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ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN EQUIPO DE BOP's

PREVENTORES ANULARES

En general la funcin especfica de cada uno de los preventores anulares se reconoce por su

denominacin, a saber: BOP's rotativas, escurridores (stripper) de tubera, escurridores de cable de

perfilaje, escurridores de varilla, prensaestopas y cabezas de circulacin.

Estos equipamientos permiten la extraccin o rotacin de la tubera, del cable de perfilaje o de las

varillas de bombeo y cumplen la funcin a que su nombre hace referencia, mientras el pozo se

encuentra bajo presin. El packer es lo suficientemente flexible como para expandirse y contraerse

de manera de adecuarse al tamao y forma del elemento que se encuentra en el pozo. Mientras se

mantenga la flexibilidad, es importante asegurarse de que las uniones de tubera (cuplas), los

portamechas y otras conexiones se extraigan lentamente para evitar una falla prematura del

empaquetador.

Se accionan en forma manual, hidrulica o presentan un empaquetador asegurado en forma

permanente que se encuentre siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Adems, muchos

modelos estn equipados con alojamientos para cuas.

ELEMENTOS EMPAQUETADORES

El empaquetador o elemento sellador, tanto de los preventores anulares como los de tipo ram, se

presentan en diferentes medidas y presiones nominales. Estn hechos de un caucho de alta

ductilidad o de un material tipo caucho que por lo general, se moldea alrededor de una serie de

lengetas de acero, las cuales fortalecen y refuerzan el material utilizado.

Los empaquetadores packer ms comunes son de caucho natural, caucho nitrilo (buna-n), o

neopreno. Estos compuestos estn preparados para diferentes situaciones tales como: fro intenso,

gas agrio y medios ambientes corrosivos.

PREVENTORES TIPO RAM

Las ram de tubera son el constituyente bsico del BOP. La confiabilidad de las ram se debe en

parte a la simplicidad y en parte al esfuerzo puesto en su diseo. El preventor ram es un bloque de

acero que se recorta de manera de adecuarse al tamao de la tubera alrededor de la cual va a

cerrarse. En el recorte que cierra la ram alrededor de la tubera, se encuentra una empaquetadura

de caucho autoalimentable. Adems, existe otro empaquetador de caucho similar (sello superior) en

la parte de arriba de la ram que sella la parte superior del alojamiento de la ram en el cuerpo del

preventor y as asla de la presin del espacio anular.

La ram viene en diferentes medidas y presiones nominales. Los BOP de ram pueden consistir

desde juegos manuales simples de un solo juego de rams a cupos de mltiples rams. Los de ram

simples, pueden tener un vstago pulido que se cierra al hacer girar las manijas que se encuentran

a cada lado, y permite atornillar las ram hacia adentro y alrededor de la tubera. Pueden encontrarseconjuntos completos de mltiples rams alojados en un nico cuerpo y se operan por control remoto

de presin hidrulica.

Las rams de la mayora de los sistemas de BOP se cierran a travs de pistones hidrulicos. El

vstago de pistn esta aislado de la presin del pozo por medio de sellos. Muchas ram tambin

tienen un sello auxiliar plstico que puede energizarse para sellar sobre el vstago del pistn en

caso de fallar el sello principal. Algunos sistemas de cierre de BOP de ram emplean un gato tipo


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tornillo para cerrar el preventor, sin embargo, por lo general, las normas establecen que los

sistemas de BOP deben funcionar por sistema hidrulico. En caso de fallas en este sistema, la

mayora de las rams no pueden cerrarse en forma manual, salvo que estn equipadas con un

sistema hidrulico de traba de ram. Una vez cerrados, la mayora de las rams pueden ser trabadas

(aseguradas) por sistemas de cierre hidrulico o manuales (volante).

La mayor parte de las rams estn diseadas de manera tal que permiten sellar la presin queproviene solo del lado inferior. Esto significa que al colocarla en posicin invertida, la ram no va a

mantener la presin, adems no se podr probar la presin desde el lado superior. Por

consiguiente, debe tenerse sumo cuidado al armar un conjunto, ya que se deben ubicar con el lado

correcto hacia arriba. El nombre del fabricante deber figurar en la parte superior en posicin

normal. Tanto las aberturas de circulacin como las bocas de salida laterales deben estar por

debajo del alojamiento de la ram.

