manual de herramientas-perforación

Saipem – Centro de formación E. Gandolfi

MANUAL DE HERRAMIENTAS

I N D I C E

1. ANULAR BOP 5 GENERALIDADES 7 1.1 COMPONENTES 7 Cuerpo 8 Cabeza 8 Pistón 9 Cámara de cierre y apertura 9 Unidad de empaque 9 Sellos 11 1.2 PRINCIPIOS OPERACIONALES 12 Cierre 12 Apertura 12 1.3 INSPECCION, TESTEO Y

MANTENIMIENTO 13 Inspección visual 13 Testeo presurizado del circuito hidráulico 13 Mantenimiento 15 Almacenaje de las unidades de empaque 15 1.4 HYDRIL BOP 16 Tipos y models 16 Desgaste de la unidad de empaque 17 Reemplazo de la Unidad de Empaque 17 Modelo GL 18 Modelo GK 20 Modelo MSP 2000 psi 21 Modelo MSP 29 1/2" 500 psi 22 1.5 BOP NL SHAFFER 23 Características operacionales 23 Unidad de empaque 24 Reemplazo de la unidad de empaque 24 Presión de cierre 25 Mantenimiento 25 1.6 CAMARA TIPO “D” 26 Características operacionales 26 Partes 26 Operaciones 27 Presión de cierre 28 Reemplazo de la unidad de empaque 28 1.7 STRIPPING 29 Generalidades 29 Consejos operacionales 29

2. BOP RAM 31

GENERALIDADES 33

2.1 COMPONENTES Y OPERACIONES 34 Componentes 34 Operaciones 35 Presión de trabajo de cierre/apertura 35 Unidad de empaque 36 Sellado secundario 36 Estímulo del sellado secundario 37 2.2 TIPOLOGIA DE RAMS 38 Componentes 38 Pipe rams 39 Pipe rams fijos 39 Rams de cuerpo variable 39 Blind rams 40 Shear rams 40 Corte de tubería 41 Drill string hang-off en rams 41 Reemplazo de rams 42 2.3 INSPECCION, TESTEO Y

MANTENIMIENTO 43 Inspección visual 43 Test de operación 43 Cambio de partes 44

2.4 TIPOLOGIA DE RAMS BOP 44

2.5 TIPO CAMERON “U” 45 Características principales 45 Presión de trabajo 46 Rams 47 Pipe rams 47 Variable bore-rams 47 Shear rams 47 Sistemas de seguro de cierre de rams 48 Mantenimiento 49 Reemplazo de shear rams 49 Reemplazo de pipe rams 49 2.6 SHAFFER 51 Modelo Shaffer LWS: 51 rams 52 sistemas aseguradores de ram 53 Modelo Shaffer SL 54 características 54 presión de trabajo 54 rams 54 sistemas aseguradores de ram 55 mantenimiento 55 2.7 HYDRIL 56 Generalidades 56 Rams 57 Sistema asegurador de ram 57 Mantenimiento 57

3. EQUIPO AUXILIAR 59 GENERALIDADES 61 3.1 UPPER KELLY COCK 61 Partes 62 Operaciones 62 Mantenimiento 63 3.2 LOWER KELLY COCK 64 Hydril kelly cock 65 Hydril kellyguard 65 Mantenimiento 66 3.3 VALVULAS DE SEGURIDAD PARA DRILL PIPES 66 Mantenimiento 66 3.4 INSIDE BOP 67 Válvula flotadora GRAY 69 Válvula de caída 69 Operaciones 70 3.5 DESGASIFICADOR 70 Generalidades 70 Partes 73 Operaciones 74 Arranque 75 Mantenimiento 75 3.6 INSTRUMENTOS 76 Generalidades 76 Trip tank/Possum belly 76 Indicadores de nivel 76 Flow meter 78 Detector de densidad de lodo 78 Detector de gas 79 Contador de strokes de la bomba 79

4. CIRCUITO DE ALTA PRESION 81 GENERALIDADES 83 4.1 KILL LINES 84 Generalidades 84 Instalación y uso (API RP 53) 84 4.2 CHOKE LINES 85 Instalación 85 4.3 CHOKE MANIFOLD 86 Generalidades 86 Instalación y uso (API RP 53) 88 4.4 FLARE LINES 89 4.5 VALVULAS DE ALTA PRSION 89 Generalidades 89 Valvulas de alta presión tipo CAMERON “F”: 90 generalidades 90 componentes 91 mantenimiento 92 reemplazo del empaque del vástago 93 reemplazo de la compuerta y de los platos selladores 94 Valvulas CAMERON de alta presión tipo "F" con control hidráulico 95 4.6 ADJUSTABLE CHOKES 96 Choke CAMERON (Choke de perforación): 97 partes 97 sello positivo 99 mantenimiento 100 Cameron control panel 101 4.7 EMPAQUES DE BRIDA Y ANILLO 105 Brida 105 Empaques de anillo 107 Mantenimiento 109

5. BOP STACK 111 5.1 CONFIGURACIONES DEL BOP STACK 113 Consideraciones 124 5.2 BOP TEST 125 Test de funcionabilidad 125 5.3 TEST DE LA PRESION HIDRAULICA 126 Presión mínima 127 Presurización 128 Antes de empezar el test 129 Durante el test 130 Procedimiento del test 132 Test 200-300 psi 133 Test de presión 133 Al final del test 134 Equipo de testeo de la presión hidráulica 135 plug tester 135 cup tester 135 Máxima presión de prueba 137

6. ACUMULADOR 139 GENERALIDADES 141 6.1 DIMENSIONES 142 Factor de capacidad 145 6.2 CARACTERISTICAS Y REQUISITOS 146 Tiempo de respuesta 146 Reglamento API RP 16 E 146 Botellas del acumulador 146 Válvulas y manómetros de presión 146 Bombas del acumulador 147 Conexiones de válvulas y otras partes 148 Válvulas de cierre 148 Tanque de control de fluido 149 Líneas de trabajo 149 Paneles de control remoto 149 6.3 TEST 150 Test de presión de precarga 150 Test del tiempo de cierre 151 Test de capacidad de la bomba 151 6.4 ACUMULADOR KOOMEY 152 Tanque de fluido 152 Botellas acumuladoras 153 Unidad bomba de aire 154 Unidad bomba eléctrica 154 Manifold 155 Válvula de chequeo de "4 vías" 156 Transmisores de presión 157 Sistema de alarma 157 Lista de componentes 158 Configuración Operacional de SAIPEM 161 Modificaciones SAIPEM 162 Panel de control remoto: 163 Esquema de conexión 163 Panel del piso del equipo 164 Paneles de control auxiliar 164 6.5 FALLAS Y MAL FUNCIONAMIENTO 166 6.6 MANTENIMIENTO 169 Botellas del acumulador 169 Filtros y coladores 170 Bombas 170 Válvulas hidráulicas de 4 vías 170 Actuadores neumáticos 171 Equipo para el tratamiento de aire 171 Tanque de fluido 171 Cajas de conexiones eléctricas 171 Partes marcadas 172


1. ANULAR BOP

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Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ GENERALIDADES Se usa un la parte superior del stack y puede cerrarse alrededor de cualquier diámetro de tubo. En caso de emergencia puede llevar a cabo un cierre total del pozo. Generalmente el el primer BOP que hay que cerrar cuando ocurre un kick. Se usa en operación de stripping porque el el único tipo de BOP que puede mantener el sellado durante el paso de las tool joints. Tiempo de cierre (regulaciones API RP 53): - para 20" de diámetro o más grande: menos de 45 segundos - para diámetros menores de 20": menos de 30 segundos 1.1 COMPONENTES Los BOP anulares cuentan con un pistón de cierre del aparato que es operado hidráulicamente mediante la aplicación de presión en las cámaras para el cierre y la apertura. Los principales componentes del BOP son: • cuerpo • cabeza • pistón • cámara de cierre y apertura • unidad de empaque • sellos

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EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________

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Cuerpo El cuerpo ha sido diseñado para soportar altas presiones y está hecho de acero forjado. Es sometido a tests acústicos para chequear la homogeneidad del acero y luego a test hidráulicos. Dentro del cuerpo están las cámaras de apertura y cierre y los orificios roscados tipo API para la conexión de las línea de apertura (top) y las línea de cierre (bottom). Cabeza La cabeza da acceso a la unidad de empaque del BOP durante la inspección y operación de mantenimiento. Los BOP anulares pueden contar con tres diferentes tipos de cabeza, dependiendo del procedimiento de remoción: 1. SCREWED HEAD Se conecta al cuerpo a través de una sección de hilos cuadrados y se sella con un empaque. Una desventaja posible es que la operación de desenroscado puede resultar difícil. 2. LATCHED HEAD Se conecta al cuerpo a través de un conjunto de cerrojos que son controlados por apropiados tornillos de cierre. Se usa generalmente en caso de grandes diámetros y valores de alta presión. 3. BOLTED HEAD Se conecta al cuerpo a través de un conjunto de tornillos de cierre. Se usa generalmente con valores de presión inferiores a 5.000 psi.

Nota: Algunos modelos cuentan con un plato de desgaste en la parte superior interna de la cabeza, entre la

unidad de empaque y la cabeza misma, para evitar el desgaste posterior. Los platos se desgastan por la fricción de las partes de hierro de la unidad de empaque y así protegen el cuerpo del BOP. Además, los platos instalados permiten evitar el tratamiento duro en la superficie de la cabeza, lo cual volvería inapropiado su uso ante H2S (máxima dureza < Rockwell C26).

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Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ Pistón Gracias a su inclinación el pistón vuelve el movimiento vertical en movimiento radial. Durante las operaciones de cierre su movimiento ascendente determina el ciere del packer alrededor del tubo. El sellado hidráhulico entre el pistón y el cuerpo es asegurado por apropiados sellos.

Cámara de apertura y cierre Los BOP anulares tienen dos cámaras donde circula el fluido que trabaja, éste controla el movimiento del pistón y por lo tanto la apertura y el cierre del BOP. Algunos modelos tienen una tercera cámara para reducir el efecto de la presión del pozo en el pistón del BOP. Unidad de empaque La unidad de empaque constituye el componente que actúa el sellado y es una estructura de caucho con reforzamiento de acero (segmentos). La parte de caucho es deformable para llevar a cabo el sellado, mientras los segmentos de acero aseguran solidez previniendo así la extrusión de los cauchos y reduciendo la fricción con la cabeza del BOP. Este es el componente más crítico del BOP y tiene que ser chequeado periódicamente. Deben adoptarse procedimientos adecuados para limitar el desgaste.



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Las unidades de empaque son diferentes dependiendo de:

• tipo de caucho (derecho) • tipo de BOP donde deben instalarse • diámetro nominal del BOP • presión de trabajo del BOP

Los componentes de caucho están marcados e identificados con zonas coloradas y códigos impresos durante su fabricación. Los códigos de identificación de acuerdo con el reglamento API RP 53 constan de dos partes:

1. Dureza 2. Código componente del fabricante

Nota: El caucho de neoprene mantiene mejor elasticidad que el de nitrile a bajas temperaturas, pero

sometido a altas temperaturas tiene una peor deterioración. Todas las unidades de empaque son diseñadas para trabajar con H2S. La exposición a hidrosulfite puede afectar seriamente la elasticidad del caucho. También la temperatura afecta substancialmente las propiedades del caucho: a mayor exposición a altas temperaturas, menor durabilidad del caucho.

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Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________

Sellos Generalmente hay 6 sellos ubicados entre: • la cámara de apertura y la cabeza • la cámara de apertura y la

cámara de cierre • la cámara de cierre y el pozo

Son energizados directamente por la presión de cierre y pueden ser de dos tipos: • sellos "U" que se usan para BOPs de

mediana y baja presión • sellos Doble "U" que se usan para BOPs de

alta presión



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1.2 PRINCIPIOS OPERACIONALES Cierre

Cuando el BOP empieza a cerrar, el fluido de trabajo entra en la cámara de cierre y empuja el pistón hacia arriba. En consecuencia la unidad de empaque aprieta más y más alrededor del centro del BOP, sellándolo.

Apertura

Durante la apertura, el fluido de trabajo entra en la cámara de apertura y empuja el pistón hacia abajo (la cámara de cierre debe estar descargada). La unidad de empaque regresa a su posición original abriendo el BOP.

Presión de cierre Los BOP anulares se caracterizan por: • presión de apertura/cierre • máxima Presión de Trabajo (WP) Un adecuado valor de presión de apertura y cierre dentro de las cámaras le permite al pistón moverse y variar de acuerdo a la tipología del BOP. En la mayoría de los casos oscila entre 700 y 1500 psi (50 - 105 kg/cm2). La máxima presión de trabajo es la presión máxima del pozo que el BOP puede soportar y controlar en condiciones de trabajo. Respecto a la presión de cierre, las siguientes afirmaciones son generalmente válidas: - a mayor diámetro de la tubería, menor presión inicial de cierre; - en caso de cierre de un pozo vacío, el BOP se cerrará con la presión máxima permitida

(1500 psi para todos los tipos excepto el Cameron D que, en caso de emergencia, puede ser cerrado a 3000 psi.)

El cierre de los BOP anulares puede ser: - presión del pozo asistida

Gracias a la estructura y la forma del pistón, la presión del pozo ejercida en las paredes del pistón produce una fuerza que se suma a la presión de cierre. Por lo tanto la presión de cierre debe ser reducida cuando el BOP se mantiene cerrado, para limitar el desgate del caucho (siguiendo las instrucciones del fabricante). Por esta razón la presión de cierre puede ser mantenida al mínimo valor generalmente estimado para esta situación particular del pozo.

- presión en el pozo no asistida

La presión del pozo no altera la presión de cierre del BOP que mantiene, por lo tanto, su valor de referencia durante las operaciones de cierre preventivas. Nota: 1 - Algunas veces la estructura del pistón determina una fuerza que se opone al cierre requiriendo un

aumento de la presión de cierre del BOP 2 - En caso de operaciones de stripping se prefieren cierres no asistidos de los BOP.

