) y más, sólo se deberían usar conexiones
embridadas, soldadas o engrampadas con los
componentes sometidos a la presión del pozo.
w Se debería colocar el manifold del estrangulador
en un lugar accesible, preferentemente afuera de
la subestructura del equipo.
w La línea del estrangulador (que conecta la
columna del preventor de reventones con el
manifold del estrangulador) y las líneas aguas
abajo del estrangulador:
A. Debería ser lo más recta posible que sea
práctico; si se requiere algún codo, debería
ser orientado específicamente.
B. Debería estar firmemente anclada para
evitar excesivos movimientos o vibraciones.
C. Debería tener un diámetro de suficiente
tamaño para evitar una erosión excesiva o
fricción de fluidos.
1. El tamaño mínimo recomendado para las
líneas del estrangulador es de 3” (76.2 mm)
de diámetro nominal (los diámetros nominales
de 2” [50.8 mm] son aceptables para las
instalaciones de Clase 2M [137.89 bar]).
2. El tamaño mínimo recomendado para
las líneas de venteo aguas abajo de los
estranguladores es de 2” (50.8 mm) dediámetro
nominal.
3. Para volúmenes elevados y operaciones de
perforación con aire / gas, se recomiendan
Izquierda: estrangulador de producción
Medio: estrangulador manual ajustable
Derecha: Armado del preventor anular
w
w
w
w
w
líneas de 4” (101.6 mm) de diámetro nominal
o más grandes.
Debería proveer rutas alternativas de flujo y
quema aguas abajo de la línea del estrangulador
para que se puedan aislar las piezas erosionadas,
taponadas o que funcionan mal para ser reparadas
sin interrumpir el control del flujo.
Debería considerar las propiedades para bajas
temperaturas de los materiales utilizados en
las instalaciones que estarán expuestos a
temperaturas inusitadamente bajas.
La línea de purga (la línea de venteo que se desvía
de los estranguladores) debería ser por lo menos
igual en diámetro que la línea del estrangulador.
Esta línea permite que el pozo circule con los
preventores cerrados mientras que mantiene un
mínimo de contrapresión. También permite un
alto volumen de purga de los fluidos del
pozo para aliviar la presión de la tubería de
revestimiento estando los preventores cerrados.
Aunque no se muestra en las ilustraciones de
los equipos típicos, los tanques de amortiguación
(colectores) a veces se instalan aguas abajo de los
ensambles de estranguladores para manipular las
líneas de purga juntas. Cuando se usan colectores,
se deberían tomar las previsiones para aislar una
falla o malfuncionamiento sin interrumpir el
control del flujo.
Se deberían instalar medidores de presión que
sean adecuados para servicio con fluidos abrasivos
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
10-23
Arriba izquierda: estrangulador hidráulico remoto
Abajo izquierda, centro y derecha: varios tipos de
paneles para estranguladores remotos
ESTRANGULADORES
para que se puedan supervisar con exactitud las
presiones en la tubería o la tubería de perforación
y el espacio anular y que sean fácilmente visibles
en la estación donde se realizarán las operaciones
de control del pozo.
w Todas las válvulas del manifold del estrangulador
que están sometidos a erosión al controlar el pozo
deberían ser de paso total (apertura plena) y estar
diseñadas para operar con gas de alta presión y
fluidos abrasivos. Se recomienda usar dos válvulas
de abertura plena entre la columna del preventor
de reventones y la línea del estrangulador en las
instalaciones con presiones de trabajo clasificadas
en 3M 8206.84 bar) y más.
w Para aquellas instalaciones clasificadas para
presiones de trabajo de 5M (344.74 bar) y más, se
recomienda lo siguiente:
A. Una de las válvulas en el párrafo anterior
debería ser accionada a distancia.
B. Se deberían instalar dos válvulas
inmediatamente aguas arriba de cada
estrangulador.
C. Se debería instalar por lo menos un
estrangulador remoto. Si se anticipa que
se utilizará este estrangulador por tiempo
prolongado, se debería usar un segundo
estrangulador remoto.
w Todos los estranguladores, válvulas y tubería
debería estar clasificados para servicio con H2S.
El estrangulador controla el caudal de flujo de
los fluidos. Al restringir el fluido a través de un
orificio, se coloca fricción o contrapresión en el
sistema, permitiendo controlar el caudal del flujo y
la presión del pozo.
Los estranguladores para controlar pozos tienen
un diseño diferente que los estranguladores para
la producción de gas y petróleo. En general,
el estrangulador de producción no es adecuado
para controlar un pozo. Se usan estranguladores
que se pueden ajustar manualmente para algunas
aplicaciones de control de pozos, pero la mayoría
de las operaciones a presión usan estranguladores
ajustables a distancia.
ESTRANGULADORES FIJOS
Los estranguladores fijos (porta orificios) generalmente tienen un cuerpo de estrangulador en línea
para permitir la instalación o cambio del tubo
reductor del estrangulador con un orificio de cierto
tamaño.
ESTRANGULADORES AJUSTABLES
Se pueden operar los estranguladores ajustables
manual o remotamente para ajustar el tamaño del
orificio.
ESTRANGULADORES AJUSTABLES MANUALES
Este es el tipo básico de estrangulador. Tiene una
barra ahusada y un asiento. A medida que la barra
se acerca más al área de asiento, hay menos distancia
libre y más restricciones para el fluido que pasa por
Los estranguladores ajustables
se pueden operar
manual o
remotamente
para ajustar el
tamaño del
orificio.
C APÍTULO 10
10-24
El Sistema de Contención Total de Gas de Swaco
Ventea Todos los Gases de Manera Segura
L nea para
venteo del gas
Desgasificador al vac o
L nea de venteo
de gas
L nea de venteo de gas
Tanque de lodo
Lodo
cortado
con gas
de la l nea
de flujo o
zaranda
Contraflujo
Lodo desgasificado
Separador de lodo / gas
Estrangulador
ajustable a
control remoto
ella, produciendo más contrapresión en el pozo.
A menudo este tipo de estrangulador es el
equipo para controlar pozos al cual menos atención
se le presta. Sirve como el estrangulador de apoyo
y muchas veces como el estrangulador primario
en las operaciones. Se debería tener cuidado de
lubricar, operar y probar este equipo vital regular
y correctamente, de acuerdo con las pautas de los
cuerpos estatales o federales o gubernamentales.
ESTRANGULADORES AJUSTABLES REMOTOS
Los estranguladores ajustables
remotos son los
estranguladores
preferidos en las
operaciones de
perforación.
Los estranguladores ajustables remotos son los
estranguladores preferidos en las operaciones de
perforación y para trabajos relacionados con presión.
Proveen la capacidad de supervisar las presiones, las
emboladas y controlar la posición del estrangulador,
todo desde una sola consola. Los dos fabricantes
más comunes son Cameron y Swaco..
Por lo general el estrangulador de Cameron
está disponible con rangos de operación entre
5000 a 15000 psi (344.74 a 1034.21 bar). Están
compensados (especificados) para trabajar con H2S.
El estrangulador utiliza una barra que entra y sale de
una puerta (asiento) de estrangulación ahusada.