RAM DE TUBERIA

Estas ram estn preparadas para cerrar sobre la tubera. La ventaja y limitacin fundamental de una

ram de tubera es el recorte de medio circulo en el cuerpo de la ram. La finalidad del recorte es

poder cerrar y proveer un buen sellado alrededor de una tubera de tamao o dimetro particular.

La mayora de las rams cuentan con guas para cerrar la tubera. El recorte del cuerpo de la ram se

adapta casi perfectamente a la circunferencia de la tubera. Mientras que puede cerrarse alrededor

de la tubera que presenta una pequea conicidad, no se cerrar alrededor de una unin de tubera

sin daarla o daar la cara del cierre de la ram. Debe tenerse mucho cuidado al cerrar la ram que

se encuentra cerca de la unin, es especial con barras de sondeo de aluminio, ya que estas tienen

un recalque de mayor tamao y longitud que las de acero.

RAM CIEGAS (BLIND RAM)

Las rams ciegas o de cierre total son una clase especial de rams de tubera que no presenta el

recorte de tubera en el cuerpo de la ram. Las rams ciegas cuentan con elementos empaquetadores

de buen tamao y estn diseadas para cerrar sobre el pozo abierto. Cuando se prueban, debe

hacerse a la mxima presin de trabajo.

RAMS DE CORTE (SHEAR RAM)

Son otra clase de ram de tubera que tienen hojas filosas especiales para cortar tubulares (tubing,

barras de sondeo, portamechas, etc.) dependiendo del tipo de ram de corte y del tubular a cortar,

debern utilizarse presiones mas elevadas que las reguladas normalmente y/o potenciadores

(booster) hidrulicos. Las rams de corte tienen tolerancias de cierre pequeas.

En el momento de probar su funcionamiento, no deben cerrarse bruscamente haciendo uso de una

sobre presin elevada, sino a travs de una presin reducida aproximadamente 200psi. Cuando se

prueban las rams de corte, el material de la empaquetadura se destruye.Dado que el volumen de las empaquetaduras de las rams de corte es pequeo, muy pocos ensayos

de presin pueden llevarse a cabo y conservar la capacidad de sello. No se deben efectuar ensayos

de presin de las rams de corte mas de lo necesario.

RAMS CIEGAS/DE CORTE (BLIND/SHEAR RAM)

Estas combinan las ventajas de las ciegas o de cierre de pozo abierto con las cortadoras. Tienen la

ventaja adicional de cortar la tubera para luego proceder a sellar la abertura del pozo. Otra


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condicin favorable de las rams ciegas/de corte es el espacio que se gana al utilizar un solo juego

en lugar de dos para realizar las tareas necesarias.

1.3.5 RAMS DE DIAMETRO VARIABLE (VBR)

Estas sellan sobre distintos dimetros de tubera o vstagos hexagonales. Tambin pueden servir

como ram primaria para un dimetro de tubera y de reserva o alternativo para otro dimetrodistinto. En aquellos pozos con columnas de dimetros combinados en los que el espacio resulta

muy importante, pueden utilizarse rams de dimetro variable. Adems, la colocacin de un juego de

rams de dimetro de variable en el preventor evita un viaje de ida y vuelta del conjunto submarino

de BOP. Esto se debe a que no es necesario cambiar las rams al utilizar columnas de tubera de

diferentes tamaos.

El empaque contiene inserciones reforzadas de acero similares a las del empaquetador del BOP

anular. Estas inserciones rotan hacia adentro al cerrar las rams, de esta manera, el acero provee el

soporte necesario para el caucho que sella la tubera. En los ensayos estndar de fatiga, las

empaquetaduras (gomas) de rams de dimetro variable se desempean en forma comparable a los

empaquetadores de ram de tubera. Las rams de dimetro variable son adecuadas para servicio en

H2S.

Mantenimiento Preventivo

Por lo general, la mayor parte de las rams de los preventores cierran normalmente con una presin

de 500psi, esta no debe modificarse arbitrariamente. No se debe probar el funcionamiento de las

rams de tubera sin haber colocado en los preventores la tubera de tamao correspondiente para

evitar daos.

Al cambiar las empaquetaduras de las rams, recordar que la mayora de los problemas surgen por

cierres y sellos de bonete o compuerta inadecuados. Es importante inspeccionar y reemplazar estos

sellos todas las veces que sea necesario, cada vez que se cambien las rams.