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Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ 1.3 INSPECCION, TESTEO Y MANTENIMIENTO Una inspección visual periódica y el testeo presurizado del circuito hidráhulico son necesarios para asegurar el buen funcionamiento del BOP. Inspección visual

1. Chequear las conexiones superiores e inferiores para detectar desgastes, corrosión o daños, especialmente en el anillo de las junturas del asiento y en los orificios roscados para los pernos.

2. Chequear el cuerpo para detectar daños y/o desgaste. 3. Inspeccionar el cuarpo vertical del preventor para detectar cualquier daño debido al

paso de tool joint o drilling tools. 4. Chequear cualquier daño en el interior del canasto y limpiar las ventanas del canasto de

cualquier depósito que pueda estorbar el movimiento del pistón. 5. Inspeccionar la unidad de empaque para chequear sus condiciones (desgaste, fracturas,

dureza,...) 6. Chequear daños y desgaste del pistón, especialmente cualquier corte vertical o

corrosiones en las superficies interna y externa y en la superficie donde va metida la bowl-shaped.

7. Chequear el desgaste en el interior de la cabeza. Testeo presurizado del circuito hidráulico El test ayuda a comprobar que los empaques del BOP sellen. Después de haber conectado la línea de cierre del BOP e instalado la herramienta para el test preventivo en el asiento, proceda a los siguientes pasos. Testeo de empaque 2 y 3 - Cerrar el BOP (con presión cerrada) y chequear la presión de cierre:

. la presión se mantiene sellada: los empaques

sellan . la presión no se mantiene sellada y ningún

líquido está saliendo del orificio de la cámara de apertura: el empaque 2 no sella

. la presión no mantiene el sellado y un poco de líquido sale del orificio de la cámara de apertura: el empaque 3 no sella, el empaque 2 puede que selle como puede que no.

Si el empaque 3 está liqueando, cerrar la línea de apertura y chequear el sellado del empaque 2: - descargar la presión de cierre; - instalar un tapón en la línea de apertura (o

cerrar la válvula en la línea); - cerrar el BOP y chequear la presión de cierre:

. la presión es constante: el empaque 2 está sellando

. la presión disminuye: el empaque 2 no está sellando



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Testeo empaque 1 - descargar la presión de cierre - abrir la línea de apertura - aplicar una presión de cierre de 1500 psi - presurizar el pozo a 1500 psi - reducir la presión de cierre a 1000 psi - cerrar la válvula en la línea de cierre y

desconectar la línea - instalar un indicador de presión en la línea de

cierre y abrir la válvula: . si el indicador señala un valor de presión de

1000 psi, el empaque 1 está sellando . si el indicador señala un valor de presión

mayor de 1000 psi, el empaque 1 no está sellando

Testeo empaques 4 y 5 - descargar la presión del pozo - descargar la presión de cierre - aplicar presión de apertura y chequearla:

. la presión se mantiene sellada: los empaques sellan

. la presión no se mantiene sellada y ningún líquido está saliendo del orificio de la cámara de cierre: el empaque 5 no sella

. la presión no mantiene el sellado y un poco de líquido sale del orificio de la cámara de apertura: el empaque 4 no sella, el empaque 5 puede que selle como puede que no y tiene que ser chequeado.

Para testear el empaque 5: - descargar la presión de apertura - bloquear la línea de cierre con un tapón (o cerrar la válvula en la línea, si hay alguna) - aplicar una presión de apertura de 1500 psi:

. la presión mantiene el sellado: el empaque 5 no está liqueando

. la presión disminuye: el empaque 5 está liqueando Atención: El test no chequea el sellado del empaque 6 entre el pistón y la cabeza. Después de haber llevado a cabo los tests: - descargar la presión de apertura - abrir la línea de cierre - reemplazar los empaques que estaban liqueando Si se ha instalado una válvula en la línea de cierre, asegurarse que esté abierta al final del testeo.

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Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ Mantenimiento Para mantener el BOP en buenas condiciones de trabajo, tienen que llevarse a cabo adecuados procedimientos de mantenimiento y reemplazar las unidades de empaque siempre que se detecte cualquier daño o desgaste, ya sea en las inspecciones que en los tests. El desgaste de la unidad de empaque es principalmente causado por: exposición al sol, alta temperatura. ozono y aceite. Por lo tanto, es necesario un adecuado almacenaje para asegurar la duración de tales elementos, para reducir su deterioro. En caso de larga permanencia en el almacén debe usarse un contenedor hermético apropiado. La duración de la unidad de empaque y del BOP puede mejorar sustancialmente si se adoptan las precauciones operacionales y el reglamento de almacenamiento indicados en las siguientes páginas. Precauciones operacionales 1. Limitar el número de cierres. 2. Evitar cierres con el pozo vacío.1 3. Aplicar la presión de cierre indicada. 4. Reducir la presión de cierre en los modelos de presión del pozo asistida.2 5. Usar el tipo de caucho recomendado según el lodo que se está usando y en base a las

condiciones ambientales. 6. Usar la regulación de la válvula de presión correctamente durante el stripping. 7. Almacenar partes de caucho apropiadamente (véase almacenaje en la siguiente

página). 8. Lavar y lubricar el BOP si debe ser removido por largos periodos. 9. Usar tapas para proteger las bridas. 10. Evitar mover el drill string con el BOP cerrado. 11. Cuando el BOP esté abierto, asegurarse de que el travelling block y el BOP estén

centrados para evitar desgastar la unidad de empaque. Almacenaje de las unidades de empaque 1. Usar siempre primero las partes más viejas. 2. Mantener las partes de caucho en el lugar más oscuro posible.3 3. Mantener las partes de caucho frías y lo más lejos posible de fuentes de calor. 4. Almacenar lejos de equipos eléctricos de alta tensión (motores eléctricos, paneles, ...). 5. Almacenar las partes de caucho de tal manera que no estén sometidas a ningún tipo de

tensión (presiones, dobleces, ...). 6. Mantener la zona de almacenaje seca y limpia de aceite, grasa, líquido, ... 7. Usar contenedores herméticos en caso de almacenamiento prolongado. 8. Antes de utilizar las partes almacenadas comprobar que no haya fracturas o roces y

que no haya endurecimientos en la superficie. Nota 1: Cierres con el pozo vacío (sin ningún tubo en el pozo) tienen que ser llevados a cabo sólo en caso de

emergencia, ya que implican gran tensión en la unidad de empaque. Nota 2: Cuando se requiere una reducción de la presión de cierre, observar las indicaciones del fabricante. Nota 3: No almacene partes de caucho afuera o expuestas al sol;

almacene lejos de ventanar o fuentes de luz para evitar exposiciones; - reduzca al mínimo el uso de luz artificial.



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1.4 HYDRIL BOP Tipos y modelos Disponibles diferentes modelos con diferentes características operacionales y aplicaciones. Los modelos que SAIPEM usa con mayor frecuencia son:

GK,GL, MSP Los diferentes modelos están disponibles con cabeza enroscada y cabeza de encastre: - cabeza enroscada: modelos GK y MSP - cabeza de encastre: modelo GL; modelos de 11" x 5.000 psi WP; disponible también para

modelos GK y MSP.

Nota: 1 - El anillo de las junturas de los asientos son acabados con acero inoxidable para asegurrar el sellado y la resistencia al H2S

2 - Para sus BOP anulares Hydril aconseja la revisión y el desmontaje cada 3 años

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Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ Desgaste de la unidad de empaque Debido a la forma de la unidad de empaque, el desgaste frontal de un caucho se compensa con la sección posterior que es empujada hacia adelante por el pistón (véase la animación). El nivel de desgaste del caucho está estrictamente relacionado con el golpe del pistón que permite el sellado del BOP. En los preventores Hydril el grado de desgaste de la unidad de empaque puede ser chequeado a través de un orificio especial que permite medir el golpe del pistón (y por lo tanto el grado de tensión del caucho). El testeo se lleva a cabo con el BOP en posición cerrada, insertando una varilla en el orificio, leyendo la duración del golpe y comparándola con el golpe máximo permitido, es decir el "golpe completo del pistón" indicado en las especificaciones técnicas de cada modelo:

- golpe menor del golpe completo del pistón: el empaque está en buenas condiciones - golpe igual al golpe completo del pistón: el empaque está un poco desgastado - golpe mayor del golpe completo del pistón: el empaque ha sobrepasado la medida

permisible El caucho tiene que ser reemplazado cuando el sellado no es completo y cuando el golpe del pistón es mayor que el golpe completo del pistón. Reemplazo de la Unidad de Empaque

Latched head 1. Retractar las mandíbulas desenroscando

cuatro vueltas. Esto libera las mandíbulas de la cabeza

2. Quitar los pernos del montaje insertados en el tope de la cabeza

3. Levantar y retirar la cabeza del BOP 4. Levantar y retirar la unidad de empaque 5. Lubricar el bowl del pistón 6. Instalar la nueva unidad de empaque 7. Volver a instalar la cabeza 8. Instalar los pernos del montaje en el tope

de la cabeza 9. Apretar las quijadas dándoles cuatro

vueltas a los tornillos para bloquear las mandíbulas en la cabeza

Nota: Si durante las operaciones de montaje de la

cabeza hubiera una incongruencia entre la cabeza del BOP y el cuerpo, usar los pernos insertados para centrar completamente la cabeza en su lugar.

Screwed head 1. Quitar el seguro desenroscante 2. Desenroscar y sacar la cabeza del BOP,

manteniendo una suave tensión para no hacerla pesar sobre el hilo

3. Sacar la unidad de empaque 4. Lubricar el bowl del pistón 5. Instalar una nueva unidad de empaque 6. Limpiar y lubricar la cabeza y los hilos del

cuerpo 7. Volver a instalar y apretar la cabeza para

alinear el orificio con el seguro roscante 8. Apretar el seguro roscante Nota: Si el desenroscado de la cabeza es dificultoso

aplicar un alto nivel de torque aplicando y liberando presión a la cámara de apertura, alternativamente. Presurizar mientras se abre causa una vibración de la cabeza, descargando así fricción entre el jilo del cuerpo y el hilo de la cabeza. No intente aflojar la cabeza aplicando calor.

Reemplazo de emergencia



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En condiciones de emergencia el caucho puede ser reemplazado con la tubería en el pozo. En tal caso obsérvese el siguiente procedimiento:

1. quitar la unidad de empaque usada 2. usar un cuchillo afilado para cortar la nueva unidad de empaque entre los dos

segmentos de acero 3. insertar la nueva unidad de empaque alrededor de la tubería

Modelo GL Características operacionales • Ha sido diseñado sea para

operaciones submarinas que terrestres; sus características lo hacen particularmente adecuado para operaciones submarinas y perforaciones de pozos profundos que requieren drill strings de diferentes diámetros.

• Está disponible sólo con latched head, equipado con platos desgastadores.

• Hay tres cámaras diferentes: cámara de apertura, cámara de cierre y cámara secundaria.

• La cámara de apertura tiene un plato protector (cabeza de la cámara de apertura) que previene la contaminación del sistema hidráulico mientras se reemplaza la unidad de empaque.

• El sellado entre el anillo y el cuerpo es asegurado por una sección cuadrada del gasket.

• El sellado entre el anillo y el pistón es asegurado por un sello "U" para el WP de 13" 5/8x5000 psi, por un sello doble "U" para diámetros más grandes.

• El cierre no tiene una presión asistida del pozo gracias a la tercera cámara que reduce la superficie del pistón que está sometido a la presión del pozo.

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Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ Presión de cierre La presión máxima de cierre es de 1500 psi (105 kg/cm2) que corresponde a la presión recomendada para cierre con tubería fuera del pozo (C.S.O. Complete Shut Off). La presión de cierre puede ser incrementada como función de la presión del pozo, como se indica en la tabla de la derecha.

Nota: El valor de la presión dado en la

tabla se refiere a cámaras hook-up estándard (véase página siguiente).

Diagramas de conexión (e instalaciones) 1 - Superficie estándard hook-up:

cámara secundaria-cámara de apertura Cuando el BOP está cerrado algo de fluido de control entra en la cámara secundaria causando una menor pérdida de presión y por lo tanto un esfuerzo de cierre menor. Este tipo de hook-up requiere el mínimo fluido de control para cerrar y así se obtiene el tiempo de cierre más rápido.

2 - Superficie opcional hook-up:

cámara secundaria-cámara de cierre Este tipo de hook-up reduce la presión de cierre (véase página siguiente) respecto a los valores del hook-up estándard, porque el empuje de superficie es mayor. Requiere más fluido para cerrar.



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En esta tabla, Γ representa el factor que, multiplicado por la presión de cierre, da el valor de la nueva presión que hay que adoptar para cerrar con este tipo de hook-up. Γ es el radio del área de la cámara de cierre, para la suma del área de la cámara de ciere más el área de la cámara secundaria.

Nota: No hay que excluir nunca la cámara secundaria poniendo un tapón porque, según el tipo de hook-up,

se determina una compresión de la cámara secundaria, impidiendo las operaciones de apertura del BOP, o una depresión, impidiendo las operaciones de cierre.

Modelo GK Características operacionales • Entre los Bops anulares Hydril, el

modelo GK es el más común. • Se usa principalmente en equipos

terrestres pero se puede utilizar también con stacks submarinos.

• Dos modelos son disponibles: con screwed head y con latched head para modelo y tamaño 11" x 500 psi WP.

• El cierre es con presión de pozo asistida.

• Los modelos más recientes cuentan con platos desgastadores.