En su uso general, a su apertura plena cuando la
barra está completamente salida de la puerta, provee
una apertura de 2” (50.8 mm). El mecanismo
de operación es un cilindro de doble acción que
opera con la presión hidráulica de la consola
del estrangulador. Varios fabricantes proveen
estranguladores que tienen esencialmente el mismo
diseño que el estrangulador Cameron.
Separador de lodo / gas
El “Súper Estrangulador” de Swaco normalmente
está disponible en rangos de operación entre
10000 psi (689.47 bar) y 15000 psi (1034.21 bar).
El estrangulador de 10000 psi (689.47 bar) está
disponible con especificación normal y para H2S. El
estrangulador utiliza dos placas solapadas de carburo
de tungsteno, cada una con una apertura de media
luna, que se mueven alineándose o no. La apertura
plena, cuando las dos media lunas están en línea,
produce una apertura de un poco menos del área
de un tubo reductor de inserción completo para
estrangulador de 2” (50.8 mm). El estrangulador cierra
y sella bien ajustado para actuar como una válvula. El
mecanismo de operación es un conjunto de cilindros
de doble acción que operan un piñón y cremallera que
hacen girar la placa superior del estrangulador. El aire
del equipo de perforación que energiza el panel del
estrangulador provee la presión hidráulica.
Ambos estranguladores tienen paneles de operación
que incluyen la posición del estrangulador, contadores
de golpes (emboladas) y/o volumen, medidores de
presión de la tubería vertical (stand pipe) /tubing y la
tubería de revestimiento, una válvula de posicionamiento,
una bomba para operaciones hidráulicas y un
interruptor para prender-apagar (dar potencia).
Ambos tipos de estranguladores son buenos en
operaciones de control de pozos. Las limitaciones
básicas comunes en ambos tipos es que rara vez se
utilizan y tienden a congelarse, perder la presión del
manómetro y estén desconectados los contadores de
la bomba. Se puede resolver todos estos problemas
por medio de operar el estrangulador en cada turno y
correr una verificación semanal del funcionamiento
y operación del panel del estrangulador.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
EQUIPOS PARA MANEJAR
EL GAS
Los equipos para manejar el gas son una parte
vital de los equipos para controlar reventones. Sin
éstos, las operaciones para controlar un pozo son
difíciles y pueden ser peligrosas debido al gas que
está en la locación. Los equipos que manejan el gas
remueven los grandes volúmenes de gas que podrían
causar una mezcla explosiva si se permitiera que se
mezclen con el aire alrededor del equipo.
SEPARADORES DE GAS DEL
LODO (GAS BUSTERS)
Los separadores de gas (gas busters) generalmente son la primera línea de defensa del gas en
locación. Un separador de gas es un recipiente
sencillo y abierto que está conectado a la punta de
la línea del manifold o estrangulador, justo antes
de que el fluido entra en la pileta de succión o
línea de retorno.
La mayor cantidad de gas que sube con una
surgencia se separará del fluido luego del estrangulador. El separador maneja este gas. El separador de
gas permite que el gas libre que sale del fluido salga
del sistema y gravite o sea empujado hacia la línea de
quema o coronamiento de la torre. El diseño varía
desde un simple cilindro abierto que se usa con
algunos manifolds hasta el separador más complejo
que opera con un flotador.
Con los fluidos claros (livianos), el separador
de gas podría ser suficiente. La baja viscosidad de
los fluidos claros permite que el gas salga del fluido
bajo la presión atmosférica. Con los fluidos viscosos
(más espesos), solo con el separador de gas quizás
no sea suficiente.
La fuga de gas (“gas blow-by”) es un término
que se utiliza para describir la sobrecarga de este
equipo a medida que la presión se incrementa
adentro del separador de gas, desplazando el fluido
en el cierre hidráulico y permitiendo que el gas
entre en el área de la pileta. Se debería supervisar
la presión adentro del separador de gas cuando el
gas está en la superficie y ésta se debe mantener
en valores que evitan esta sobrecarga y reducen la
posibilidad de una ruptura del recipiente.
DESGASIFICADORES
El desgasificador tiene una capacidad limitada
para manejar volúmenes de gas, pero dado que el
volumen de gas que está arrastrado (atrapado) en
el fluido es bajo, por lo general el desgasificador
es adecuado. Si la viscosidad del fluido es alta o si
el fluido está contaminado, el gas quizás no salga
libremente. Los desgasificadores pueden separar el
gas arrastrado en el fluido por medio de usar una
cámara de vacío, una cámara presurizada, un rocío
centrífugo o una combinación de estos diseños. El
desgasificador más común es un tanque al vacío
o una bomba de rocío, pero hay muchos desgasificadores y algunos combinan las funciones. Los tres
desgasificadores más comunes son el desgasificador
al vacío de SWACO, el Desgasificador al vacío de
Welco y la Bomba Desgasificadora Seeflo (“flujo a
la vista”) de Drilco.
Dos desgasificadores comunes
10-25
Los separadores de gas del
lodo son la
primera línea de
defensa del gas
en locación.
C APÍTULO 10
10-26
La válvula superior
del vástago
protege la
manguera de
perforación, la
cabeza giratoria y
el equipamiento
de superficie de
las altas presiones
del pozo.
Los desgasificadores no requieren de mucho
mantenimiento. Hay que lubricar las bombas y
calcular su tamaño correctamente. Cuando se usa
un brazo del flotador, hay que mantener las juntas
lubricadas. Cuando se usa una bomba al vacío,
hay que vaciar el separador que está delante del
compresor diariamente.
En general, los desgasificadores al vacío son
más eficaces para trabajar con lodos viscosos pesados
donde es difícil extraer el gas. En cualquier operación
de desgasificación, se incrementan los requerimientos
del tiempo de pasaje y la energía para su extracción
a medida que se incrementan la viscosidad del lodo
y las fuerzas del gel.
Normalmente el desgasificador ingresa el fluido
de una pileta próxima a las zarandas y descarga
el fluido desgasificado en una pileta aguas abajo
y hacia la pileta de succión. También se usan
desgasificadores en la línea de flujo que minimizan
la cantidad de gas que va a las zarandas.
VÁLVULAS DE SEGURIDAD Y
FLOTADORAS
Un método para cerrar la sarta es una parte
básica del equipo para controlar el pozo. Los equipos
para cerrar la tubería o la tubería de perforación
incluyen las válvulas de seguridad, las flotadoras y los
preventores de reventones interiores. Estos equipos
los manejan la cuadrilla de la plataforma. Es esencial
que el perforador y el jefe de equipo se aseguren que
la cuadrilla entiende las reglas para la operación y el
mantenimiento de estos equipos esenciales.
Izquierda: una válvula superior del vástago
Derecha: una válvula de seguridad que de apertura plena
VÁLVULA SUPERIOR DEL
VASTAGO
La válvula superior del vástago (kelly cock
superior) es una parte estándar del conjunto de la
junta superior del kelly. La figura abajo muestra
una válvula superior OMSCO que tiene una válvula
integral de sentido único. Otras válvulas superiores
son simplemente válvulas tipo esfera, charnela o
tapón. El propósito básico de la válvula superior
es el de proteger a la manguera de perforación, la
cabeza giratoria y el equipamiento de superficie de
las altas presiones del pozo. Generalmente se prueba
con presión cuando se prueba la columna. Hay un
mantenimiento limitado en la válvula superior.