Tanto las barras de tubera como el tubing pueden moverse a travs de las rams accionadas. Paraellos la presin de cierre debe reducirse hasta los 200 o 300psi para disminuir el desgaste de la

superficie de la empaquetadura. Tomando en cuenta que la presin de accionamiento de las rams

de tubera es reforzada en varios grados por la accin de la presin del pozo y que las rams de

cierre tienen diferentes tamaos, entonces resulta necesario regular la presin de operacin de

acuerdo con las instrucciones del fabricante. Debe minimizarse el movimiento de la tubera a travs

de las rams de tubera, en particular los cambios bruscos de direccin de movimiento.

1.4 UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION

Al producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo mas rpido posible para evitar una

surgenca mayor. En general, los sistemas manuales son ms lentos que las unidades hidrulicas y

pueden permitir mayores volmenes de entrada de fluidos.Se han probado bombas de inyeccin, aire del equipo y bombas hidrulicas como unidades de

cierre, y todos han dado resultados poco satisfactorios. Los sistemas de acumuladores hidrulicos

son las primeras unidades de cierre en dar buenos resultados. La finalidad del acumulador es

proveer una forma rpida, confiable y practica de cerrar los BOP en caso de surgencia. Dada la

importancia del factor confiabilidad, los sistemas de cierre poseen bombas extra y volumen en

exceso de fluido, al igual que sistemas alternativos o de reserva.


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Hoy en da, el equipo estndar utiliza un fluido de control que puede consistir en un aceite hidrulico

o en una mezcla especial de productos qumicos y agua que se almacenan en botellones o cilindros

de acumulador a 3000 Psi. Una cantidad superficie de fluido se almacena bajo presin para que

todos los componentes del conjunto BOP puedan funcionar con presin y adems mantener

siempre una reserva de seguridad. A medida que disminuye la presin en los botellones del

acumulador, las bombas de aire o elctricas instaladas para recargar la unidad, arrancan en formaautomtica.

En condiciones ambientales muy fras, debe tenerse cuidado de que la temperatura del sistema

acumulador no llegue a bajo cero, ya que los elementos de caucho que se encuentran en su

interior, tales como las cmaras (bladder), puedan cristalizarse y reventar.

Debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema bsico del acumulador, por lo

menos cada treinta das (o cada pozo).

Requisitos de Volumen

El sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para

cumplir o superar los requerimientos mnimos de los sistemas de cierre. Existen varios mtodos

estndar para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energtica

suficiente para el sistema acumulador de manera de poder operar la columna y as tener ms

energa que la restante de la precarga de nitrgeno. Una rpida estimacin de un sistema tpico de

3000psi se realiza utilizando la mitad del volumen de los botellones del acumulador.

Fluidos de Carga del Acumulador

El fluido utilizado para el acumulador debe ser un lubricante anticorrosivo, antiespumoso y

resistente al fuego y a las condiciones climticas adversas. Adems, el ablandamiento o

resquebrajamiento de los elementos selladores de caucho. El aceite hidrulico posee estas

caractersticas.

Una mezcla de agua dulce y aceite soluble (con etileno glicolpar temperaturas bajas) tambinpuede dar buenos resultados. La mezcla de aceite soluble y agua parece tener algunas ventajas: es

menos costosa y no es contaminante; por ello, se prefiere esa mezcla antes que el aceite hidrulico.

En climas templados, puede acumularse en el sistema bacterias, algas y hongos; por tanto se

agregan productos qumicos para impedir el desarrollo de estos organismos de acuerdo con las

recomendaciones del fabricante. El uso de aceites inadecuados o de aguas corrosivas puede daar

el acumulador y los elementos de cierre del conjunto de BOP.

MANIFOLD DE AHOGO

El manifold de ahogo sirve para facilitar la circulacin desde el conjunto de BOP bajo una presin

controlada. Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los

estranguladores o reparar las vlvulas. ESTRANGULADORES

El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulacin de los fluidos. Al

restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresin o friccin extra en el

sistema, lo que provee un mtodo del control del caudal del flujo y de la presin de pozo.