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Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ Presión de cierre Para llevar a cabo el cierre, proceder aplicando la presión inicial definida y después reducirla a medida que la presión del pozo aumente para mantener la presión a un valor mínimo, limitando la tensión del caucho. Las presiones de cierre iniciales pueden determinarse con el manual del operador (véase tabla a la derecha). Modelo MSP 2000 psi Características operacionales • Adecuado para equipos de tierra y

submarinos. • Se usa con valores de presión de trabajo

inferiores a 2000 psi y con diámetros mayores, en profundidades intermedias de perforación.

• Dos modelos están disponibles: con screwed head y con latched head.

• Presión de cierre de pozo asistida.



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Presión de cierre La presión de cierre inicial se puede determinar a través de las tablas del fabricante según las medidas del BOP y de la tubería dentro del pozo. La tabla de la derecha muestra el valor de presión de cierre inicial adecuada para el modelo MSP 2000 en instalaciones de superficie. Modelo MSP 29 1/2" 500 psi Características operacionales • El modelo MSP 29 1/2" 500 psi se usa también como diverter en equipos terrestres. • Sólo tiene una cámara de cierre. Se abre porque el peso del pistón abre la línea de cierre. • Cuando aumenta la presión dentro del pozo, la presión de la cámara de cierre tiene que

incrementarse porque la presión del pozo fuerza el caucho a abrir. • La cabeza no tiene plato desgastador pero hay un plato protector en la cámara de apertura

(cabeza de la cámara de apertura).

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Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ 1.5 BOP NL SHAFFER Características operacionales • Este modelo es particularmente

adecuado en caso de cierres frecuentes y de operaciones de stripping.

• Dos versiones son disponibles:

1. con cabeza empernada en modelos pequeños y con bajos valores de presión de trabajo

2. con latched head en modelos más grandes y con altos valores de presión de trabajo

• Tiene un empaque de desgaste

de nylon (banda de desgaste) para centrar el movimiento del pistón.

• El cierre es parcialmente

asistido por la presión del pozo.



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Unidad de empaque • La cavidad esférica de la cabeza especial

requiere un golpe más corto para cerrar y reduce la superficie en contacto con la tubería, mientras reduce substancialmente también el desgaste de la unidad de empaque. Permite también tener más cauchos de repuesto a disposición.

• Los segmentos regresan siempre a la

posición inicial de apertura aun en caso de mal desgaste del caucho.

• No se cuenta con un sistema de detección

que logre medir el desgaste del caucho. • En este tipo de BOP, el movimiento radial

del caucho no se debe al pistón. El pistón sólo empuja la unidad de empaque hacia arriba. Gracias a la cavidad interna de la cabeza y a la forma particular del caucho, cuando el pistón empuja el cauho hacia arriba, éste se aleja hacia el centro del sellado.

Unidad de empaque

Segmentos

Reemplazo de la unidad de empaque

1. Desatornillar los pernos y sacar la cabeza 2. Extraer la unidad de empaque 3. Engrasar el fondo y las paredes de la nueva unidad de empaque 4. Instalar una nueva unidad de empaque 5. Engrasar el bowl de la cabeza 6. Volver a instalar y fijar la cabeza

Nota: En caso de emergencia la unidad de empaque puede ser reemplazada con la tubería en el pozo,

cortando y abriendo la nueva unidad.

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Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ Presión de cierre Con diámetros menores de 7" el cierre es perfecto:

- a 1500 psi si el drill string no necesita ser movido, - a una presión menor si operaciones de stripping son necesarias.

Para diámetros mayores de 7" obsérvese el esquema de abajo.

Mantenimiento Operaciones de mantenimiento aconsejadas por el fabricante:

1. Inspeccionar la unidad de empaque una vez al año; no teniendo a disposición el control del desgaste del pozo, será necesario desmontar la cabeza e inspeccionar la unidad de empaque.

2. Llevar a cabo un desmontaje completo una vez cada tres años reemplazando las partes

gastadas y todas las unidades de empaque de caucho. 3. Después de reemplazar lo antes mencionado, llevar a cabo

- el test de los sellos con la presión del pozo - el test de los sellos hidráulicos con las cámaras (de apertura y cierre)

El test hidráulico debería ser llevado a cabo aplicando una presión dos veces tan alta como la presión de trabajo.



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1.6 CAMARA TIPO "D" Características operacionales • Está disponible en diferentes versiones

con diámetros de 7" 1/16 a 21" 1/4 y presiones del pozo por encima de 20.000 psi.

• Cuenta con un tipo especial de unidad de empaque: al cerrar o abrir, los segmentos rotan como una cámara obturadora, reduciendo la fricción entre los segmentos y el caucho.

• Las medidas de la cámara vertical son pequeñas.

• El cierre no es asistido con presión del pozo.

Partes Cuerpo

La parte baja final del cuerpo puede ser embridada o empalmada al eje (abrazadera). Cuatro ojos para levantar el BOP están soldados en el cuerpo.

Cabeza

La cabeza está fijada al cuerpo mediante un anillo seguro con un anillo endentado que coincide perfectamente con la entalladura del cuerpo. El anillo asegurador es expandido por un anillo removedor bloqueado por cuatro tornillos ubicados en los asientos de la cabeza y bloqueados por otros cuatro tornillos. La parte superior de la unidad de seguro está protegida con un empaque de caucho.

Unidad de empaque

La unidad de empaque está hecha de caucho "CAMULAR" (Cameron patent) con refuerzos de acero e insertos. Estos rotan y están en contacto creando así una barrera alrededor del cuerpo. El caucho puede soportar más de 120°C, es servicio H2S y puede utilizarse también con lodo a base de aceite. En el modelo Cameron-D no hay ningún orificio para chequear el desgaste de la unidad de empaque. Por esta razón, el desgasde debe ser chequeado siempre visualmente.

____________________________________________________________________________________________


Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ Donut

El Donut es un componente de caucho que gira por el trabajo vertical del pistón empujando hacia adentro, aplicando una fuerza radial para el cierrre de la unidad de empaque.

Cilindro Interior/Exterior

Los cilindros permiten que los sellos trabajen estáticamente en la superficie interna del BOP evitando la fricción con partes en movimiento (tales como el pistón de trabajo). Las cámaras permanecen cerradas y protegidas durante el cambio de la unidad de empaque.

Pistón

El sellado entre el pistón y el cuerpo está asegurado por los bordes del sello. La parte superior del pistón está conectada a través de un juego de tornillos a un plato de desgaste que transporta movimiento al donut.

Operaciones Cierre

Durante el cierre el fluido de control empuja el pistón hacia arriba y el pistón, a travées del plato de desgaste, deforma el donut. La expansión de éste causa el cierre de la unidad de empaque.

Apertura

El fluido de control empuja el pistón hacia abajo permitiento que el donut tome su posición inicial; la unidad de empaque regresa a la posición de apertura.



28

Presión de cierre La presión de cierre es completamente independiente de la presión del pozo. Es de 1500 psi y puede alcanzar 3000 psi en particulares condiciones de trabajo. Sin tubería en el pozo el valor de la presión de cierre corresponde al valor máximo de presión (3000 psi). La presión de cierre nunca deba alcanzar un valor inferior de 1500 psi, excepto durante las operaciones de stripping. La tabla de al lado muestra volúmenes, en galones, de algunos modelos Cameron-D abriendo y cerrando cámaras.

Reemplazo unidad de empaque

1. Quitar la protección superior del tornillo de seguro. 2. Lubricar los tornillos. 3. Desatornillar los tornillos de seguro.1 4. Insertar ojos levantadores y sacar la cabeza.2 5. Quitar la unidad de empaque. Chequear el desgaste del donut asegurándose de que no

hay cortes profundos, cavidades, partes deterioradas. Cambie el donut si es necesario. 6. Inserte la nueva unidad de empaque y el nuevo donut, si es necesario. 7. Vuelva a instalar la cabeza siguiendo el procedimiento al revés.

Nota 1: Se necesitan dos llaves para desatornillar dos tornillos opuestos al tiempo:

- desatornillar unas pocas vueltas los tornillos aseguradores hasta que el tornillo mismo apriete - empiece a desatornillar los otros dos tornillos - hágalo alternadamente hasta aflojar por completo los cuatro tornillos (stroke end)

Nota 2: El donut podría ser atrapado en la cabeza y tiene que ser aflojado.

____________________________________________________________________________________________


Anular BOP ________________________________________________________________________________________________________ 1.7 STRIPPING Generalidades El stripping es un procedimiento de emergencia para mantener el control del pozo bajando o sacando cualquier tipo de tubería, ya sean tubos o casings, con presión en el pozo. Sólo el BOP anular puede mantener sellado el pozo durante el stripping de los tool joints. Es por esto que se usan en las operaciones de stripping. El stripping constituye la operación más crítica del BOP, porque el paso de los tool-joints implica una serio desgaste del caucho. Para bajas presiones el stripping se lleva a cabo sólo con el BOP anular, mientras que para presiones elevados se utiliza el BOP anular junto con el BOP tipo "ram". Consejos operacionales • Para permitir el paso de los tool-joints y para obtener la máxima duración del caucho,

ajustar el valor de la presión de cierre del BOP lo suficientemente baja, como para mantener el sellado con un pequeño liqueo de fluido de perforación al pasar el tool joint a través de la unidad de empaque. Este liqueo indica la menor presión de trabajo permitida y lubrica el caucho durante el stripping de la tubería a través de la unidad de empaque.

• Para los valores de presión de cierre, véanse las indicaciones del fabricante.

CAMERON y HYDRIL Reducir la presión de cierre hasta que una pequeña cantidad de fluido empiece a liquear.

NL SHAFFER Reducir la presión de cierre hasta el valor dado en las tablas proporcionadas por el fabricante detectando cualquier liqueo de fluido.

• Los drill pipes pueden ser rotados durante el stripping. • La válvula para regular la presión puede ser instalada para mantener la adecuada presión

de cierre de la cámara. Si la válvula para regular la presión no puede responder lo suficientemente rápido para compensar las variaciones de los diámetros de la tubería, pasando a través de la unidad de empaque, una botella acumuladora de 10 galones puede ser instalada en la línea de cierre cerca del BOP.

• El acumulador tiene que ser precargado con nitrógeno a 50% de la presión inicial de cierre.



2. BOP RAM

BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

GENERALIDADES • Los ram de los BOPs pueden ser de tipo sencillo, doble o triple y tiene que contar sea con un

mecanismo manual que con un ram hidráulico para bloquear el sistema (reglamento API). • Cuentan con conexiones principales y laterales con bridas o empalmadas con abrazaderas y son

todos, salvo pocas excepciones, para servicio H2S. • Son particularmente apropiados para las operacones de stripping, pero no pueden utilizarse

solos. • Durante el stripping o a altas presiones, pueden combinarse sea con BOPs anulares u otro ram

BOP.

SENCILLO DOBLE TRIPLE

• Los rams son apropiados para cualquier diámetro de tubo. Algunos modelos más recientes con

variables cuerpos de ram permiten el sellado de diferentes diámetros de tubería. • Los rams tienen que ser reemplazados siempre que el diámetro de la tubería cambie y antes de

bajar el casing. Antes de bajar el casing un juego de rams tendrá que ser reemplazado con uno del mismo diámetro.

• Los rams de los BOPs tienen que ser cerrados siempre alrededor de la tubería con una medida fija. Excepto los blind rams, que permiten sellar sin tubería dentro del pozo.

• El cierre de los rams asegura hacia arriba sólo sellando hidráulicamente. Durante el montaje, asegurarse de que están siendo instalados en la dirección correcta para obtener el sellado correcto.

• El cierre del ram del BOP asegura ambos lados hacia arriba y hacia abajo sellando mecánicamente. El sellado mecánico hacia arriba previene la expulsión del drill string en caso de valores de presión del pozo altos, o peso insuficiente de la tubería.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Principales ventajas del BOP ram comparado con el BOP anular:

• Mejor resistencia para valores de alta presión • Requiere menor volumen de fluido de control, lo que implica menor tiempo de cierre • Pueden soportar el peso del drill string (durante el hang-off) • Permiten el stripping en caso de valores de presión muy altos (de ram a ram) • Una vez cerrados previenen la expulsión del drill string

2.1 COMPONENTES Y OPERACIONES Componentes El BOP tiene un sistema de cierre/apertura compuesto por dos pistones horizontales hidráulicamente operados a través de sus respectivas cámaras de presurización. Activan los rams para abrir y cerrar el pozo. Principales componentes del BOP: Cuerpo Diseñado con técnicas de Elementos Acabados para soportar altas presiones. Todos los modelos tienen un cuerpo reforzado. Sistema de cierre/apertura Compuesto por: - circuito hidráulico de

cierre/apertura

- mecanismo ram de cierre/apertura (cilindro, pistón, vástago, rams). Para evitar errores durante la instalación, las conexiones de apertura y cierre están marcadas claramente. Sistema asegurador de rams Se usa después de cerrar el BOP para evitar un imprevisto cierre de ram. El sistema asegurador puede ser: - manual - automático (poslock SHAFFER o MPL HYDRIL) - hidráulico (wedgelock CAMERON) Unidades de empaque (rams) Sellado secundario Todos los rams de los BOPs cuentan en el presente con sellado secundario, que hay que usar sólo en caso de que el sellado primario no fuera completo.

34 ____________________________________________________________________________________________ Saipem - Centro de formación E.Gandolfi

BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Operaciones Cierre/apertura hidráulico: El sistema de cierre/apertura está compuesto por dos pistones

horizontales y se opera hidráulicamente a través de dos cámaras para activar los rams para abrir y cerrar el pozo.

Asegurando los rams: en caso de control de un blow-out, si los BOP rams han sido

cerrados, el cierre de ram siempre tiene que ser bloqueado.1 Asegurando manualmente: el sistema de seguro manual también puede ser usado para cerrar el

BOP en caso de emergencia (falla del circuito hidráulico).2

Nota 1: Ruedas timón para asegurar manualmente deben ser instaladas durante el montaje del BOP,

asegurándose de que estén a la mano y fácilmente manejables. Nota 2: Para conseguir el sellado manual el circuito hidráulico tiene que ser colocado en posición de cierre,

así la línea de descarga puede abrirse para permitir que salga el aceite de la cámara abierta.