VÁLVULA INFERIOR DEL
VASTAGO
La válvula inferior del vástago (kelly cock inferior) es una válvula que abre completamente, apoyando la válvula superior. Permite que se retire el
vástago cuando la presión en la sarta es mayor que
la clasificación de los equipos de superficie. Una
práctica común es la de usar la válvula inferior
como una válvula para ahorrar fluido o lodo. El uso
continuo de la válvula inferior tiene su ventajas y
desventajas. La válvula se opera en cada conexión
entonces se mantiene libre y en condiciones de
operación. La cuadrilla aprende cómo operar la
válvula y la manija se mantiene cerca (disponible).
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
10-27
Arriba: dos muestras de
válvulas de contrapresión
Izquierda: un preventor de reventones interior
Arriba: una válvula de seguridad de paso
apertura plena tipo kelly
Por otra parte, el uso repetido de esta válvula de
esfera para este fin puede reducir su vida operativa.
Algunos equipos han informado acerca del engrane
de las roscas de la válvula a raíz del continuo
armado y desarmado. Se puede eliminar el engrane
a través del uso de un sustituto de unión. Se
deberían inspeccionar las roscas semanalmente con
un medidor de roscas para ver si hay alguna señal de
estiramiento. Además, se debe hacer una inspección
visual para ver si hay engranamiento.
VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE
APERTURA COMPLETA
Además de las válvulas en la junta kelly, se
requiere mantener otra válvula de seguridad de
apertura plena en la plataforma (piso) del equipo.
Si ocurre una surgencia durante una maniobra, hay
que instalar esta válvula de inmediato. Manténgala
en un lugar donde esté a mano. Debe estar en
posición abierta y la manija para cerrarla tiene que
estar en un lugar visible, a fácil disposición de la
cuadrilla. Si se usa una sarta combinada, o se está
corriendo una tubería de revestimiento (entubando),
entonces debe haber una reducción en la conexión
de la válvula u otra válvula con las roscas de
conexión apropiadas.
La válvula de seguridad o de conexión,
comúnmente llamada una válvula de piso, héroe o
TIW, es una válvula de esfera de apertura plena.
La válvula de conexión debe ser lo suficientemente
liviana como para que la cuadrilla la pueda levantar,
o se deben tomar la provisiones para que se pueda
levantar con un elevador neumático o sistema
de contrapeso. En la válvula también se puede
instalar una manija removible en un buen punto
Derecha: una válvula tipo
dardo
de contrapeso para que se pueda manejar con
facilidad.
Las válvulas de conexión requieren muy poco
mantenimiento, pero a igual que los estranguladores
que rara vez se usan, necesitan ser operadas al menos
una vez por semana para evitar que se congelen. El
uso de sustitutos de reducción (para poder usar la
válvula de conexión básica con diferentes tamaños
de tubería) puede hacer que la válvula de conexión
sea pesada, torpe y difícil de conectar.
PREVENTOR DE REVENTONES
INTERIOR
El preventor de reventones interior (llamado
a veces una válvula Grey) es una válvula de
contrapresión o válvula antirretorno. Es una válvula
de sentido único que opera a resorte que se puede
trabar en posición abierta con una varilla de traba
que se puede retirar. Su uso principal es para entrar
al pozo bajo presión. La BOP interior permite
circular el pozo, pero evita que la presión o el flujo
regrese a la sarta. Es una herramienta sencilla y
confiable, pero dado que no abre plenamente, el
diámetro interior de la sarta queda limitado. Debido
a su diseño, no se pueden correr las herramientas de
los cables / alambre a través de él, entonces hay algo
de renuencia para usar el preventor de reventones
interior a menos que sea necesario.
No se debería usar el BOP interior para
conectar en tubing o tubería de perforación que está
fluyendo a pesar del término común de preventor
de reventones interior. Si es necesario, se puede
conectar después de detener el flujo con una válvula
de seguridad. Debería haber siempre una en posición
abierta en el piso del equipo en todo momento.
El preventor de
reventones interior
permite circular el
pozo, pero evita
que la presión o
el flujo retorne por
la sarta.
C APÍTULO 10
10-28
Izquierda: una
válvula de
contrapresión
tipo charnela
Derecha: una
válvula de
disparo (salto)
VÁLVULAS DE
CONTRAPRESIÓN (BVP)
La válvula
flotadora
estándar,
colocada justo
encima del
trépano, protege
a la sarta del
contraflujo o
reventones
interiores.
Muchos dispositivos pueden ser clasificados
como válvulas de contrapresión. Las flotadoras, BOP
interiores, las válvulas de contrapresión y las válvulas
antirretorno actúan todas de manera similar para
evitar que el flujo y la presión suban por la sarta.
Estos dispositivos se utilizan en tales actividades
como bajada bajo presión (stripping), la inserción
contra presión (snubbing) y los trabajos con presión.
En algunos casos se podrían necesitar para toda la
operación de perforación, según la política de la
empresa o del operador.
La válvula flotadora estándar, colocada justo
encima del trépano, protege a la sarta del contraflujo
o reventones interiores. Las dos flotadoras más
comunes son de pistón a resortes (émbolo) y
de charnela. Las del tipo émbolo son confiables,
pero no abren plenamente. Ambos flotadores están
disponibles en modelos de pestillo abierto para
correr en el pozo con la válvula en posición abierta.
El flujo que baja por la sarta liberará el pestillo y la
válvula regresará a su modo de vía única. Si se harán
estudios durante las operaciones de perforación, se
debe instalar la herramienta para recibir el estudio
encima del flotador y evitar que el instrumento del
estudio quede atascado o pegado en el flotador.
Algunos flotadores tienen puertas. Esto se
refiere a uno o más agujeros pequeños que se
perforan en el flotador para que se pueda determinar
la presión debajo del mismo. Se debería notar que se
taponan fácilmente y a veces son lavadas.
SISTEMA DE CIRCULACIÓN
El sistema de circulación está compuesto por
muchos componentes individuales. Éstos incluyen
bombas, líneas en la superficie, tubos verticales(stand
pipe), mangueras de perforación (manguerote),
cabezas giratorias, mando superior (top drive), sartas
de trabajo, espacio anular del pozo (generalmente
la tubería de revestimiento), zarandas, tanques para
fluidos y manifolds de circulación afines (por
ejemplo, bomba, tubería vertical, estrangulador y
control).
Las bombas de desplazamiento positivo se usan
para mover el fluido por el sistema de circulación.
Las bombas dobles (duplex) tienen dos cilindros y
las bombas triples (triplex) tienen tres. Debido al
desplazamiento uniforme a volúmenes altos, el uso
de las bombas triples es más común. Todas las
bombas tienen camisas que se puede cambiar debido
al desgaste o cavitación para así evitar daños al cuerpo
de la bomba misma. Se puede cambiar las camisas a
tamaños diferentes y así incrementar o disminuir el
volumen de la bomba y la presión de salida.