Los estranguladores utilizados para el control de pozo (estranguladores de lodo) tienen un diseo

algo diferente de los de produccin de gas y petrleo. Por lo general, es estrangulador de


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produccin no resulta adecuado. Esto se debe a que no esta preparado para soportar el flujo del

fluido abrasivo que sale a la superficie durante una surgencia de pozo. Mientras que para algunos

controles de pozo se utilizan estranguladores ajustables convencionales (manuales) (vlvula aguja

manual), en la mayora de los controles de presin se utilizan estranguladores ajustables a control

remoto.

Estrangulador Fijo (Porta orificio)

Los estranguladores pueden ser positivos (fijos) o ajustables. Los estranguladores fijos

normalmente tienen alojamiento portaorificio en su interior para permitir la instalacin o cambio de

orificios calibrados.

Estrangulador Ajustable

Estos pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamao de pasaje.

Estrangulador Manual Ajustable. (Vlvula aguja) el tipo bsico de estrangulador es el manual

ajustable. Posee un vstago (aguja) y asiento cnicos. A medida que el vstago se acerca al

asiento, disminuye es espacio anular y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor

contrapresion en el pozo.

Estrangulador Ajustable a Control Remoto. (choke hidrulico). Los estranguladores ajustables a

control remoto tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y controlar la posicin

relativa de apertura del estrangulador desde la consola; son adecuados para servicio H2S. El

estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como vlvula. El mecanismo

de operacin es un conjunto de cilindros de doble accin que ponen en funcionamiento un pin y

cremallera que giran la placa superior del estrangulador. Los estranguladores son aptos para

operaciones de ahogo de pozo. Las limitaciones bsicas aplicables son que el estrangulador no es

de utilizacin frecuente, por lo que tiende a engranarse, perder el manmetro y tener los contadores

de bomba desconectados. Todos esos inconvenientes pueden solucionarse utilizando el

estrangulador y verificando la operacin del panel, al menos una vez por semana.

2. CONSIDERACIONES GENERALES

Las siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta cuando se est seleccionando un equipo

de control de pozo:

Los equipos sern seleccionados para resistir la mxima presin de superficie anticipada;

Las preventoras de reventn consistirn en un equipo controlado remotamente capaz de

cerrar el pozo con o sin la tubera en el hueco;

Soldado, rebordado, en las conexiones del eje son obligatorias en todos los sistemas de

presiones superiores a 13,800 kPa (2000 psi) como adaptador para las conexiones

enroscadas;

En algunas reas puede requerirse el equipo de control de pozo adecuado para el servicio

pesado; en tales casos en que la alta presin se presenta, los sistemas de BOP deben

consistir en materiales metlicos resistentes al agrietamiento por falla sulfito.

Las lneas dedicadas a matar no deben ser ms pequeas que 2 nominales y se ajustarn

con dos vlvulas y un NRV. Las lneas de choque no deben ser ms pequeas que 3 a

travs del taladro y ser conectado con dos vlvulas al BOP donde la vlvula exterior ser


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operada hidrulicamente. Cuando las lneas de matar y las de choke son empleadas, dichas

lneas no deben ser ms pequeas que 3 a lo largo del taladro y las vlvulas exteriores de

cada lnea deben ser operadas hidulicamente.

Durante las operaciones de perforacin y workover, los rams blind/shear deben ser

proporcionados en la BOP. La ram blind/shear debe siempre ser capaz de cortar la tubera

de perforacin/tubera de produccin en uso bajo las condiciones de sin-carga yseguidamente proporciona un sello apropiado:

Los sistemas de cierre de superficie de BOP deben ser capaces de cerrar cada preventora

ram dentro de 30 segundos; El tiempo de cierre no debe exceder los 30 segundos para los

preventores anulares ms pequeos que 508 mm (20) y 45 segundos para los preventores

anulares de 508 mm (20) y ms;

Los sistemas BOP's de cierre de superficie deben ser capaces de cerrar cada preventora

ram dentro de 45 segundos. El tiempo de cerrado no debe exceder 60 segundos para las

preventoras anulares;

Todas las operaciones centrales y remotas deben manejarse desde el tablero de control,

todo el tiempo, estando en posicin abierta o cerrada, y es libre de moverse en cualquier

posicin. La palanca de operacin de la shear ram no debe ser cerrada con llave;

Todas las lneas de operacin y conexiones extras que no son usadas en el sistema deben

ser bloqueadas apropiadamente con tapones ciegos como una unidad de operacin

hidrulica;

Todas las cuatro vlvulas o deben estar en una de las dos posiciones, completamente

abierta o completamente cerrada, como es requerido; ellas no deben estar bloqueadas a la

izquierda o en la posicin del centro.