Presión de trabajo de cierre/apertura • La presión de trabajo de cierre y

apertura es de 1500 psi, pero puede llegar a ser de 3000 psi en caso de emergencia.

• El tiempo de cierre para cada tipo de BOP, sin importar el valor de la presión de trabajo, tiene que ser menor de 30 segundos (reglamento API RP 53).

• Una de las características más importantes del ram del BOP es la "relación de cierre" que es la relación de la presión máxima del BOP permitida para el valor de la presión mínima de cierre. De la misma manera la "relación de apertura" puede ser definida como la relación del área del pistón en la cámara de apertura para el área de la sección del vástago.

Ejemplo: Una relación de cierre 7:1 indica que la presión mínima requerida para cerrar los rams es 7 veces menor que la máxima presión de trabajo. En este caso, una presión de 1500 psi es suficiente para cerrar a la máxima presión de trabajo para la cual el BOP ha sido diseñado (1500 x 7 = 10.500 psi)

Nota: La presión de cierre tiene que ser siempre lo suficientemente alta para sellar el pozo asumiendo en el pozo la más alta presión de trabajo del BOP.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Unidad de empaque El BOP ram puede ser: • pipe rams (fijo o cuerpo variable)

Los pipe rams permiten cerrar alrededor del diámetro del tubo (pipe rams"fijos") o alrededor de secciones con pipes de diferentes tamaños (rams de cuerpo variable).

• blind rams

Los blind rams pueden ser cerrados sin tubería en el pozo.

• shear rams

Los blind-shear rams permiten cortar los tubos y aseguran un sellado hidráulico. Se usan principalmente en instalaciones de offshore para permitir el abandono de emergencia.

Sellado secundario El sellado secundario se realiza con un sello insertado alrededor del vástago de los rams. Se previene el liqueo estimulando los sellos con la grasa suministrada a través del orificio en el cuerpo del BOP. El sellado secundario ha sido diseñado para trabajar en condiciones estáticas; una vez actuado los rams no podrán ser abiertos ni cerrados, para evitar daños en el eje de rams. Por lo tanto, el sellado secundario no puede ser estimulado durante el test de presión del BOP, sólo en caso de emergencia, cuando el sellado primario esté liqueando.


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Estímulo del sellado secundario Si se detecta un liqueo del sellado primario, se pueden adoptar dos procedimientos en el momento de la detección: • durante los test de presión del BOP: reemplazar la unidad de empaque defectuosa; • durante el control del blow-out: estimular el sellado secundario. El liqueo puede observarse a través de la rendija suministrada: - si el lodo está liqueando por el orificio: está liqueando el sellado primario - si el aceite (durante la apertura) está liqueando por el orificio: el sellado entre la cámara de

apertura y el vástago (O ring) es defectuoso. La rendija ha sido diseñada también para evitar la presurización de la cámara de apertura debida a la presión del pozo en caso de que liquee el sellado primario, que podría incluir el riesgo de apertura del BOP. Por esta razón se recomienda mucho chequear periódicamente las obstrucciones de la rendija (reglamento API RP 53). Para estimular el sellado secundario obsérvense las siguientes instrucciones: 1. quitar el tapón roscante (superior

o lateral)1 2. apretar el tornillo exagonal para

inyectar la grasa sellante alrededor del sellado secundario hasta que el liqueo pare.2

Después de estimular el sellado y una vez superada la emergencia, volver a colocar los sellados primarios y la grasa sellante.

Nota 1: asegúrese de que la grasa sellante especial esté dentro de los hilos del orificio y que sea

suficientemente plástico para ser inyectado. Nota 2: la grasa tiene que pasar a través de una válvula de chequeo que opondrá cierta resistencia.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 2.2 TIPOLOGIA DE RAMS Componentes Los componentes principales del ram son: • cuerpo

hecho de acero , está conectado al vástago a través de asientos verticales y horizontales; en algunos modelos cuenta con un soporte para acomodar el ram mismo. Tiene una guía frontal para centrar tubos de diámetro pequeño en el pozo durante el cierre.

• packer superior

caucho frontal del packer para el sellado total alrededor de la tubería • packer frontal

caucho de sellado superior para el sellado total entre el ram y el cuerpo del BOP. En algunos modelos los dos packers (frontal y superior) entán en un solo bloque. Packers frontales de ram se estimulan a sí mismos para asegurar una mayor duración del sellado bajo presión y durante operaciones de stripping. El estímulo se obtiene con dos platinas de acero conectadas al packer frontal. Durante el cierre, éstas son empujadas hacia atrás empujando así hacia adelante el caucho de reserva (almacenado en la parte superior). La extrusión del caucho que deriva de ésto compensa el desgaste del caucho y permite mantener el sellado. ADVERTENCIA ! Para evitar una excesiva extrusión de caucho y por consiguiente un daño

del sello, no cerrar nunca los pipe rams cuando no haya tubería en el interior del pozo.

Durante el cierre, los rams son asistidos por la presión del pozo, que estimula el sello superior:


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Pipe rams Los pipe rams pueden cerrarse sólo cuando la tubería está en el pozo. Hay dos tipos de pipe rams: pipe rams (fijos): permiten el cierre alrededor de tubería de un solo diámetro.

rams de cuerpo variable: pueden sellar alrededor de tubos cuyo diámetro entra en una serie

dada de medidas, incluyendo el kelly, ya que su diámetro está incluido en la misma serie.

Los pipe rams pueden soportar el peso del drill string durante las operaciones de hang-off. Según los tipos de pipe ram, los fabricantes determinan la máxima carga permitida para cada tipo. Como regla, los rams de cuerpo variable pueden soportar menos peso que los rams fijos. Pipe rams fijos Siendo de diámetro específico, no tienen que ser cerrados si la tubería dentro del pozo no coincide con el diámetro de los rams ya que esto podría determinar extrusión de caucho, comprometiendo el sellado del BOP. Por esto, hay que llevar a cabo siempre un test del ram del BOP con tubería en el pozo. Rams de cuerpo variable Pueden ser instalados en cualquier tipo de BOP y son particularmente adecuados para aplicaciones submarinas cuando se usan tubos de diferente diámetro o de aluminio (diámetro externo variable).

En BOPs submarinos estos rams permiten que el diámetro de la tubería cambie sin que sea necesario recuperar el BOP stack. Los rams de cuerpo variable permiten reducir el número de BOPs en el stack, pero no son del todo apropiados para el hang-off u operaciones de stripping. La variación de la serie depende del tipo de BOP instalado y del fabricante. Las más comunes son:

- da 2 3/8" a 3 1/2" - da 3 1/2" a 5" - da 5" a 7"


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Blind rams Pueden usarse sólo sin tubería en el pozo. Durante el cambio de broca pueden cerrarse para prevenir la caída de objetos dentro del pozo. Los controles (de apertura y cierre) para operar blind y shear rams son generalmente protegidos para evitar el no-asegurado para operaciones.

Shear rams Pueden sólo cortar los drill pipe y son principlamente adoptados en operaciones de offshore para permitir el abandono de emergencia. Pueden utilizarse en tierra sobretodo en situaciones de seria emergencia, que no pueden superarse adoptando procedimientos estándard.

Como los blind rams también los shear rams pueden ser usados durante operaciones normales. Hay dos tipos de shear rams:

- de hoja sencilla - de hoja doble

Tabla pruebas de corte


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Corte de tubería Se corta la tubería y la parte inferior se dobla debajo de los rams sellando totalmente el BOP. El corte mantiene los dos bordes separados para permitir restaurar la circulación a través de la tubería. Los shear rams pueden tener diferentes grados de dureza según la presencia o ausencia de H2S: • alto grado de dureza de las hojas:

alta capacidad de corte y baja resistencia al H2S

• bajo grado de dureza de las hojas: baja capacidad de corte y alta resistencia al H2S

La operación de corte requiere un incremento de la presión de cierre, de 1500 psi a 3000 psi. Drill string hang-off en rams Drill string hang-off en rams se adopta en caso de emergencia o en situaciones particulares. En las instalaciones de offshore, se lleva a cabo cuando se necesita al abandonar el pozo en condiciones de seguridad. Para efectuar la operación de hang-off adecuadamente, se requieren rams duros (fijos o de cuerpo variable) (menos de 26 Rc) y deberían usarse tool joints a 90°, puesto que tienen una mejor capacidad de hang-off. Disminución de la capacidad de hang-off: - en caso de que se use un tool-joint de 18° - si el diámetro de la tubería disminuye causando un incremento del momento del doblamiento

entre el ram y el tool-joint. Secuencia operacional



1. Posicione el tool-joint encima de los hang-off pipe rams 2. Cierre el ram BOP 3. Coloque el drill string cargando todo el peso sobre el BOP 4. Bloquee los rams en posición de cierre 5. Libere la presión de cierre

Reemplazo de rams Permitiendo sólo el cierre alrededor de un diámetro fijo, los rams tienen que ser cambiados a menudo para adaptar el BOP a cualquier tipo de trabajo en el pozo. El procedimiento de reemplazo depende del tipo de BOP que se esté usando: • tipo cubierta • tipo cubierta de apertura/cierre hidráulico (CAMERON) Procedimiento del modelo cubierta 1. Abrir los rams hidráulicamente 2. Liberar la presión hidráulica 3. Quitar los pernos de la cubierta 4. Abrir la cubierta1 5. Conectar en el ram el ojo levantador suministrado 6. Quitar el ram 7. Llevar a cabo un chequeo visual 8. Lubricar el ram, su asiento y los pernos de la cubierta. Limpiar y lubricar los pernos de la superficie de cierre2 9. Instalar el nuevo ram 10. Cerrar la cubierta 11. Apretar los pernos de la cubierta3 12. Seguir el mismo procedimiento para el otro ram4

Nota 1: no use el sistema hidráulico para abrir la cubierta, de otro modo podría causar daños al eje

portarams y a la conexión del vástago. Nota 2: Lubricar toda la superficie del ram y la conexión del vástago (ram - punto de unión del vástago).

Lubricar la cavidad interna del cuerpo (asiento del ram). Lubricar con la grasa apropiada los hilos de los pernos de la cubierta. Limpiar y lubricar con una capa fina de aceite la superficie de cierre de la cubierta (parte móvil) y la superficie de cierre correspondiente en el cuerpo del BOP donde sella el empaque. Atención: no poner ninguna grasa en estas superficies.

Nota 3: apretar los pernos usando el torque suministrado. Nota 4: si no se ha instalado el BOP, no abrir las cubiertas al mismo tiempo ya que podría causar que el

BOP perdiera el equilibrio y cayera. Test de la presión del pozo Como establece el reglamento API RP 53, el test de la presión del pozo debe ser llevado a cabo todas las veces que se reemplace cualquiera de los componentes principales del pozo. Si los rams reemplazados son los del casing, el test de presión del pozo debería implicar sólo el sello de la cubierta, a un valor de presión de 300-500 psi. Para realizar el test de la presión del pozo, bajar la herramienta determinada para el testeo.


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

2.3 INSPECCION, TESTEO Y MANTENIMIENTO Inspección visual La inspección visual tiene que ser llevada a cabo periódicamente y siempre que se reemplacen los rams (Reglamento API RP 53). 1. Chequear el desgaste y los posibles daños

donde el sello está más sujeto a la fricción y chequear el sello mismo. Chequear las conexiones ram-vástago.

2. Chequear las condiciones de los rams de los

packers frontal y superior (desgaste, cortes, daños).

3. Chequear los asientos de los rams con

especial cuidado la parte central superior donde trabaja el sello superior. Medir la distancia entre la parte superior del ram y su asiento para definir el juego vertical y lateral de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.

Test de Operación De acuerdo con el reglamento API RP 53 los tests de operación del ram BOP deberían ser llevados a cabo en cada viaje, con una frecuencia máxima de un test al día. Tiene que llevarse a cabo el test durante el viaje con la broca en el zapato, como se establece en los pasos siguientes. • Instalar una válvula de seguridad en el drill string • Activar la válvula en las choke lines • Activar el power choke • Bombeando a través de cada línea, verificar que las líneas del choke manifold no están

obstruidas y colocarlas en la correcta posición de trabajo. • Cerrar todos los pipe rams BOP instalados en el stack* • Reinstalar todas las válvulas y el BOP a sus posiciones iniciales. Registrar los resultados del

test. Nota e: No deben realizarse operaciones de cierre cuando no hay tubería en el pozo. Nota: Los BOPs anulares no deben ser operados cada vez que se complete un viaje. Sin embargo, tienen

que ser operados por lo menos una vez cada siete días.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Cambio de partes Todas las partes sujetas a desgaste (rams, sellos del ram y de la cubierta) pueden reemplazarse en el sitio, permitiendo así que el BOP sea siempre eficiente. El reglamento API RP 53 recomienda mantener a disposición las siguientes partes para cada instalación: • un juego completo de rams drill pipe y cauchos de ram para cada diámetro exterior de drill

pipe que se esté usando; • un juego completo de cubiertas o sellos de puerta para cada tipo y tamaño de ram preventer

que se esté usando; • empaque plástico (stick) para estimular los sellos secundarios del blowout preventer; • ring-joints para acoplar las conexiones bridadas. 2.4 TIPOLOGIA DE RAMS BOP Tipos y modelos A continuación se describen los siguientes modelos de ram BOP: • Tipo CAMERON "U" • Tipos SHAFFER LWS, SL • HYDRIL Todos los modelos son adecuados para una amplia variedad de diámetros y presiones de trabajo. Los diámetros generalmente oscilan entre 7" 1/16 y 21" 1/4, mientras que las presiones de trabjo pueden alcanzar 15.000 psi. En todos estos modelos la posición del ram puede detectarse observando el BOP desde afuera.