Es normal que las bombas de los equipos
de perforación vengan con uno o más contadores
de golpes (emboladas), que son esenciales para el
desplazamiento exacto del volumen. Si éstos no están
disponibles, se utilizan los regímenes constantes y
el tiempo de bombeo para hacer el seguimiento
del volumen bombeado, aunque con un grado de
menos precisión. Hay varios tipos de contadores de
golpes disponibles, desde uno sencillo del tipo con
barbas mecánicas hasta los dispositivos electrónicos
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
más complejos. Si se hace algún trabajo en la bomba,
muchas veces estos contadores se dañan, se quitan o
se alinean mal al volver a instalarlos. Se debe tener
cuidado de colocar los contadores correctamente,
lo cual se debería verificar contra la información
que se tiene para asegurar que están funcionando
correctamente.
Hay bombas de alto caudal / baja presión,
de empresas de servicios, disponibles para algunas
operaciones. La mayoría de la bombas puede tener
una válvula de alivio (de disparo) para la presión,
que se puede volver a resetear. Si la operación de la
bomba sobrepasa el límite de la presión, la válvula
de alivio de presión que está en la bomba dispara y
deja que el pozo se descargue en las piletas
Las bombas se deben mantener en buenas
condiciones. En la mayoría de las actividades de
circulación para controlar un pozo, se requiere una
presión constante de salida.
SISTEMA DEL MANIFOLD DE
CIRCULACIÓN
Los manifolds de circulación proveen la
capacidad de seleccionar diferentes rutas para el
flujo. La selección de la bomba y de la ruta del
fluido, junto con el aislamiento de las bombas
que no se están usando, se logran por medio del
sistema del manifold de la bomba. El manifold del
tubo vertical (stand pipe) transporta el fluido de las
bombas al área superior de la torre de perforación
para que se conecte con la manguera giratoria o
de perforación. Esta manguera hace una conexión
flexible entre el tubo vertical y la cabeza giratoria y
permite que la tubería se desplace mientras bombea.
10-29
La cabeza giratoria es un dispositivo que permite
que el vástago gire mientras se bombea. Los retornos
del pozo pueden ser enviados desde el niple de
campana (T de salida) en la columna del preventor
de reventones en la superficie hasta los tanques o a
través de un manifold de control (ahogo) conectado
con los preventores de reventones.
La totalidad del sistema de manifolds quizás sea
complejo. en cada turno se debería verificarlo para
estar seguro de que esté correctamente alineado. No
se debería cambiar mientras está bombeando a no ser
que se haya abierto otra ruta para el flujo del fluido.
Las bombas de cemento o líneas Chicksan podrían
tener alineaciones específicas que sean diferentes de
las rutas de bombas y retornos estándar.
INDICADOR DE RETORNO DE
LODO (SENSOR DE LA LÍNEA DE FLUJO)
En términos de los equipos para detectar los
amagos de reventón (surgencias), el indicador de
retorno probablemente sea el equipamiento más
importante que se usa. Por lo general el indicador
de retorno de lodo es una paleta en la línea de flujo.
La paleta que está en la línea de flujo informa el
flujo del fluido en la línea. Esta señal se envía a
la consola del perforador, donde es comunicada
como un porcentaje de flujo (% flujo) o galones por
minuto (litros por minuto en el sistema métrico).
En la mayoría de las operaciones, un cambio relativo en la tendencia establecida es un indicador de un
potencial peligro. Entonces es sumamente importante
que se detecte cualquier cambio en el flujo. Si ocurre
una surgencia del pozo, algo ha entrado en él. Esto
empujará el fluido afuera de la línea de flujo,
indicado como un incremento en el flujo.
Izquierda: contador de golpes de la bomba
Derecha: sensor de la línea de flujo
La cabeza
giratoria es un
dispositivo que
permite que el
vástago (kelly)
gire mientras se
bombea.
C APÍTULO 10
10-30
El primer tanque
desde la línea de
flujo es
generalmente
una trampa de
arena o tanque
de asentamiento.
El funcionamiento y mantenimiento básico de
un sensor de flujo es observar si opera cuando se
prende y se apaga la bomba. Se debe cambiar la tasa
(régimen) de bombeo para ver si el sensor de flujo
informa el cambio. Los sensores de flujo se atascan
con facilidad, por tanto, hay que inspeccionarlos a
menudo para asegurar que tengan su rango completo
de movimiento. No funcionan bien en líneas de
flujo planas o llenas al ras.
PILETAS O TANQUES
La función de un sistema de piletas o tanques
interconectados entre sí es la de guardar, tratar
o mezclar los fluidos para su circulación o almacenamiento. Se debe determinar el volumen de las
piletas para cada trabajo en particular y deberían
haber suficientes tanques a mano. Es normal que
se usen varias piletas o tanques y el fluido puede
ser enviado por canaletas que se interconectan con
el sistema de piletas, por las líneas de nivelación
de tanque a tanque, o utilizando manifolds de
circulación / mezcla. El primer tanque desde la línea
de flujo es generalmente una trampa de arena o
tanque de asentamiento para evitar que la arena o
partículas sólidas no deseadas entren en los principales tanques de mezcla, circulación y succión.
Se deben organizar las piletas para maximizar el
efecto desgasificador de estos equipos.
Izquierda y centro:
sensores de la línea
de flujo
Derecha: un sistema
totalizador del volumen
de la fosa
Las piletas con la succión y descarga del desgasificador no deberían permitir que el fluido fluya por
la canaleta hasta el tanque siguiente. Estas canaletas
deberían estar cerradas y se debe abrir el caño
nivelador en la parte inferior. De esta manera, el
lodo cortado por gas, más liviano, que flota en la
parte superior, no fluirá a los tanques de circulación
y mezcla. El mismo principio se aplica también para
los tanques de mezcla y succión.
INSTALACIONES DE MEZCLADO
Para la mayoría de las operaciones hacen falta
buenas instalaciones de mezclado. Si se van a mezclar
productos químicos en el sitio, se van a densificar
o acondicionar los fluidos o si hay que mantener
el fluido en movimiento, se usa una bomba y
líneas de circulación. Generalmente se usan bombas
centrífugas o con propulsores para mezclar el fluido
y los químicos. Estas bombas para mezclar el lodo
generalmente se alinean a través de un sistema de
chorros (jet) y tolvas para mezclar el fluido. La
bomba luego descarga el fluido en la parte superior
del tanque o a través de las pistolas de chorro
(escopetas). Las líneas de descarga y las escopetas
airearán hasta cierto punto el fluido en el tanque. Se
pueden usar depuradores de oxígeno para eliminar
este problema.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
10-31
Arreglo de un tanque
de maniobras
DISPOSITIVO PARA MEDIR EL
VOLUMEN DE FLUIDO
El dispositivo para llenar el pozo tiene varios
nombres. Esta combinación de sensor de la línea de
flujo / contador de golpes de la bomba (emboladas)
mide el lodo que se requiere para llenar el pozo en
una maniobra. Para operar el sistema de llenado,
se coloca el interruptor del sensor de flujo en la
consola del perforador en la posición de maniobra y
una bomba se alinea con la línea de llenado. Cuando
el perforador quiere llenar el pozo después de
sacar una o más paradas (tiros o triples), prende la
bomba. El contador cuenta los golpes de la bomba
(emboladas), luego se apaga automáticamente cuando
el sensor de la línea de flujo muestra que el flujo
está en la línea de flujo. Se compara el cálculo de
los golpes de la bomba que se necesitan para llenar
el pozo por cada tiro de tubería con los golpes de
la bomba que realmente se necesitaron para llenar
el pozo. Las emboladas de la bomba generalmente
llevados tanto en los golpes totales para llenar el pozo
y los golpes para llenar el último llenado.