3. CLASIFICACIONES GENERALES PARA LA SELECCIN DE EQUIPOS DE SUPERFICIE DE

PREVENCIN DE REVENTONESLos equipos de superficie de prevencin de reventn, son equipos usados en operaciones de tierra

y operaciones donde la cabeza del pozo est encima de un nivel de agua. Por esto, son los

requerimientos mnimos para cada presin de clasificacin trabajada.

CLASIFICACIN 13,800 kPa (2000 psi) WP

Donde el equipo de esta clasificacin es suficiente, las BOP consisten de:

1. Un preventor anular, o un preventor de tipo ram de doble operacin hidrulica (uno equipado con

el tamao correcto de la tubera ram, el otro con rams blind/shear).

2. Un drilling spool con dos salidas laterales de 77.8 mm (3 1/16).

La pila de BOP debe tener dos lneas la de matar y la de choke. Cada lnea debe tener dos

vlvulas, de las cuales una vlvula de cada lnea es operada hidrulicamente. Las dos lneas deben

conectarse a las lneas terminales y de choke del manifold (vea Apndice 31).

Cuando el propsito dual de las lneas terminales y las lneas de choke no es empleado, la pila de

BOP tendr una lnea terminal y una lnea de choke.


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Cuando la pila de BOP consiste en un preventor de tipo ram doble con el tamao apropiado de las

salidas laterales, las lneas terminales y de choke pueden conectarse a las salidas del preventor

ms bajo. En este caso el drilling spool puede omitirse.

Las BOP, completadas con un drilling spool, las vlvulas laterales de salida, y las lneas terminales

y de choke sern instaladas como lo muestra el Apndice 25, pgina 2.

3.2 CLASIFICACIN 20,700 kPa (3000psi) Y 34,500 kPa (5000psi) WP

Donde a los equipos de estas clasificaciones es suficiente, las BOP consistirn de lo siguiente:

1. Un Preventor anular.

2. Uno doble, o dos preventoras individuales de tipo ram operadas hidrulicamente; uno de los

cuales debe equiparse con el tamao correcto de la tubera ram (alguna fija o variable), el otro con

rams blind/shear.

3. Un drilling spool totalmente abierto con dos salidas laterales de 77.8 mm (3 1/16).

La BOP debe tener dos lneas para matar y de choke. Cada lnea debe tener dos vlvulas de las

cules una de cada lnea es operada hidrulicamente. Las dos lneas deben ser conectadas a laslneas terminales y de choke del manifold (vea Apndice 31).

Con tal de que el fondo de la preventora tipo ram est provisto con tamao apropiado de las salidas

laterales, las lneas para matar y de choke pueden ser conectadas para las salidas del fondo de la

preventora. En este caso el drilling spool puede ser omitido. Las BOP, completadas con drilling

spool, vlvulas de salida laterales y lneas para matar y de choke se instalarn como se muestra en

el Apndice 26, o Apndice 27.

3.3 CLASIFICACIN 69,000 kPa (10,000 psi)WP

Donde se requiere el equipo de esta clasificacin, el BOP consistir en lo siguiente:

1. Un preventor anular con una presin del funcionamiento de 69,000 kPa (10,000 psi). Unpreventor anular de 34,500 kPa (5000 psi) WP en una BOP de 69,000 kPa (10,000 psi) WP son

aceptables en su existencia.

2. Tres individuales, o una doble y una individual, preventoras tipo ram operadas hidulicamente;

uno de las cuales debe equiparse con ram blind/sheary las otras dos rams de tubera del tamaoadecuado. Los rams de dimetros Variables (VBRs) pueden usarse en lugar de las tuberas ram

fijas, pero por lo menos una preventora tipo ram se equipar con ram fija.

3. Un drilling spool con dos salidas laterales de 77.8mm(3 1/16).

Con tal que en el medio y en la parte inferior de la preventor tipo ram est equipado con salidas de

tamao apropiado, las lneas terminales y de choke pueden conectarse a estas salidas y omitir el

drilling spool. La BOP completada con drilling spool, vlvulas de salida laterales, y lneas para matar

y de choke sern instaladas como lo muestra el Apndice 28.