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

2.5 TIPO CAMERON "U"

Características principales • Las cubiertas están atornilladas al cuerpo del BOP y las operaciones de reemplazo del ram se

facilitan con el circuito hidráulico que se usa para la apertura y el cierre de las cubiertas. • Puede contar con sistemas de cuñas hidráulicas aseguradoras para aplicaciones submarinas.

Los modelos más recientes (Large bore shear bonnets) tienen un asiento más grande que permite el corte de la tubería.

• Se suministran cauchos resistentes al aceite y servicios de H2S, disponibles también cauchos resistentes a 175°C (350°F).

Funcionamiento Todo el circuito hidráulico está dentro del preventer y controla ya sea las operaciones de apertura que de cierre, así como la apertura y el cierre de la cubierta (desatornillando los pernos de seguro) para llevar a cabo el reemplazo de rams.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Presión de trabajo La presión de trabajo es de 1500 psi, las presiones de test y emergencia son de 3000 psi y pueden alcanzar 5000 psi en casos extremos. Pueden requerirse valores de presión de cierre superiores a 1500 psi para los BOPs con una presión de trabajo que oscile entre 10.000 y 15.000 psi. En la mayoría de los modelos CAMERON "U" la relación de cierre es de más o menos 7:1, lo que significa que durante el cierre la superficie de empuje del pistón es 7 veces más grande que la superficie de la sección de la varilla del pistón del ram.


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Rams CAMERON es el fabricante directo de los cauchos usados en sus BOPs y ha patentado los siguientes tipos de caucho: CAMRAM para temperaturas alrededor de 120°C con picos de 150°C CAMRAM 350 para temperaturas por encima de 176°C y superiores al 20% de

concentración de H2S La estructura del caucho frontal ha sido diseñado para forzar la compresión del caucho y obtener la extrusión, dando así mejores resultados ya que las características de este tipo de caucho mejoran con la compresión. Pipe rams Pueden o no pueden ser de servicio H2S según el grado de dureza, sólo pocos modelos de CAMERON pipe rams pueden ser usados en operaciones de hang-off.

Variable bore-rams (VBR) Los variables bore rams están hechos de segmentos de acero, cubiertos en caucho, cuyo sistema de cierre rota de manera semejante al BOP anular tipo D CAMERON. Permiten sellar alrededor de diferentes diámetros y alrededor del kelly.

Shear rams Para obtener la fuerza de corte necesaria, se han diseñado grandes cubiertas de corte fresadas que incrementan dicha fuerza en un 35%. Para instalar los shear rams se tiene que instalar una gruesa brida intermedia para obtener un golpe del pistón más largo para el corte de tubería. La presión de corte es de 3000 psi y generalmente el corte en realidad se lleva a cabo con un valor de presión por debajo de 2800 psi. Se insertan cuchillas en el interior y en parte del cuerpo del ram para obtener una mejor resistencia y para eliminar el sellado entre la cuchilla y el cuerpo.

Nota: En algunos modelos más viejos tiene que instalarse una cubierta con un diámetro interno mayor (14") y un pistón para obtner suficiente fuerza para cortar la tubería.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ CAMERON fabrica tres tipos de shear rams: 1. SBR (Shearing Blind Ram): es el tipo más común y es disponible para todos los diámetros de

tubería. 2. H2S: cuenta con una cuchilla intercambiable con el correcto grado de

dureza para llevar a cabo cortes y servicio H2S. Los hay para modelos 13 5/8" y para 5.000/10.000 psi.

3. DS: que es el modelo más reciente: tiene una zona de sellado más

amplia, lo que asegura un mejor sellado después del corte. Los hay para modelos 11" y 13 5/8" y para 5.000/10.000 psi.

Sistemas de seguro de cierre de rams Hay dos sistemas disponibles: • Seguro hidráulico (wedgelock) utilizado en aplicaciones submarinas • Seguro manual

Se guardan los rams en la posición de cierre con una varilla roscada, atornillada manualmente desde afuera, que trabaja en la parte posterior del pistón.1

El sistema de seguro manual puede ser usado como un sistema de cierre en caso de que falle el circuito hidráulico, mientras que la apertura de ram puede llevarse a cabo sólo hidráulicamente.2

Nota 1: 1. Hay que lubricar constantemente las varillas roscadas para protegerlas de la intemperie y el lodo

del piso del equipo. 2. Antes de efectuar el control de apertura hidráulica, desatornillar la varilla hasta la vuelta final.

Nota 2: Durante el transporte de los rams hay que mantenerlos cerrados y asegurados para evitar daños

accidentales de los tornillos aseguradores manuales que sobresalen del cuerpo del BOP.


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Mantenimiento Los procedimientos descritos y aconsejados por el reglamento API RP 53 incluyen:

• inspección visual entre los pozos • inspección periódica cada 2 años • desmontaje y revisión completa cada 5 años • reemplazo de las partes externas gastadas después de 546 operaciones o después de 18

meses. Reemplazo de shear rams 1. Desatornillar los pernos aseguradores de la cubierta hasta la última vuelta.1 2. Reducir la presión de trabajo a 500 psi. Aplicar presión de trabajo a la cámara de cierre para

abrir las cubiertas. 3. Aplicar una presión suave a la cámara de apertura para sacar los rams. 4. Reemplazar los rams levantándolos con el ojo levantador. Inspeccionar y lubricar sus asientos

en el cuerpo del BOP.2 5. Chequear el desgaste de la cubierta y del sellado del ram.3 6. Limpiar y lubricar las pernos roscados. 7. Instalar el nuevo juego de rams y aplicar presión de trabajo a la cámara de apertura para cerrar

las cubiertas. 8. Ajustar los pernos de la cubierta con el torque suministrado. Restaurar la presión a 1500 psi. Reemplazo de pipe rams 1. Desatornillar los pernos aseguradores de la cubierta y halarlos hasta el tiro final.1 2. Reducir la presión de trabajo a 500 psi. Aplicar presión de trabajo a la cámara de cierre para

abrir las cubiertas. 3. Reemplazar los rams levantándolos con el ojo levantador. Inspeccionar y lubricar sus asientos

en el cuerpo del BOP.2 4. Chequear el desgaste de la cubierta y del sellado del ram.3 5. Limpiar y lubricar las pernos roscados con la grasa suministrada. 6. Instalar el nuevo juego de rams. 7. Aplicar presión a la cámara de apertura para cerrar las cubiertas. 8. Ajustar los pernos de la cubierta con el torque adecuado. Restaurar la presión a 1500 psi.

Nota 1: Los modelos CAMERON T y U cuentan con un sistema hidráulico para ajustar los pernos que

facilita apretarlos y aflojarlos, garantizando un mejor control del torque. Nota 2: Para la inspección visual, los despejes máximos permitidos entre el asiento del ram y el ram son:

• despeje vertical, entre el asiento y la parte superior del ram, menos de 0.15 mm (0.060 pulgadas) • despeje horizontal (suma del despeje del lado derecho y del izquierdo), menos de 0.2 mm (0.080

pulgadas) Nota 3: el packer frontal tiene que ser montado y orientado correctamente.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Partes principales Cuerpo

Cubierta de ram

Cilindro de trabajo

Pistón de trabajo

Cilindro de apertura de cubierta

Pistón de apertura de cubierta

Brida intermedia

Ram

Cubierta


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

2.6 MODELOS SHAFFER LWS Y SL Los model SHAFFER más comunes son:

• modelo LWS (Light Weight Stell) usado sobretodo en

instalaciones terrestres

• model SL (Slim Line) generalmente usado en pozos de alta presión

y en aplicaciones submarinas

Modelo SHAFFER LWS El modelo LWS es relativamete liviano y pequeño y se usa principalmente con valores bajos de presión y con anchos diámetros. La parte inferior del asiento del ram está inclinada para prevenir que la caída de lodo y arena dentro del pozo pueda cerrar el BOP, mientras que los rams se deslizan en carriles horizontales. Las cubiertas están montadas con bisagras y líneas de control de fluido cruzan el cuerpo y alcanzan el sistema de apertura/cierre pasando a través de las bisagras. Los pins de las bisagras conducen el control del fluido a sus funciones de destino.



Rams El modelo LWS tiene un sistema de flotación de rams donde el empaque superior está en contacto con la parte superior de la cavidad del cuerpo, sólo cuando el ram está cerca del tubo. Tal sistema permite que el movimiento del ram se ajuste, recubriendo cualquier despeje que pueda haber sido causado por el desgaste y mejorando el sellado. En la mayoría de los casos el soporte del ram cuenta con dos tornillos para asegurar el cuerpo y con otros dos tornillos para fijar el sellado en el cuerpo. El modelo SHAFFER tiene dos tipos diferentes de caucho para enfrentar diferentes condiciones de trabajo (tales como altas temperaturas y H2S). - Pipe rams (tipo 73)

Pueden soportar más de 270 toneladas de drill string (600.000 libras).

- Variable bore rams (Multi-rams)

- Shear rams (tipo 72)

permiten que se corten tubos a valores de presión menores de:

1500 psi con cilindros de 14" de diámetro 3000 psi con cilindros de 11" de diámetro

Sistemas aseguradores de ram


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Hay dos sistemas aseguradores de ram: seguro manual

seguro automático (Poslock) Sistema manual Es un sistema mecánico de seguro operado manualmente con una rueda. Después de cerrar el BOP, se pueden asegurar manualmente los rams rotando la varilla en sentido de las agujas del reloj, hasta que la extensión anular en el tornillo alcance la superficie posterior del cilindro. La varilla se instala dentro del cilindro de trabajo y se sumerge en el fluido hidráulico. Así la rosca está protegida y lubricada gracias al fluido operante, y protegida del clima, la corrosión y cualquier daño que pueda ocurrir durante el levantamiento del BOP.

Nota: Antes de volver a abrir el BOP, hay que quitarle el seguro al sistema rotando la varilla contadora en

sentido de las agujas del reloj hasta atornillar completamente.

Sistema automático (Poslock) Se efectúa siempre que se estén cerrando los rams, garantizando el seguro del BOP aun cuando la presión es liberada. El poslock de apertura/cierre se lleva a cabo a través del mismo mecanismo que el de apertura/cierre de rams (No hay sistemas hidráulicos adicionales) y es causado por el viaje del pistón. Cierre Durante el cierre el pistón empieza a moverse y a empujar hacia adelante los rams. Después del cierre, el pistón interno (anillo asegurador) es conducido por la presión de cierre a empujar los segmentos de sello/segmentos de bloqueo: éstos se expanden más allá del diámetro del pistón sellándose en el asiento con el diámetro más grande. El pistón interno los mantiene en la correcta posición de sellado. Un resorte previene que se desaseguren sin querer ya sea por vibraciones o caídas de la presión de cierre. Apertura Durante la apertura la presión hidráulica supera la fuerza del resorte y empuja el pistón hacia atrás. Los segmentos de sellado se retrasan liberando la operación del pistón que se mueve hacia atrás para abrir los rams.

Nota: El sistema asegurador se regula durante la fabricación y tiene que serlo nuevamente siempre que se

cambien los rams, de pipe rams a shear rams y viceversa, o se ajuste el despeje del desgaste del caucho.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Modelo SHAFFER SL Características • El modelo SL es de fabricación más

reciente que el LWS y cuenta con algunas mejoras tales como:

- la cubierta plana facilita las operaciones

de reemplazo; - se ha modificado la guarnición del la

cubierta para aumentar la capacidad de sellado

- un anillo de desgaste entre el pistón y el cilindro reduce el desgaste del pistón y mejora la capacidad del sellado.

• Fue diseñado para altas presiones de

trabajo y se usa principalmente en pozos profundos, ya sea en instalaciones terrestres que submarinas.

• La cubierta con bisagras puede acomodar los dos sistemas aseguradores (poslock), el manual y

el automático, que son intercambiables. Presión de trabajo El valor de la presión de trabajo es de 1500 psi para todos los modelos, excepto los modelos de 15.000 psi, de 11" y 13 5/8" que requieren una presión de trabajo de 2100 psi. El valor de la presión de trabajo puede alcanzar 3000 psi en caso de emergencia (p.e. corte de tubo) y 5000 psi durante el testeo. Rams Son montados horizontalmente en todos los modelos (excepto el model de 15000 psi que cuenta con rams verticales). Hay dos tipos de rams: SL no puede ser usado en operaciones de hang-off y en presencia de H2S; SL-D adecuado para operaciones de hag-off con un tool-joint de 18° y servicio H2S. Todo los modelos disponen de hang-off rams que pueden soportar más de 272 toneladas (600.000 libras).

Variable bore rams Shear rams En todos los modelos los hay para diámetros que oscilen entre 3 1/2" y 5".

Sólo el tipo 72 está a disposición en todos los modelos, excepto los modelos de 7 1/16" 10.000 psi y 18 3/4" 15.000 psi.


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Sistemas aseguradores de ram Así como el modelo LWS, el modelo LS presenta dos sistemas aseguradores de ram: • sistema asegurador manual • sistema asegurador automático El funcionamiento de estos dos sitemas es el mismo descrito para el modelo anterior, al que puede referirse si necesita información. Operaciones de mantenimiento recomendadas por Shaffer Shaffer sugiere un programa de mantenimiento con tablas diarias, mensuales y trrimestrales/anuales. Se aconsejan ciertos procedimientos cada debido tiempo.

Diariamente

Mensualmente

Trimestralmente/anualmente

Cerrar los rams para testear sus condiciones operacionales: - con tubería dentro del pozo:

abrir y cerrar todos los pipe rams

- con tubería fuera del pozo: abrir y cerrar todos los blind rams e inspeccionar visualmente para detectar cualquier liqueo

Llevar a cabo lo siguiente sin abrir las cubiertas: - Tests de la presión del BOP - Test de la presión del circuito

hidráulico - Chequear el sistema

asegurador manual o efectuar un test del sistema asegurador automático

- Lubricar los pins de las

bisagras de la cubierta usando el dispensador suministrado

- a través de una inspección

visual, abrir las cubiertas y quitar los rams

- test de la presión del circuito

hidráulico durante la apertura - test de la presión del circuito

hidráulico durante el cierre Nota: llevar a cabo anulmente

medidas del desgaste de la cavidad.