El mantenimiento del sistema requiere que un
ayudante verifique el pozo durante el primer llenado
para estar seguro de que el contador de golpes de la
bomba se apaga cuando empieza el flujo. Un problema
común es que no funcione el contador de emboladas
de la bomba porque el interruptor que está montado
en la bomba se retiró al reparar la bomba y no se
colocó de nuevo.
TANQUE DE MANIOBRA
El tanque de maniobra (tanque de viajes o trip
tank) es pequeño, permitiendo una medición exacta
del fluido bombeado en el pozo. Es la mejor manera
de medir la cantidad de fluido que se requiere
para llenar el pozo en una maniobra de salida o la
cantidad de fluido desplazado en una maniobra de
entrada. A medida que se saca cada tiro de tubería
del pozo, el nivel del fluido en el pozo baja a raíz
del desplazamiento del acero o, si está lleno, por el
desplazamiento y la capacidad. Es necesario medir la
cantidad de fluido para el llenado para estar seguro
de que no haya entrado una surgencia en el pozo.
Hay varios tipos de tanques de maniobra. Un
simple tanque alimentado por la gravedad incluye
un tanque pequeño en la plataforma (piso) del
equipo o en otro lugar en un punto que está por
encima de la línea de flujo, marcado en partes de
un barril (m³) Se necesita una válvula para liberar el
fluido del tanque en la tubería que dirige el fluido
al niple de campana (T de salida) encima de la línea
de flujo. La válvula se abre manualmente, luego se
cierra cuando el pozo está lleno y se informa acerca
de la cantidad de fluido utilizado, esto se registra y se
compara con los cálculos teóricos para el llenado.
Las versiones más automatizadas de los tanques
de maniobra alimentados por la gravedad tienen
una bomba, accionada por el perforador, que utiliza
el sensor de la línea de flujo para indicar cuándo
está lleno el pozo y apagar la bomba.
Los tanques de
maniobras
automáticos
tienen una
bomba,
accionada por el
perforador, que
usa el sensor de la
línea de flujo para
indicar cuando el
pozo está lleno.
C APÍTULO 10
10-32
Indicador totalizador remoto del volumen en la pileta
Los tanques de
maniobra de
llenado continuo
llenan el pozo
automáticamente a medida
que se saca la
tubería por medio
de circular desde
el tanque a través
del pozo.
Se debería informar, registrar y comparar los
golpes (emboladas) o el volumen para el llenado
con los cálculos teóricos de llenado. Este tipo de
disposición no permite que se mida el volumen a
medida que se baja tubería.
Los tanques de maniobra de llenado continuo
llenan el pozo automáticamente a medida que se
saca la tubería por medio de circular desde el tanque
a través del pozo. Se mide el volumen del fluido
utilizado y se envía a un registrador en el piso
para compararlo contra los tiros de tubería que
fueron sacados. Si se usa este tanque para medir el
incremento en el fluido en la maniobra de bajada,
generalmente se coloca debajo del nivel de la línea
de flujo. El fluido que es desplazado se dirige de
la línea de flujo al tanque de maniobra, se mide
y se compara con el desplazamiento teórico de la
tubería. Si está colocado correctamente, se puede
usar mientras que se maniobra bajando en el pozo.
Los tanques de maniobra requieren un
mantenimiento cuidadoso. Se deberían verificar las
válvulas para ver que funcionen bien, los marcadores y
los flotadores del nivel de la pileta deben mantenerse
limpios y libres de acumulación de fluidos o sólidos,
se debe calcular el desplazamiento correcto del
volumen y colocarlo a la vista, y se debe inspeccionar
el registrador del perforador para ver que esté exacto.
TOTALIZADORES DEL VOLUMEN
DE LAS PILETAS
Los totalizadores del volumen de las fosas (PVT)
supervisan, registran y suman el volumen en cada
pileta como así también la superficie del volumen
del fluido de trabajo. El indicador del volumen de
Pit volume totalizer system
la pìleta es un instrumento básico de advertencia
en el control de un pozo. Un amago de reventón
(surgencia) en el pozo empuja el fluido hacia afuera
del pozo. El PVT registra el incremento en el nivel
de la pileta (o el volumen en la pileta). Entonces,
una de las advertencias de una surgencia en el pozo
es un incremento en el volumen de la pileta. La
mayoría de los sistemas del volumen de la pileta son
sencillos para operar. Los sistemas de ahora utilizan
flotadores mecánicos o sensores eléctricos (sónicos)
para medir la altura del fluido en cada pileta. Esta
altura se multiplica por el volumen en la pileta
en barriles por pulgada o algún término similar.
El volumen de cada pileta individual se suma y se
informa en la carta y en el indicador. Estos cálculos
y mediciones se pueden hacer ya sea eléctricamente
o por aire (neumáticamente). El indicador del
perforador tiene un sistema de alarma que llama la
atención hacia los cambios en las piletas.
Para operar y mantener estos sistemas, se debería
verificar lo siguiente todos los días:
w Verifique el papel y la tinta de la carta.
w Si hay flotadores, limpie la acumulación de lodo y
asegúrese de que se mueven con facilidad.
w Eleve y baje cada flotador para verificar que le
informa al perforador de algún cambio.
w Si es un sistema neumático, purgue el agua del
secador de aire.
w Verifique la botella del lubricante de aire para ver
si tiene aceite.
Para los sensores sónicos, verifique que el sensor
esté libre de acumulaciones de lodo y que el fluido
no tiene espuma flotando encima. Limpie el sensor
de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
DETECTORES DE GAS
Los detectores de gas que están en los equipos se
utilizan para advertir al personal de un incremento en
el flujo que sale del pozo y las áreas de concentración
de gas en lugares donde podría ocurrir una explosión
o incendio. Otros tipos de detectores de gas se
colocan en áreas donde se pueden acumular gases
tóxicos, tales como H2S, y causar daño al personal.
Se deben probar los detectores de gas regularmente
con una fuente de gas aprobada. Hay que soplar
las líneas de venteo periódicamente para quitar
los gases viejos o atrapados. Se debe realizar el
mantenimiento de acuerdo con las especificaciones
del fabricante. Algunos problemas obvios con los
detectores de gas son las líneas rotas o taponadas
o que los cabezales de detección están sucios. Si
las alarmas se colocan solamente en la unidad
de registro de lodo, entonces hay que tener un
empleado en esta unidad las 24 horas al día.