La BOP debe tener lneas para matar y de choke de doble propsito. Cada une debe tener dos

vlvulas de las cuales una vlvula de cada lnea es operada hidrulicamente. Ambas lneas deben

conectarse a las lneas terminales y de choke del manifold Vea apndice 31).

Cuando el propsito dual de las lneas terminales y de choke no son empleadas, la BOP debe tener

2 lneas terminales y dos lneas de choke de entrada. Cada entrada debe tener dos vlvulas del


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taladro llenas de las cuales una vlvula de cada lnea de choke debe ser operada hidrulicamente.

Las lneas terminales y de choke bajas, se conectaran a la BOP debajo de la preventora del fondo y

actuar en lugar de las lneas terminales y las de choke. Las lneas pueden conectarse a las salidas

de la preventora del fondo, con tal de que la preventora est provista con salidas del tamao

apropiado. Cuando las lneas terminales y de choke no pueden conectarse a las salidas de la

preventora del fondo, ellos son conectados a las salidas del drilling spool el cual es instalado debajode la preventora del fondo.

3.4 CLASIFICACIN 103,500 kPa (15,000 psi) WP

Donde se requiere el equipo de esta clasificacin, la pila de BOP consistir en lo siguiente:

1. Una preventora anular con una presin del funcionamiento de 103,500 kPa (15,000 psi) o una

unidad de 69,000 kPa (10,000 psi)WP, preferiblemente con un conjunto estimado para 103,500 kPa

(15,000 psi).

Una pila de cuatro rams es preferible. Sin embargo, los requisitos mnimos son tres individuales, o

uno doble y uno individual, preventoras tipo ram operadas hidraulicamente, uno de los cuales debe

estar equipada con una ram blind/shear y las otras dos con los tamaos correctos de tubera ram.

Los rams de dimetros variables (VBRs) pueden usarse en lugar de los rams de tubera fija, pero

como mnimo una preventora tipo ram de tubera fija.

3. Un drilling spool abierta totalmente con dos salidas laterales de 77.8 mm (3 1/16).

Con tal que la preventora tipo ram del medio este equipada con salidas laterales de tamao

apropiado, las lneas terminales y de choke pueden conectarse a estas salidas y omitir el drilling

spool. La configuracin de la BOP 15 K de la ram de tres-cavidades es igual a la de 10K la cual se

muestra en el apndice 28. La configuracin de las BOP ram de cuatro cavidades se presenta en el

apndice 29.

La pila de BOP debe tener lneas terminales y de choke de propsito dual. Cada lnea debe tener

dos vlvulas de taladro llenas de las cuales una vlvula es operada hidrulicamente. Ambas lneasdeben conectarse a las lneas para matar y de choke del manifold. (vea Apndice 31).

Cuando el propsito dual de las lneas terminales y de choke no son empleadas, la BOP debe tener

2 lneas terminales y dos lneas de choke de entrada. Cada entrada debe tener dos vlvulas del

taladro llenas de las cuales una vlvula de cada lnea de choke debe ser operada hidrulicamente.

Las lneas para matar y de choke bajas, se conectaran a la BOP debajo de la preventora del fondo y

actuar en lugar de las lneas para matar y las de choke. Las lneas pueden conectarse a las

salidas de la preventora del fondo, con tal de que la preventora est provista con salidas del tamao

apropiado. Cuando las lneas terminales y de choke no pueden conectarse a las salidas de la

preventora del fondo, ellos son conectados a las salidas del drilling spool el cual es instalado debajo

de la preventora del fondo.

INSTALACION DEL CONJUNTO DE BOP

Existen algunasreglas generales de instalacin destinada a mejorar la operacin y verificacin delconjunto. Al instalar el sistema, se debe verificar cada preventor para asegurar que la inscripcin

que aparece en la pieza forjada se encuentre cabeza arriba. Las aberturas de circulacin de las

rams, si hubiera deben ubicarse en la parte inferior de la ram. Se debe tener precaucin en el modo

de levantar la unidad. Una oscilacin inadecuada del sistema podra lastimar a alguien, daar el

equipo y dificultar su correcto apoyo o alineacin.