2.7 HYDRIL


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Generalidades La cubierta es de bisagras y la cavidad interna está inclinada respecto al pozo para permitir el drenaje de sedimentos. Se ha fijado un plato desgastador en la parte superior del BOP mediante un juego de tornillos y un anillo de bloqueo. El circuito hidráulico completo está acomodado dentro del cuerpo del BOP y las bisagras han sido insertadas entre los pins de las bisagras de la cubierta para distribuir el fluido de control. Las bisagras de distribución del fluido no hacen parte de la bisagra y pueden ser removidas sin abrir el BOP. Las bisagras de la cubierta son completamente independientes del circuito hidráulico y cuentan con rodamientos auto-lubricantes para una apertura y un cierre de la cubierta más fáciles.

Nota: en algunos casos hay dos modelos: "X" para diámetro de 13 5/8" "V" para todas las demás medidas


BOP ram ________________________________________________________________________________________________________

Rams La cubierta cuenta con dos ejes guía para evitar la rotación de ram y para facilitar las operaciones de reemplazo. Pipe rams En algunos modelos (16 3/4" 10.000 psi y 18 3/4" x 10.000 psi) la zona de

soporte del tool-joint está hecha con materiales extremadamente duros que permiten sostener más de 272 toneladas (600.000 libras).

Variable bore rams (Hydril Variable Rmas HVR)Tienen inserciones de acero que alcanzan el cuerpo del tubo cuando se cierran alrededor de diámetros pequeños. Para diámetros más anchos las inserciones son comprimidas con el empaque.

Sistema asegurador de ram Sistema manual Consiste en una varilla roscada en el cilindro de trabajo. Se opera

mediante rotación en sentido de las agujas del reloj de la cola de la varilla, mediante

una rueda, hasta que la extensión anular en el tornillo alcance la parte posterior del cilindro, asegurando el pistón. La rosca está protegida de la intemperie, la corrosión y cualquier daño que pueda ocurrir durante el levantamiento del BOP. Está constantemente lubricada con el fluido de control. Sistema automático MPL (Multiple Position Locking) El sistema MPL asegura automáticamente los rams incluso cuando la parte delantera está desgastada y recupera automáticamente cualquier despeje. El MPL bloquea el pistón de trabajo en la posición de cierre mediante un embrague mecánico. El embrague del MPL se desasegura con la presión de apertura. Operaciones MPL Durante el cierre, el pistón imparte rotación a un disco conectado a la tuerca del anillo asegurador a través de un largo tornillo roscado helicoidal. Cuando el pistón alcanza el tiro final, la rotación para y la mella del plato trasero, empujada por el resorte, coincide con la mella en el plato frontal bloqueando el pistón. Durante la apertura, la presión de trabajo desasegura el plato trasero y desengancha la mella. La tuerca puede rotar permitiendo el golpe de apertura del pistón y asegurando èste último.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Mantenimiento Se aconseja un mantenimiento normal de acuerdo con el reglamento API RP 53.



31

3. EQUIPO AUXILIAR

Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

GENERALIDADES Las funciones del equipo auxiliar son: • proteger el equipo de superficie de la presión del pozo • prevenir blowouts desde drill pipes • mantener las situaciones de kick bajo control El equipo auxiliar incluye: • Válvulas de seguridad y cocks • Desgasificador • Instrumentos Incluye también aparatos de control de las condiciones de trabajo e instrumentos para controlar y detectar kicks. Las válvulas de seguridad y cocks más comúnmente usados son: - Upper kelly cock - Lower kelly cock - Válvulas de seguridad para drill pipes - Inside BOP Todas las partes selladas (cocks, válvulas, inside BOP) se caracterizan por el valor máximo de presión de trabajo. Tests de presión Los tests de presión tienen que ser llevados a cabo con una presión no menor del 70% de la presión interna de los drill pipes (yield pressure) y del grado y el diámetro de la sección más alta del drill string, asumiendo que los tubos sean nuevos. Prueba de presión La prueba de presión no debe ser superior a la presión de trabajo del BOP y en todo caso no puede ser mayor de 10.000 psi (reglamento API RP 53). Para estas partes, el test de presión debería ser llevado a cabo todas las veces que los BOPs son testeados con presión ascendente.

_________________________________________________________________________________________ 61 EniFormazione - Centro de formación E.Gandolfi

EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 3.1 UPPER KELLY COCK El upper kelly cock tiene que instalarse entre el swivel y el kelly y tiene una doble función: • aisla el circuito de superficie (stand pipe y

hose) de la presión del pozo; • para el fluido y reduce el volumen del kick

en caso de ocurrir un blowout de los pipes. En caso de un kick, también el cock superior puede ser usado para aislar el circuito de superficie cuando el drill string está pegado y el kelly no puede ser levantado. Consiste en una válvula en una sola dirección (ascendente), con seguro sea manual que automático y una rosca izquierda. El cierre automático se efectúa cuando un flujo substancial de los tubos alcanza la válvula. El cierre manual de la llave desde el piso de trabajo puede resultar dificíl cuando el tubo motriz está completamente por fuera de la mesa rotary. El diámetro interno debería ser siempre por lo menos el mismo que el del diámetro del kelly para evitar estorbar el flujo y para permitir el paso de las herramientos cuando sea necesario.

Nota: En caso de que no sea posible llevar a cabo el cierre de la llave superior del tubo motriz, se podría obtener la apertura de la valvula de seguridad de la bomba, con una consiguiente erupción a través de los tubos. Este tipo de situación es particularmente peligrosa y difícil de controlar.

Se instalan dos cocks en el top drive: uno de ellos se opera hidráulicamente y el otro manualmente.


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

El cock upper kelly OMSCO tiene forma de aleta con sellado en una sola dirección (ascendente) y funcionamiento ya sea manual que automático. Hay versiones de 10.000 y 15.000 psi. No requiere ningún mantenimiento particular y puede ser manejado manualmente (apertura y cierre) usando la llave correspondiente que tiene que estar al alcance de la mano en el piso del equipo. Partes El cock se compone de: Cuerpo: tiene forma de tazón y aloja

la unidad de empaque de la aleta. Tiene extremidades enroscadas hacia la izquierda.

Aleta: está fijada a un pin mediante

una pequeña llave. Un sello de caucho se instala en la aleta y se mantiene allí mediante un disco de metal.

Pin: tiene un juego de sellos de

labios. Su característica cavidad interna a forma de tazón permite que el regreso del fluido sea orientado para facilitar el cierre automático de la aleta.

Nota: No se garantiza el cierre automático y el cierre manual debe hacerse en caso de que falle uno de los

componentes detrás de la válvula misma o en caso de excesiva presión del pozo.

Operaciones Para llevar a cabo un cierre manual rotar el pin a 90° (1/4 de vuelta) con una llave hexagonal. El sellado mejora por el empuje en la superficie de la aleta desde el interior de los tubos. Después del cierre, la válvula puede ser parcialmente abierta por la bomba cuando empieza la circulación, pero la apertura manual completa debe ser efectuada manualmente. Durante las operaciones normales, hay que mantener la válvula completamente abierta para evitar erosión y daños en la aleta y su asiento, debido al paso del lodo.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Mantenimiento No se indica un punto de lubricación ya que el pin rota en un medio ambiente libre de lodo. Cuando se lleva a cabo el mantenimiento, hay que chequear las siguientes partes: • el sello de caucho de la aleta • el asiento del sellado dentro del cuerpo • los sellos de los pins y las superficies de trabajo en el cuerpo de la válvula • chequear el desgaste del pin, con especial cuidado las zonas de sellado 3.2 LOWER KELLY COCK Se instala en la parte baja del kelly como una válvula de seguridad adicional y se usa para prevenir el regreso del fluido de los tubos, en caso de que el cock superior quede o fuera de servicio o inaccesible. Puede cerrarse para permitir desatornillar el kelly e instalar un inside BOP en la cabeza del cock para llevar nuestro stripping. Debe cerrarse manualmente, usando la llave correspondiente, que tiene que estar al alcance de la mano en el piso del equipo. La presión de trabajo debería ser proporcional a la presión del BOP instalado. El diámetro interno debería ser por lo menos el mismo del diámetro interno del tool-joint. El diámetro externo tiene que ser lo suficientemente pequeño como para permitir el paso a través del BOP.

Nota: Durante el cambio de tubería, se mantiene cerrado para prevenir que el lodo fluya del kelly.

SAIPEM generalmente adopta los lower cocks de HYDRIL y los modelos siguientes, particularmente: Los dos son esféricos, con paso total y sellado en dos direcciones,(ascendente y descendente). Se menejan manualmente girando la correspondiente llave hexagonal 1/4 de vuelta hacia la derecha (para cerrar) o ¼ de vuelta hacia la izquierda (para abrir). Un corte en el asiento de la llave indica la posición de la esfera (posición de cierre cuando está perpendicular al eje de la llave).

Kelly cock Kellyguard

Nota: los dos cocks pueden ser usados como válvulas de seguridad y tienen que mantenerse al alcance de la

mano en el piso del equipo, para las emergencias.


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

HYDRIL kelly cock El cock kelly HYDRIL tiene conexiones hembra y macho con la misma rosca hacia la izquierda del kelly. Puede utilizarse como cabeza de seguridad en caso de blowouts durante el viaje. El sellado es realizado por un tapón esférico de acero muy duro montado en rodamientos para una mejor función bajo presión. Los correspondientes "O rings" de caucho que están insertados entre las partes baja y alta del cuerpo de la válvula y sus asientos, aseguran el sellado entre el medio ambiente interno y el externo.

HYDRIL kellyguard El modelo kellyguard HYDRIL es más pequeño y liviano (aproximadamente la mitad del modelo kellycock) permitiendo así operaciones de instalación más fáciles. Tiene un cuerpo de una sola pieza que garantiza mayor seguridad. Las partes internas son de acero inoxidable para prevenir la corrosión. El kellyguard se caracteriza por el asiento superior fijo y la bola flotante para una válvula más fácil que abre a máximos ratings de presión de trabajo. La apertura se facilita también por la bola flotante bajo baja presurización que permite que los valores de presión encuentren equilibrio.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Mantenimiento

Kelly cock

Kellyguard

El modelo kelly cock requiere lubricación constante para suavizar movimientos y prevenir la corrosión. Un orificio roscado debajo del asiento de la llave de apertura/cierre en el cuerpo, permite lubricar el interior de la válvula reemplazando el tapón con una grasera. Nota: Antes de proceder a la revisión desatornillar

los dos componentes del kelly cock.

El model kellyguard no necesita ser lubricado regularmente, pero los sellos deberían ser reemplazados regularmente. Por regla general debería llevarse a cabo una revisión cada 6-9 meses, pero en caso de lodos a base de aceite debe hacerse con mayor frecuencia. Nota: Para proceder al chequeo de la válvula

interna usar un extractor estándard para quitar todas las partes de la conexión hembra.

3.3 VALVULAS DE SEGURIDAD PARA DRILL PIPES Las válvulas de seguridad deben estar siempre al alcance de la mano en el piso del equipo para ser instaladas en los drill pipes o, usando la correspondiente reducción, en los heavy wate. Los modelos de kelly lower cock (kelly cock y kellyguard) pueden ser usados también como válvulas de seguridad. La válvula de seguridad tiene que estar al alcance de la mano en el piso del equipo, (junto con el inside BOP) en posición abierta, con la correspondiente llave y con las conexiones necesarias para conectarla al drill collar que se esté usando. La válvula de seguridad tiene que ser instalada antes del inside BOP, si hay alguno.

Nota: Durante un control de blowout la cabeza de circulación que conecta con la línea cliksan de alta

presión, no puede ser instalada nunca directamente en la tubería, sino que tiene que ser instalada encima de la válvula de seguridad o encima de un inside BOP.

Estas válvulas pueden ser instaladas aun en caso de fuerte regreso de fluido, ya que su diámetro interno, cuando está completamente abierto, no se estrecha, lo que implica que no hay obstrucciones que estorben el fluido durante las operaciones de instalación (Se conocen también como "válvulas de apertura total"). Cuentan con un collar externo especial que ayuda a facilitar su instalación. En caso de que el regreso de fluido fuese particularmente violento, REGAN ha diseñado una válvula especial llamada "válvula de cierre rápido" (fast shut-off valve) que, gracias a su particular parte inferior con forma de bola y su notable peso, permite instalaciones en todas las condiciones. Debería instalarse siempre una válvula de seguridad encima y mantenerla abierta para cerrarla una vez que se haya completado la instalación. Una vez instalada la "válvula de cierre rápido", ya no es posible el stripping, a menos que el asiento del drop-in haya sido instalado en el drill string. Mantenimiento: véase el mantenimiento del lower kelly cock.