MANÓMETROS
En la mayoría de las operaciones de la industria
petrolera, la medición de la presión es de suma
importancia. La presión de la bomba, el estrangulador
y de cierre se pueden medir en varios lugares.
Los manómetros que se usan para medir la
presión de la bomba o de circulación incluyen
el manómetro del tubo vertical (stand pipe), que
generalmente está montado en el tubo vertical en la
plataforma del equipo. Podría estar montado en otra
posición si el perforador lo puede leer fácilmente.
Los manómetros de la tubería de perforación o del
tubing generalmente están montados en la consola
del perforador y en el panel del estrangulador
remoto. El perforador utiliza el manómetro que está
ubicado en su panel en condiciones normales de
perforación o circulación. Pero cuando se registran
Manómetros de presión para bombas
10-33
tasas de bombeo lentas (caudales de ahogo), durante
las actividades para controlar un pozo y las pruebas
de sensibilidad de presión, generalmente se usa el
manómetro en el panel de estrangulador remoto
debido a su precisión.
Los valores en el manómetro que mide la presión
en el stand pipe deberían estar cerca unos de otros.
Si hay grandes discrepancias entre las lecturas, se debe
volver a calibrar o reparar el manómetro incorrecto.
La presión de la bomba también se mide con un
manómetro montado en la bomba. Este manómetro
muestra la presión absoluta para circular a una velocidad
dada e incluye todas las pérdidas de presión por fricción.
Los manómetros en la plataforma del equipo y en la
consola del estrangulador remoto deberían dar lectura
un poco menor que el de la bomba debido a la fricción
entre la bomba y el tubo vertical.
Los manómetros que miden la presión de la
tubería de revestimiento o del espacio anular
generalmente se encuentran en el manifold del
estrangulador y en el panel del estrangulador remoto.
A este manómetro se le podría llamar el manómetro
del cabezal del pozo o de la tubería de revestimiento.
La mayoría de los cuerpos reguladores requieren
un manómetro para supervisar la presión entre las
sartas de tubería de revestimiento.
El rango de los manómetros es un tema de
mucha discusión. Lo ideal es que el rango sea hasta
la presión más alta anticipada o hasta la presión de
trabajo para el cual los equipos que se están usando
están clasificados, con un alto grado de precisión en
todo el rango. La escala del manómetro debería ser
lo suficientemente pequeña como para registrar los
pequeños cambios en la presión. En la mayoría de
las operaciones, sin embargo, se usa un manómetro
de 5000 o 10000 psi (344.74 o 689.47 bar). Se
debate sobre la precisión de los manómetros con
rangos grandes en cuanto a la presión baja. No es
raro tener una inexactitud de 0.5 a 1.5 por ciento o
más. En un manómetro de 10000 psi (689.47 bar),
por ejemplo, la incertidumbre de la presión sería
por lo tanto de +/- 50 a 150 psi (3.45 a 10.34
bar). Muchas veces varios manómetros se colocan
en un manifold o se mantienen en locación para
compensar por estas inexactitudes.
También podrían haber inexactitudes y daños
como resultado de vibración, pulsación y absorción
de golpes si algún objeto se golpea contra el
manómetro. Los manómetros llenos de fluido ayudan
a amortiguar las vibraciones y los golpes y también
lubrican y protegen los componentes internos. Otra
fuente de inexactitud es el aire en la línea hidráulica.
Por este motivo, se debería usar una bomba de
fluido hidráulico manual para purgar las líneas
regularmente.
Se deben probar
los detectores de
gas regularmente
con una fuente
de gas
aprobada.
C APÍTULO 10
10-34
AJUSTE DE LAS ALARMAS
Las buenas
prácticas exigen
que se coloquen
las alarmas al
límite más bajo
con respecto a la
operación que se
está llevando a
cabo.
El equipamiento en los equipos varían, entonces
no se puede hacer ninguna recomendación específica.
Sin embargo, el sentido común y las buenas prácticas
exigen que se coloquen las alarmas al límite más bajo
con respecto a la operación que se está llevando a cabo y
que se prendan ambos indicadores, audible y visible.
MEDIDOR DE INCREMENTO/DISMINUCIÓN
(RANGO -50 A +50 BBLS O -7.95 A +7.95 M³)
w Coloque el sensor alto / bajo a los valores
deseados (generalmente de -5 a +5 bbls
[+/-0.8m³]).
w Prenda las alarmas audibles y visibles.
TOTALIZADOR DEL VOLUMEN EN LAS
PILETAS (BOPS DE SUPERFICIE)
w Coloque el sensor alto / bajo a los valores
deseados (generalmente de 5 a 10 barriles [0.8 a
1.6 m³]) y prenda las alarmas audibles y visibles.
w Una vez que se hayan colocado las alarmas, que
el trabajador en la pileta empuje el sensor del
flotador hacia abajo y hacia arriba para que el
perforador pueda verificar que estén funcionando
las alarmas.
TOTALIZADOR DEL VOLUMEN EN LAS
PILETAS (BOPS SUBMARINAS)
Los equipos de
perforación
modernos proveen
al perforador con
un mundo de
información.
w Coloque el sensor alto / bajo a los valores
deseados. Esto depende de cuánto se mueve el
equipo. La calibración de alto y bajo pueden ser
tanto como 30 barriles (4.8 m³).
w Prenda las alarmas audibles y visibles. Que el
trabajador en la pileta levante y baje los flotadores
para asegurar que las alarmas estén funcionando
correctamente.
SENSOR DE LA LÍNEA DE FLUJO
(BOPS DE SUPERFICIE)
w Coloque el sensor de alto / bajo a la variación
deseada en el flujo.
w Prenda las alarmas audibles y visibles.
w Que el trabajador en la pileta suba y baje el sensor
de la línea de flujo para asegurar que los equipos
estén operando correctamente.
SENSOR DE LA LÍNEA DE FLUJO
(BOPS SUBMARINAS)
w Coloque el sensor de alto / bajo a la variación
deseada en el flujo. Se debe tomar en cuenta el
cabeceo, balanceo y oscilación vertical al fijar la
variación.
w Después de haber prendido las alarmas, el
trabajador en la pileta debería levantar y bajar
el sensor para asegurar que esté operando
correctamente.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
10-35
Izquierda: Válvulas kellyguard
Arriba izquierda : Cabeza giratoria
SISTEMAS DE INFORMACIÓN
A medida que avanza la tecnología, se
encuentran disponibles sistemas sofisticados para
recabar y mostrar información- ingresar por teclado
de una unidad de registro, individual, o una
combinación -. Mientras que todavía se usan gráficos
geológicos estándar (geolographs) para registrar la
profundidad, el peso, la torsión, la presión y la
penetración a intervalos de un pie (0,3 m), muchos
equipos también vienen equipados con monitores de
información para mostrar correctamente la tasa de
penetración en pies por hora. Se muestran muchos
de los parámetros importantes para controlar un
pozo, tales como la profundidad, la presión de la
bomba, el caudal del flujo, los niveles en las piletas y
el torque y los sistemas más sofisticados incluyendo
las tendencia, calibraciones y alarmas.