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Se deben limpiar las ranuras de alojamiento de los aros y/o superficies de empalme con trapos

limpios, agua y jabn. Los cepillos y raspadores de alambre pueden rayar las superficies de

empalme y alojamientos de aros, afectando la prueba del conjunto. Deben identificarse los orificios

hidrulicos de abertura y cierre y mantenerse limpios. Basura y suciedad en el sistema hidrulico

pueden causar la falla en el sistema.

BRIDAS Y AROS

Los puntos de conexin son siempre el punto dbil en sistemas de tuberas o vlvulas, el BOP no

es la excepcin. Las bridas y aros de sello reciben un trato indebido durante el proceso de armado

del equipo que puede dar lugar a fallas en pruebas de presin posteriores. Probablemente las fallas

principales sean raspones en los anillos, alojamientos y superficies de empalme producidos durante

el armado y limpieza en el proceso de instalacin. Se debe evitar que la dotacin utilice cepillos de

alambre o raspadores sobre las superficies de unin y ranuras de alojamientos de aros. Las malas

aislaciones afectan la prueba de presin y provocan el desarme del conjunto, y podrn causar as

mismo cortes por lavadura en las conexiones.

Con frecuencia la dotacin no tiene en cuenta la importancia de mantener ajustadas las tuercas en

las bridas, pero nada reemplaza el reajustado. La conexin grampa API no es tan resistente comola conexin brida API equivalente, ni tiene la misma capacidad de tensin, arqueo o carga

combinada. Sin embargo, existen diseos de conexiones de tipo de grampa o engrampe que

pueden ser iguales o superiores a la conexin de bridas API en carga combinada.

Los esprragos de bridas en las cabezas de pozo son especialmente crticos en los conjuntos de

BOP en plataformas (jackup) de aguas profundas. Esto se debe a que el movimiento de la extensa

tubera conductora hasta el fondo del mar tiene restringido el extremo superior por el empalme del

conjunto de BOP al equipo.

En cualquier equipo, el conjunto de BOP esta amarrado a la base del equipo, pueden actuar fuerzas

tremendas contra la brida de cabeza de pozo donde se concentra toda la curvatura. Se debe

amarrar tambin el casing conductor contra el equipo siempre que sea posible.

CENTRADO DEL CONJUNTO DE BOP

Centrar el BOP no es tarea sencilla. El movimiento, asentamiento o inclinacin del equipo pueden

descentrar al BOP. El efecto no repercute de inmediato porque las rams y la preventora anular

cierran y pueden ensayarse. Sin embargo, el dao a largo plazo puede ser severo. Puede derivar

en un desgaste excntrico del conjunto, ram y caras del empaque anular. Puede ocurrir tambin un

desgaste del casing y la cabeza de pozo. Un dao menor puede no afectar la aislacion durante una

prueba, pero siempre existe la posibilidad de daos mayores y de que la vlvula no cierre durante

una surgencia. Adems, la reparacin del conjunto implica un trabajo prolongado y costoso. En

general, el empleo de anillos o bujes de desgaste minimiza el dao interno.

CONEXIONES DE ESTRANGULADOR Y LNEAS DE AHOGO

Las conexiones de alta presin dentro del conjunto de BOP son un punto dbil que debe verificarse

y volver a revisarse. Los problemas ms comunes incluyen el uso de niples demasiado livianos,

aros de sellos sucios, superficies de empalme daadas, tuercas flojas, y niples o tuberas largas mal

soportadas.

Otro inconveniente es el uso de mangueras de baja presin cuando no hay suficiente lugar

disponible para caeras de acero. Esta situacin es doblemente perjudicial, por cuanto el exceso


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de curvas en la tubera o el uso de curvas en situaciones de alta presin no es una practica

recomendable. Esto resulta especialmente riesgoso cuando la lnea involucrada es la del

estrangulador.

LINEA DE LLENADO

Debe incluirse una lnea de llenado sobre la vlvula superior del conjunto de BOP, el objetivo deesta lnea, como su nombre lo indica, ser llenar el pozo durante las carreras y perodos de

circulacin. Si bien el mantenimiento de esta lnea es ligero, si se deja fluido en ella, puede

producirse un tapn o daarse las lneas por efecto de fluidos corrosivos.

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