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

3.4 INSIDE BOP Los inside BOPs son válvulas de chequeo usadas para prevenir blowouts de la tubería y para llevar a cabo operaciones de stripping. Por su función, deben ser mantenidas al alcance de la mano en el piso del equipo junto con todos los demás equipos de emergencia. Son válvulas de una sola dirección para sellado ascendente, permiten la circulación y pueden ser: • instaladas en la superficie para prevenir blowouts de la tubería durante perforación y viajes • instaladas en la superficie después de haber detectado un kick • dejadas caer en el drill string en situaciones de emergencia Las válvulas , junto con cualquier otro equipo de emergencia, tiene que ser eficiente y estar siempre disponible en el piso del equipo. SAIPEM generalmente adopta tres tipos de válvulas de chequeo:

1. Válvulas BAKER (modelos G y F)

2. Válvulas GRAY

3. Válvulas de caída HYDRIL

Las válvulas BAKER son válvulas de chequeo que generalmente se instalan justo encima de la broca, y en caso de blowout permiten llevar a cabo sea el stripping ascendente que el descendente. Cuando la circulación se para, un resorte cierra automáticamente la válvula, previniendo de este modo que el fluido fluya de la broca a los tubos. Tan pronto como se levanta la broca, cuando la bomba no está trabajando, la columna de lodo penetra en los tubos y se requieren algunas pausas para las operaciones de llenado. En fase de bajada los modelos "F" y "G" no permiten la entrada del lodo en el interior de los tubos y obligan a paradas para llenarlos.

Nota: Modelos más recientes (llamados "GC" y "FC") permiten el desenso dentro del pozo con válvulas en

posición abierta y consecuente llenado del tubo. Tendrán entonces que ajustarse en su posición final tan pronto como empieza la circulación.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Hay dos modelos:

model "G" (flapper)

modelo "F" (dart)

Están compuestos por un cuerpo externo con extremos roscados y por un elemeto de cierre interno. La parte externa es la misma para los dos modelos, mientras que la parte interna es difernte. Los dos cuentan con sellos para asegurar el sellado interno: • tipo hoja (para el modelo G) • tipo dardo (para el modelo F) El asiento de la válvula es sellado sobre el cuerpo por dos sellos de borde que están colocados para resistir sea la presión descendente que la ascendente.

Modelo BAKER G Las válvulas de chequeo tipo hoja, con apertura total reducen las obstrucciones para que el fluido de lodo fluya y puedan pasar las herramientas. La hoja cerrada permite que la válvula se abra inmediatamente en cuanto la circulación comienza. Puede ser de tipo sellado ciego o puede tener una apertura (modelo "GA") para permitirle al string estar parcialmente lleno durante la bajada, facilitando y acelerando las operaciones de viaje. El orificio puede ser usado para leer el valor de SIDPP, pero en caso de kick permite también el ingreso de grandes cantidades de fluido.

Modelo BAKER F Comparado con el modelo "G", el diseño del modelo "F" es más viejo; tiene características parecidas y puede realizar funciones parecidas. Las principales diferencias pueden encontrarse en el mecanismo de cierre del tipo dardo, que crea una obstrucción parcial del flujo del lodo estorbando al mismo tiempo el paso de herramienta. Se asegura el sellado hidráulico mediante un sello insertado en el dardo y comprimido hacia arriba con un resorte.


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

Válvula flotadora GRAY Es una válvula de chequeo instalada en la superficie en la parte de arriba del string (después de la válvula de seguridad de la tubería) para llevar a cabo lo siguiente: • bajar en stripping • volver a bajar hasta el fondo después de que

el viaje de salida ha sido interrumpido por razones de seguridad.

El packer tiene forma de cono para reducir el efecto abrasivo del lodo, pero no permite el paso de herramientas. Durante la instalación la válvula se mantiene en posición abierta con una varilla montada en el pin roscado. Una vez completada la instalación se desatornilla el pin y el packer, empujado por un resorte y por el fluido mismo, sella hacia arriba.

Nota: Hay que mantener la válvula en el piso del equipo en posición abierta.

Válvula de caída La válvula de caída se compone de un asiento de válvula, previamente instalado en el drill string, y de una válvula insertada que, cuando es necesario, es dejada caer y bombeada dentro de los drill pipes. El asiento de la válvula de caída se instala en la última sección del drill string, antes de los drill pipes o heavy wate.

Asiento Inserto


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Operaciones Una vez que se ha dejado caer y se ha bombeado la válvula hasta su asiento, se asegura a la parte dentellada del asiento con las mandíbulas. Cuando se interrumpe la circulación, la presión del pozo y la acción del resorte empujan la bola interna hacia arriba. Un regreso limitado del fluido, consecuentemente descargado para mantenerlo bajo control, permite que el inserto se asegure en el asiento. Esto servirá también para comprobar si se ha efectuado el cierre. A partir de ese momento están permitidas las operaciones de stripping ya sean ascendentes que descendentes. 3.5 DESGASIFICADOR Generalidades El desgasificador ha sido diseñado para remover gas del lodo y llevarlo lejos de las instalaciones de perforación. Se usa para mantener la densidad del lodo y, por consiguiente, para mantener la presión hidrostática constante. La emulsión del gas del lodo se compone de burbujas de gas de diferentes tamaños atrapados en el lodo. Las burbujas pueden ser removidas naturalmente gracias a las diferentes capacidades de flotabilidad debido a las diferentes densidades. El tiempo requerido para efectuar todo el proceso depende de las características del lodo (densidad, viscosidad, thixothropía) y generalmente resulta demasiado largo para las exigencias prácticas operacionales. El desgasificador, cuando se siguen los procedimientos correctos, permite un proceso de remoción del gas más rápido.


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

El procedimiento de remoción del gas del desgasificador se basa en los siguientes principios:

reducción del espesor de fluido contaminado

depresión

sacudida mecánica

la cantidad de gas que se estè removiendo es directamente proporcional a la superficie de fluido expuesta

la depresión aumenta el empuje de las burbujas flotadoras y la velocidad hacia arriba

un crecimiento de la turbulencia del fluido del lodo ayuda a liberar las burbujas de gas

acción centrífuga el movimiento centrífugo impartido al lodo emulsionado empuja las partículas pesadas (lodo) hacia afuera: ellas tienden a esparcirse en la pared, mientras que las burbujas de gas, debido a su liviandad, tienden a separarse del lodo y a moverse hacia el centro.

Adoptando los principios operacionales descritos arriba, se pueden distinguir las siguientes dos tipologías: desgasificador atmosférico: permite separar el gas del lodo con presión atmosférica (sin

necesidad de crear un vacío); tiene capacidades limitadas y se instala generalmente en el possum belly para ser usado cuando hay una pequeña cantidad de gas contaminando el lodo.

vacuum degasser: se basa en el mismo principio que el desgasificador atmosférico,

pero crea también un vacío que facilita la remoción del gas.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Desgasificador atmosférico (separador vertical o poor boy degasser) El gas es removido por: • reducción del espesor del fluido • sacudida mecánica • acción centrífuga La capacidad del proceso del desgasificador depende de la geometría del tubo de descarga, donde puede crearse una presión para prevenir que el gas salga flotando, con el consiguiente peligro de explosión. No siempre garantiza una separación completa entre el gas y el lodo, pero es extremadamente funcional y sencillo y no requiere ningún equipo particular o mantenimiento.

Vacuum degasser Para aumentar la capacidad del desgasificador, se crea un vacío en el desgasificador mismo, sumando así su efecto a la típica acción atmosférica del desgasificador (mecánica, centrífuga y reductora de espesor). El desgasificador vacío se instala en el circuito del lodo y resulta particularmente útil en caso de altos porcentajes de gas y/o siempre que las separaciones sean particularmente molestas (alta viscosidad del lodo).

El chorro de agua modelo SB002 puede trabajar sea como un desgasificador atmosférico que como un desgasificador vacío. El vacío se crea con un chorro de agua dentro de un "tubo Venturi".


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

Partes El desgasificador se compone básicamente de: Cuerpo del desgasificador Compuesto por dos partes semi-esféricas aseguradas horizontalmente. Se suministra un juego de planos inclinados con aperturas para permitir el paso de la caída del lodo y la flotación del gas liberado, hacia arriba. La parte superior bridada se conecta con la cámara centrífuga; la parte inferior, también bridada, conduce el lodo tratado a los tanques a través de la línea suministrada que tiene que estar siempre sumergida en el lodo. El nivel de lodo dentro del tubo se mantiene bajo control mediante un flotador conectado a la línea de salida, previniendo así que el lodo entre en el tanque depósito. Parte superior Compuesta por dos cámaras centrífugas internamente acabadas con platos delanteros (sólo en la zona del jet): • cámara centrífuga externa con entrada de

lodo desde la bomba centrífuga • cámara centrífuga interna con un

diámetro más pequeño y concéntrico a la otra cámara con entrada de lodo desde el choke maniflod.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Circuito de vacío Incluye una bomba centrífuga que, bombeando agua desde el tanque, conduce un chorro dentro del "tubo Venturi". La velocidad del chorro al final del tubo produce un vacío dentro del desgasificador que facilita la remoción del gas. La parte superior cuenta con una válvula paleta operada pneumáticamente para activar el circuito de vacío: se puede crear el vacío sólo cuando la válvula paleta está cerrada. Operaciones El lodo que hay que tratar puede entrar a través de dos líneas diferentes: • choke manifold (control de blowout) • tanques de lodo (perforación) El chorro de lodo penetra con una dirección tangencial en las cámaras centrífugas. Aquí, debido a las diferentes densidades (gas-lodo) se realiza una primera separación. Consecuentemente, el lodo cae sobre los platos inclinados dentro del cuerpo, donde la sacudida mecánica y la reducción del espesor del lodo dan paso a otra etapa de separación del gas. El vacío creado por el tubo Venturi aumenta la remoción de gas, que es entonces atrapado por el chorro de agua y conducido, por acción centrífuga, dentro de la línea de descarga. El modo operacional puede escogerse a través de una válvula paleta operada pneumáticamente colocada en la parte superior del desgasificador, encima de la parte superior: la selección se basa en el grado de contaminación del lodo: modo atmosférico: la válvula paleta está abierta: el interior del desgasificador está directamente

conectado con la atmósfera a través de la línea de descarga y no se involucra ningún efecto de vacío.

modo de vacío: la válvula paleta está cerrada: la bomba centrífuga, por circulación a través

del "tubo Venturi", crea un vacío dentro del desgasificador.

Nota: Para prevenir que el vacío se neutralice con la entrada externa, la salida del desgasificador tiene que

permanecer sumergida en el lodo.


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

Arranque 1. abrir el circuito hidráulico para llenar

el tanque de alimentación del agua 2. si se va a elegir el modo vacío, cerrar

la válvula paleta de operación pneumática

3. asegurarse de que la válvula

indicadora de vacío esté abierta 4. abrir el cicuito de válvulas de vacío 5. abrir una de las dos entradas de lodo

contaminado que viene del choke manifold o de la bomba centrífuga

6. encender la bomba centrífuga

alimentadora del "tubo Venturi".

Nota: En caso de fallar una bomba, usar la instalación del circuito hidráulico de alimentación del tubo

Venturi cerrando las válvulas (1) y (4) y abriendo la válvula (7) a la línea de descarga o al tanque de agua.

Mantenimiento a. Después de cada operación lavar el interior del tanque depósito con agua. b. Inspeccionar las condiciones de desgaste del plato dentro de la parte superior y chequear el

funcionamiento y la posición de la válvula de paleta pneumática. c. Chequear periódicamente la eficiencia y el funcionamiento del desgasificador, llenando el

tanque con agua y verificando a través del indicador de vacío el valor del vacío interno.

Nota: El valor aproximado recomendado es 0.5 kg/cm2 (valor absoluto), en caso de un valor más alto

inspeccionar todos los componentes del circuito de vacío.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 3.6 INSTRUMENTOS Generalidades La instalación cuenta con un conjunto de instrumentos para controlar las condiciones de operación, para detectar rápidamente y controlar cualquier kick. El funcionamiento y la posición correctos, junto con una interpretación precisa de toda la información suministrada por los instrumentos son, por lo tanto, de suma importancia para asegurar operaciones correctas e instalación en condiciones seguras. Los instrumentos instalados más importantes incluyen: • tanque de viaje (trip tank/possum belly) • indicadores de nivel (pit level indicators y PVT) • medidor de flujo • detector de la densidad del lodo • detector de gas • contador strokes de la bomba Trip tank/Possum belly El trip tank es un contenedor de lodo alto y estrecho con poca capacidad lineal, que permite medir exactamente el lodo que fluye dentro y fuera del pozo. Se usa durante el viaje para detectar swabbing (suabeo). El nivel puede leerse mediante una varilla graduada. En algunos modelos se instala un registrador para permitir un control continuo de las variaciones de nivel. El reglamento API 53 RP afirman lo siguiente: • capacidad total: 10-40 barriles (1.5 - 6 m3) • capacidad lineal: menos de 42 galones/pulgada (63 litros/cm) Las instalaciones de SAIPEM generalmente revelan los siguientes valores: - capacidad total 3 - 4 m3 - capacidad lineal 10 litros/cm Indicadores de nivel El indicador de nivel se usa para detectar las variaciones del nivel de lodo en los tanques (indicador de ganancia-pérdida) y para registrar las variaciones de volumen en el interior del tanque (registrador), lo que lo hace particularmente apropiado para detectar kicks. El valor de volumen es dado por la medida del nivel del tanque y el registro se lleva a cabo a lo largo de las 24 horas. Cuenta con alarmas acústicas y luminosas y le permite al operador escoger una escala correcta más allá de la que pone a funcionar la alarma. El instrumento puede ser de aire o de alimentación eléctrica.


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

Partes Está compuesto por: • flotador (sensor) • indicador • registrador

Operaciones Se posicionan sensores en las instalaciones de los tanques y se recogen las señales en un solo punto (relay intermedio), donde se calculan sus promedios para determinar un valor final a registrar.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Flow meter El medidor de flujo se instala en el pipe tube y se usa para controlar el fluido que fluye del pozo. Es el instrumento más importante para detectar un kick. El tipo más común es el tipo aleta que se compone de: sensor de aleta: insertado dentro del pipe tube para detectar la cantidad de fluido que sale; indicador: instalado en la consola del drille, que indica el porcentaje de fluido respecto al

fluido máximo estimado en el tubo. Cuenta con alrmas acústicas y luminosas que se activan siempre que el valor detectado excede los límites previamente definidos por el operador;

registrador: puede ser instalado para obtener un registro ininterrumpido de las variaciones

del fluido. Hay que mantener el sensor de aleta siempre limpio de sedimentos y decantación de baritina, para prevenir que afecten los valores de fluido. Detector de densidad de lodo Permite medir la densidad y la contaminación del lodo en la entrada y salida del pozo. Las medidas pueden ser llevadas a cabo a través del peso del fluido y ésto puede hacerse manual o automáticamente. Manualmente: usar las escalas suministradas

para pesar las muestras de fluido.