El mantenimiento de muchos de los sistemas
de sensores es la responsabilidad de la cuadrilla del
equipo. Se debería realizar tal como lo recomienda el
fabricante. Las calibraciones o reparaciones se deben
hacer tal como se indica o lo debería hacer un
técnico autorizado.
SISTEMA GIRATORIO
En la mayoría de las actividades en algún momento
se requiere la rotación de la sarta. A menudo es
necesario para perforar el cemento, los empaquetadores
(packers) o los tapones de la formación y cuando
están fresando, pescando o colocando herramientas
de pozo abajo. Se puede transmitir la rotación de
la tubería por medio de una mesa rotatoria. La
Arriba derecha y derecha:
Mando superior
mesa rotatoria también debe soportar la sarta de
trabajo en aquellos momentos en que la carga no
está sostenida por la torre. También se puede lograr
la rotación por medio de un rotor de superficie
(Top Drive), cabeza giratoria o llaves hidráulicas.
Se pueden percibir los problemas de control en
el pozo abajo por medio de los cambios en el
torque de rotación y éste se debería supervisar
constantemente.
ROTOR DE SUPERFICIE
La unidad del rotor de superficie, Top Drive
o mando superior, se ha utilizando principalmente
para los equipos de perforación, pero también
ha sido diseñado para trabajos más pequeños de
reacondicionamiento (workover). No se requieren
el vástago (kelly) y bujes del vástago tradicionales
dado que la sarta de trabajo se rota directamente con
electricidad o presión hidráulica. El sistema es una
mejora en la tecnología rotativa, dado que se puede
usar varias uniones de tubería (trozos) a la vez. Un
elevador convencional levanta y baja la sarta cuando se
maniobra. Con el rotor de superficie, siempre hay una
respuesta rápida disponible ante amagos de reventones
en el pozo mientras que se maniobra o se perfora.
El eje de perforación no está nunca a más de unos
segundos de distancia entonces el perforador puede
colocar las cuñas, conectar la sarta, rotar y torsionar
la conexión, entonces el cierre del pozo no depende
de la cuadrilla de la plataforma. Con un rotor
de superficie, se puede mantener la circulación (la
bomba afuera del pozo), a igual que la capacidad
de repasar durante las maniobras de sacada. Los
peligros se reducen al eliminar las dos terceras partes
de la conexiones y no gira ningún buje en el piso.
Con un rotor de
superficie, se
reducen los
peligros por
medio de eliminar
las dos terceras
partes de las
conexiones y no
hay bujes girando
en el piso.
C APÍTULO 10
10-36
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40
ESQUEMA DE UN PREVENTOR DE REVENTONES DE CONTROL KOOMEY TÍPICO
1. Provisión de aire del cliente: la provisión normal es de 124 psi. (más alto podría necesitar un regulador
de aire).
2. Lubricador de aire: en la línea de entrada de aire a las bombas de aire. Use aceite lubricantes
SAE 10.
3. Válvula de desvío (by pass): al interruptor hidroneumático automático de presión. Si se requieren
presiones más altas de las 3.000 psi normales, ábrala. Cierre en todo otro momento.
4. Interruptor hidroneumático automático de presión: corte a 2.900 psi con bombas de aire y eléctricas;
3.000 psi para solamente las bombas de aire. Control de tensión ajustable a resorte.
5. Válvulas para cerrar el aire: manual - abren / cierran la provisión de aire a las bombas hidráulicas.
6. Bombas hidráulicas operadas con aire: presión de operación normal es de 125 psi.
7. Válvula de cierre de succión: manual. Generalmente está abierta. Una para cada línea de succión.
8. Filtro de succión: uno para cada línea de succión. Mallas cambiables.
9. Válvula automática: una para cada línea de entrega de la bomba hidráulica operada con aire.
10. Conjunto de bomba triple o doble impulsado con motor eléctrico.
11. Interruptor automático de presión hidroeléctrico: el interruptor está colocado para cortar a 3.000 psi y
arrancar a una diferencial de 250 psi. Es ajustable.
12. Arrancador (automático) del motor eléctrico: para impulsar el motor doble / triple de la bomba. Trabaja
con un interruptor de presión hidroeléctrico automático. Hay un interruptor de encendido / apagado
manual de anulación.
13. Válvula para apagar la succión: manual, normalmente está abierta. En la línea de succión de la
bomba.
14. Filtro de succión: ubicado en la línea de succión de la bomba triple o doble.
15. Válvula antirretorno: ubicada en la línea de entrega de la bomba triple o doble.
16. Válvula para cerrar el acumulador: manual. Normalmente está abierta cuando está operando la unidad.
Cierre cuando está probando o arrastrando el equipo o cuando está aplicando una presión por encima
de los 3.000 psi en el lado de apertura de los preventores de reventones tipo ariete. Abra cuando
termina con la prueba.
17. Acumuladores: verifique la precarga de nitrógeno en el sistema del acumulador cada 30 días. La
precarga debería ser de 1.000 psi +/- 10%. Precaución: use nitrógeno cuando añade a la precarga.
Otros gases o aire podrían causar un incendio y/o una explosión.
18. Válvula de alivio para el acumulador: la válvula está fijada para aliviar a 3.500 psi.
19. Filtro de fluido: ubicado en el lado de la entrada de las válvulas de reducción y regulación de presión.
Limpie el filtro cada 30 días.
20. Válvula de reducción y regulación de presión Koomey: operada manualmente. Ajuste a la presión de
operación continua requerida al tipo de preventor de reventones tipo ariete.
21. Cabezal de la válvula principal: 5.000 psi P.T., 2”, totalmente soldada.
22. Válvulas de 4 vías: con operadores de cilindros de aire para operaciones remotas desde el panel
de control. Mantener en el modo de operación estándar (abierto / cerrado), nunca en la posición
del centro.
23. Válvula de desvío (by pass): con operador de cilindro para operación remota desde paneles de control.
En la posición de cerrada pone la presión en el cabezal de la válvula principal (21). En la posición
de abierto pone toda la presión en el cabezal. Mantenga cerrada a no ser que los preventores de
reventones tipo ariete requieran 3.000 psi +.
24. Válvula de alivio del manifold: la válvula está fijada para aliviar en 5.500 psi.
25. Válvula de purga hidráulica: operada manualmente - normalmente está cerrada. Nota: se debería
mantener esta válvula abierta al precargar las botellas del acumulador.
26. Selector de la unidad del panel: válvula de 3 vías manual. Para aplicar presión de aire piloto en la
válvula de reducción / regulación de presión Koomey operada con aire, ya sea de un regulador de
aire en la unidad o de un regulador en un panel de control remoto.
27. Válvula para la reducción y regulación de presión Koomey - operada con aire: reduce la presión
en el acumulador a la presión de operación requerida para el preventor de reventones anular. Se
puede variar la presión para operaciones de bajada bajo presión. No se debería sobrepasar la
máxima presión de operación recomendada para el preventor anular.
28. Manómetro del acumulador.
29. Manómetro del manifold.
30. Manómetro del preventor anular.
31. Transmisor de presión neumático para la presión del acumulador.
32. Transmisor de presión neumático para la presión del manifold.
33. Transmisor de presión neumático para la presión del preventor anular.
34. Filtro de aire: ubicado en la línea de provisión a los reguladores de aire.
35. Regulador de aire, válvula de reducción / regulación de presión Koomey - operado con aire.
36. Regulador de aire para transmisor neumático de presión (33), para la presión anular.
37. Regulador de aire para transmisor neumático de presión (31), presión del acumulador.
38. Regulador de aire para transmisor neumático de presión, (32), presión del manifold. Los controles
para los transmisores normalmente están fijados en 15 psi. Incremente o disminuya la presión del
aire para calibrar el manómetro del panel al manómetro de presión hidráulico en la unidad.
39. Caja de distribución de aire: conecte las líneas de la unidad a las líneas del panel a través
del conducto de aire.
40. Válvula antirretorno para prueba del equipo.
41. Entrada de llenado de fluido hidráulico.
42. Tapón de puerta de inspección.
43. Válvula de cierre de salida para probar el equipo: presión alta, opera manualmente. Cierre cuando
está probando el equipo - abra cuando termina la prueba.
44. Válvula de alivio para probar el equipo: la válvula está fijada para aliviar a 6.500 psi.
45. Manómetro para probar el equipo.
46. A. Salida del patín del equipo y 46. B. Válvula de aislamiento de las válvulas del cabezal: opera
manualmente. Cierre la válvula de aislamiento de las válvulas del cabezal y abra el aislador del
patín del equipo cuando está arrastrando el equipo. Abra la válvula de aislamiento de las válvulas
del cabezal y cierre el aislador del patín del equipo durante perforación normal.
47. Válvula de alivio del patín del equipo: la válvula está fijada para aliviar a 2.500 psi.
48. Manómetro del patín del equipo.
49. Válvulas aisladoras del banco de acumuladores: operan manualmente, normalmente están
abiertas.
50. Retorno del patín del equipo: conexión del cliente.
51. Salida del patín del equipo: conexión del cliente.
52. Energía eléctrica: conexión del cliente.
53. Salida de prueba del equipo: conexión del cliente.
E QUIPAMIENTO D E S UPERFICIE
UNIONES GIRATORIAS ELÉCTRICAS
Las cabezas giratorias son unidades de bombeo
y rotación que están diseñadas para la perforación
liviana, las operaciones de reparación y remediación.
La fuente de energía para proveer la rotación es
fluido hidráulico de bombas hidráulicas. Es común
que se usen las bombas del sistema hidráulico
del equipo de workover para esto. También hay
disponibles unidades de energía montadas en patines
/ remolques. Se debe extender un caño telescópico
de torsión, o brazo, a una guía, o parte rígida del
equipo debido al efecto de torsión de la rotación.
RESUMEN
La conjunto de BOP y equipos afines tienen
un concepto sencillo, pero son complicados para
usar y operar. Tómese el tiempo para investigar el
equipamiento en el equipo y verifique los límites de
operación y las instrucciones del fabricante.
Cuando la tubería se está moviendo por
los preventores de reventones, al probarlos, o al
operar los preventores en cualquier otra forma,
verifique las presiones de operación contra los
valores recomendados para ese preventor en
particular. Demasiada presión de operación rasgará
los elementos de empaque. Se debería inspeccionar
visualmente las mangueras, válvulas hidráulicas,
líneas, accesorios y conexiones en los preventores y
la unidad del acumulador todos los días para ver si
hay señales de desgaste o fallas.
Las pruebas de presión o del funcionamiento
del sistema causa su desgaste, pero si no se
operan los equipos, se congelan. Haga las pruebas
inteligentemente dentro de los límites del equipo
que se va a probar. Tómese un poco más de tiempo
cuando está probando el funcionamiento de la
columna para verificar la operación del acumulador.
Los supervisores se deberían asegurar de que las
cuadrillas entienden el propósito, la ubicación y la
operación de estos equipos vitales y caros. Todo esto
se debería tratar cuando el perforador, los ayudantes
y los enganchadores realizan su entrenamiento de
orientación sobre el equipo de perforación.
Es esencial que el personal del equipo realice
el mantenimiento apropiado de los equipos para
poder detectar surgencias. Los equipos de sensores y
manejo de fluidos deben estar en buenas condiciones
de funcionamiento en todo momento. El detector
de gas no debe estar taponado. La unidad del
indicador del retorno del lodo en la línea de flujo
debe tener su rango completo de movimiento.
10-37
Los tanques de fluidos deberían mantenerse lo
más libre posible de sedimento. Los flotadores del
totalizador del volumen en las piletas deben moverse
libremente, las válvulas de desvío no deben tener
barita asentada en el cuerpo de la válvula ni las
líneas tapadas, los equipos para manejar el gas y los
estranguladores deben estar en buenas condiciones
de funcionamiento en todo momento. Se debería
llevar a cabo el mantenimiento sencillo y la
limpieza de los equipos con la frecuencia que sea
necesaria y justificada. Esto podría ser semanalmente,
diariamente, por turno o hasta por hora, según el
equipo y las condiciones del lodo. Los representantes
de la empresa, el jefe de equipo, los perforadores
e ingenieros de lodo deberían todos verificar estos
ítems y asegurarse que el personal del equipo
los está manteniendo en buenas condiciones de
funcionamiento. El mantenimiento preventivo, las
inspecciones y pruebas regulares del equipamiento
asegurarán que el equipamiento funcionará cuando
sea necesario. Estos son equipamientos de suma
importancia, para salvar vidas. Deben funcionar
cuando los necesitan.
Los procedimientos apropiados van mano en
mano con el mantenimiento del equipamiento. El
circular una surgencia de un pozo es peligroso y el
equipamiento debe estar correctamente alineado. La
presión se regula y se controla desde el preventor
de reventones a medida que entran los fluidos
y el gas en el sistema del manifold de control.
Generalmente, a medida que el flujo se dirige del
estrangulador al separador de gas, el gas libre sale y
es separado hacia la línea de quema o venteo. Los
fluidos que tienen gas atrapado deberían entrar a
la pileta del desgasificador y ser desgasificados antes
de regresar al sistema que circula por las piletas. La
línea de venteo / quema para el desgasificador debe
estar separada del separador de gas. Siempre existe
la posibilidad de sobrecargar el sistema que maneja
el gas y hay que tener precaución. Siempre utilice
líneas de venteo a favor del viento si más de una
línea de venteo está disponible.Si se usa una línea
de venteo en la torre, los fluidos volátiles y gases
pesados podrían representar un peligro para el
área del piso del equipo. Es necesario controlar
muchos aspectos, tales como los arriba mencionados.
Este control importante requiere una capacitación
apropiada, simulacros y trabajo en equipo. Para poner
en perspectiva la importancia del equipamiento,
recuerde que los procedimientos, las técnicas para
controlar un pozo, los simulacros y la capacitación
no son sino para el caso de que el equipamiento
fallara en funcionar correctamente. t
Las cabezas
giratorias son
unidades de
bombeo y
rotación que
están diseñadas
para la
perforación
liviana, las
operaciones de
reparación y
remediación.