Automáticamente: da directamente el valor de la

densidad; se instala en los tanques de succión de lodo para leer los valores de densidad del lodo que entra y en la línea de flujo para leer los valores de densidad del lodo que fluye fuera del pozo.


Equipo auxiliar ________________________________________________________________________________________________________

Detector de gas Gracias al detector de gas, la presencia del gas atrapado en el lodo que sale del pozo puede ser detectado. Se compone de dos partes: sensor: generalmente instalado en el

tanque sacudidor de destilación registrador: instalado en la geología, los dos

para detectar la presencia de "unidades" de gas

Contador de strokes de la bomba El más común contador de strokes de bomba se compone de un sensor que actúa mecánicamente gracias el movimiento de la bomba, que lleva la señal al indicador. Proporciona el progreso de los golpes de la bomba y el número de frecuencia (storkes/minuto). El contador de golpes de la bomba se instala en cada bomba que se esté usando en la instalación y permite establecer el número progresivo de golpes. Cuando se alcanza tal número, se enciende automáticamente la alarma acústica.



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4. CIRCUITO DE ALTA PRESIÓN

Circuito de alta presión ________________________________________________________________________________________________________

GENERALIDADES El circuito de lodo de alta presión es el circuito de superficie conecatado a la cabeza del pozo: se usa para circular con el pozo cerrado y cuando se registran ratings de alta presión. Sus principales componentes son líneas de alta presión y válvulas a través de las cuales el lodo fluye dentro y fuera del pozo durante el control de blowout. El circuito de lodo de alta presión tiene una función extremadamente importante y por lo tanto todas las partes tienen que ser chequeadas periódicamente y bien mantenidas, de tal manera que aseguren eficiencia y funcionalidad. El circuito de alta presión incluye: • kill lines • choke lines • choke manifold • líneas de quemado • válvulas de alta presión • chokes ajustables

Nota: Todos los componentes del circuito de alta presión tienen que ser protegidos de las bajas temperaturas

vaciándolos o reemplazando el lodo con un fluido adecuado, para evitar daños u obstrucciones debido al congelamiento.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 4.1 KILL LINES Generalidades Las kill lines conectan las bombas de lodo a la salida lateral del BOP-stack y se usan para bombear dentro del pozo cuando la circulación a través de los tubos no es posible. Puede haber una o dos y pueden instalarse ya sea en el BOP stack a través de drilling spools, sea conectadas a la brida lateral del BOP. En la sección conectada al BOP stack se instalan dos válvulas: • válvula manual • válvula hidráulica operada con control remoto (HCR) Las válvulas manuales generalmente se colocan al lado del pozo y se mantienen abiertas, mientras que las válvulas hidráulicas se colocan al lado externo y se mantienen cerradas. En instalaciones de gran profundidad se instala una kill line adicional (kill line de control remoto) para permitir intervenciones con bombas de emergencia, si no se pueden usar las bombas de la instalación (presión máxima de trabajo 5000 psi). Esta línea debe ser instalada directamente en las kill lines e instalada cerca de la instalación para acceder fácilmente con bombas de emergencia. Instalación y uso (API RP 53) a. Todas las partes instaladas en las kill lines tienen

que ser ensayadas después del montaje a presiones iguales o mayores que la del BOP stack instalado.

b. Deberían llevarse a cabo tests de presión e inspecciones con la misma frecuencia que el BOP stack.

c. Su diámetro tiene que ser lo suficientemente ancho como para asegurar un adecuado flowrate y evitar pérdidas excesivas de presión.

d. Como otra medida de seguridad, puede instalarse una válvula de chequeo en la kill line detrás de las dos válvulas.

e. No se deben usar las kill lines como líneas para llenar el pozo, porque esto podría causar erosión y afectar la eficiencia en caso de emergencia.



4.2 CHOKE LINES Las choke lines son líneas de alta presión que conectan el BOP stack al choke manifold y permiten que el fluido descargado sea conducido a la salida durante el control de blowout. Puede haber una o dos y están insertadas en el BOP stack a través de drilling spools o conectadas a la brida lateral del BOP. Si hay dos líneas, se usa generalmente la de arriba, mientras que la de abajo se deja para situaciones de emergencia. En la sección conectada al BOP stack se instalan dos válvulas: • válvula manual • válvula hidráulica operada con control remoto Las válvulas manuales generalmente se colocan al lado del pozo y se mantienen abiertas, mientras que las válvulas hidráulicas se colocan al lado externo y se mantienen cerradas. Instalación y uso (API RP 53) a. Tienen que ser tan derechas como sea posible.

Los codos deben ser protegidos con tapones de plomo para absorber golpes y evitar la erosión.

b. Tienen que asegurarse para evitar excesivas vibraciones.

c. Su diámetro tiene que ser lo suficientemente ancho para evitar excesiva erosión y pérdidas de presión. El diámetro nominal mínimo recomendado es de 3" (normalmente 4 pulgadas).


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 4.3 CHOKE MANIFOLD (5000 psi) Generalidades El choke manifold se compone de un grupo de válvulas y líneas conectadas a la cabeza del pozo a través de las choke lines. Se usa, durante el blowout control, para mantener la correcta presión de atrás ajustando la salida del fluido del pozo a través de un choke ajustable. El choke manifold puede contar con una cámara compensadora para conducir los fluidos de alta presión que salen, a una sola línea y a la línea de descarga conectada (línea de quemado de gas,...) La cámara compensadora tiene un valor de presión de trabajo menor que todas las demás áreas del choke manifold. Debe tenerse en cuenta esta diferencia durante los tests de presión. Líneas que hay que usar durante un blowout control:

Choke automático Choke manual 1



Choke manual 2

Línea directa

Línea de quemado de gas


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Instalación y uso (API RP 53) a. El choke manifold tiene que tener una presión de trabajo igual a la del BOP stack. Después de

la instalación tiene que ser testeada con la misma frecuencia y el mismo procedimiento que el BOP stack.

b. Tiene que ser instalada en un lugar fácilmente accesible y preferiblemente lejos de las estructuras de la instalación para garantizar seguridad en toda condición de trabajo.

c. Hay que proveer líneas alternativas que permitan reemplazar partes erosionadas, obstruidas o que no funcionen bien, sin interrumpir las operaciones de blowout control.

d. El diámetro de la línea central (línea de sangrado) del choke manifold debería ser por lo menos tan ancho como el diámetro de la choke line, para mantener el mínimo de la presión de atrás y para poder descargar grandes volúmenes de fluido cuando se cierre el BOP.

e. Hay que testear las líneas colocadas después de los chokes durante la instalación, aun cuando no se requiera un control de presión.

f. Hay que instalar un apropiado manómetro de presión para controlar los valores de presión del casing y la tubería. Los sensores del choke manifold comunican los valores de presión al panel de control.*

g. Todas las válvulas del choke manifold, sujetas a erosión debido al flujo del pozo, deberían ser del tipo apertura-total y diseñadas para trabajar con alta presión de gas para resistir la formación de fluidos.

h. Si se usa una cámara compensadora, debe ser diseñada de tal manera que permita aislar cualquier parte rota o que no funcione, sin interrumpir los procedimientos de blowout control.

Nota: (*) La presión del tubo es transmitida al manómetro de presión (cerca del manómetro del casing) para poder comparar los dos valores (SICP, SIDPP) durante las operaciones de control del pozo.

En instalaciones con valores de presión de trabajo por encima de 5.000 psi, por lo menos uno de los manifold chokes tiene que ser operado con control remoto.



4.4 FLARE LINES Las líneas del quemador se usan para conducir cualquier gas proveniente del choke tanlejos del pozo como sea posible. En caso de pequeñas cantidades, sencillamente se descarga el gas, mientras que en grandes cantidades se quema. Tales líneas deben ser lo más derechas posible, evitando codos y vueltas para alcanzar el área más apartada (hacia la dirección del viento); hay que anclarlas también al suelo para prevenir que se muevan a causa de las vibraciones debidas a violentos flujos de gas. Después de instalarlas, hay que probarlas en el campo a un valor de presión razonablemente bajo, pero lo suficientemente alto como para garantizar la seguridad del sello.

4.5 VALVULAS DE ALTA PRESION Generalidades Las válvulas de alta presión son generalmente válvulas de compuerta y se instalan en el circuito de lodo de alta presión para controlar blowouts (kill lines, choke lines y choke manifold). Por su estructura particular, hay que tener estas válvulas ya sea completamente abiertas que completamente cerradas para evitar la erosión causada por el flujo de lodo. Pueden ser tanto manuales como operadas con control remoto por un actuador hidráulico.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Valvulas de alta presion Tipo CAMERON "F" Generalidades La CAMERON tipo "F" es una válvula de compuerta de paso total que sella en las dos direcciones. Puede abrirse o cerrarse la válvula rotando el vástago que, teniendo un eje fijo y una parte inferior roscada, fuerza la compuerta a moverse verticalmente. El cierre completo se obtiene girando la rueda en sentido de las manecillas del reloj, tantas vueltas cuantas se indican en la etiqueta de la rueda. Una vez completado el cierre rotar 1/4 de vuelta en sentido contrario el contador, para desasegurar la compuerta, dejando una brecha entre el vástago y la compuerta para permitir que la compuerta se acomode en el asiento y facilitar así el sellado. El cuerpo es para servicio H2S mientras que los componentes inernos pueden ser: • regular trim: no resistente al H2S • super-trim: en acero especial, resistente a la corrosión y al servicio H2S. Los componentes estándard pueden trabajar con temperaturas que oscilen entre -30°C y 120°C, pero hay componentes especiales para temperaturas menores y mayores.

Nota: 1 - La apertura y el cierre de la válvula no puede deducirse de la posición de el vástago.

2 - El sellado se efectúa por el contacto del metal con el metal entre la compuerta y el anillo sellador instalado en el plato retenedor.



Componentes: Hay dos tipos de válvulas CAMERON de alta presión: • tipo "C" con cavidad rectangular (más común) • tipo "F" con cavidad cilíndrica (más reciente, llamada también modelo "FC"). Todos los componentes tienen las mismas características, excepto una camisa de conección (con un empaque) entre las terminaciones de salida lateral y la unidad a sellar. Los componentes más importantes son: • cuerpo • cabeza • unidad a sellar (compuerta y asiento) • vástago Cuerpo de acero forjado con cavidad cilíndrica o rectangular.

La cavidad cilíndrica facilita una mayor distribución del stress debido a la presión que la cavidad rectangular; tiene una mejor capacidad de almacenamiento de grasa y menores costos de fabricación. Pernos con cabeza en el cuerpo El sellado externo entre las bridas se obtiene con el empaque de anillo suministrado. Se instala una grasera en la brida para la lubricación de la unidad sellada. El sellado interno del vástago se asegura con un empaque acomodado en la cabeza y mantenido allí con una tuerca prensadora.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Unidad de sellado Compuesta por una compuerta que corre verticalmente entre dos guías donde están los anillos selladores stellite. El sellado entre la compuerta y los anillos stellite es de metal a metal, mientras que entre los anillos y la válvula del cuerpo el sellado se efectúa mediante dos anillos teflon (de material auto lubricante y resistente los hidrocarburos). En el modelo de cavidad cilíndrica la unidad de sellado es la misma que en el modelo de cavidad rectangular, excepto el sellado entre el anillo stellite y el cuerpo, que en el modelo "FC" no se realiza directamente en el cuerpo sino mediante una camisa selladora. En este caso no es la válvula del cuerpo la más sujeta a sellado sino la de camisa más fácilmente reemplazable.

Vástago (stem) La parte superior del vástago es cilíndrica, con una conexión para la rueda, mientras que la sección de abajo es roscada para ser atornillada en la compuerta. Entre las dos secciones hay una extensión anular cónica que sella dentro de un asiento suministrado dentro de la cabeza (sellado secundario o posterior) cuando la válvula, en la posición de cierre, es por consiguiente desatornillada. Esto permite reemplazar la unidad de empaque en situaciones de emergencia, cuando la válvula está bajo presión.

Mantenimiento Hay que lubricar debidamente la válvula durante el montaje y se recomienda una lubricación periódica para asegurar el buen funcionamiento y la protección de los componentes internos sujetos a desgaste. La cabeza cuenta con una grasera para la lubricación del vástago y de la cavidad interna, inyectando grasa CAMERON a través de las dos graseras instaladas en la copa del vástago hasta que salga del orificio de asomo.



Reemplazo del empaque del vástago (válvula bajo presión) Llevar a cabo el sellado del asiento posterior (sellado secundario) 1. Cerrar la válvula completamente. 2. Desatornillar la copa 4 vueltas completas. 3. Girar la rueda en sentido de las agujas del reloj hasta el último tiro y apretar.* 4. Probar el sello del asiento posterior:*

. quitar la grasera superior de la cabeza

. insertar un pin cilíndrico

. apretar la grasera superior y liberar la presión si la presión disminuye rápidamente significa que el sellado secundario está trabajando si no cambia el valor de la presión (flujo continuo) significa que el sellado secundario no está trabajando. Repetir el procedimiento desde el primer paso.

Remoción de la unidad de sellado 5. Quitar la rueda, desatornillar y quitar la copa.* 6. Sacar el pin que sujeta el vástago a su adaptador, quitar el adapador del vástago y los

rodamientos. 7. Desatornillar y quitar la tuerca prensadora. 8. Sacar el empaque sellador del vástago bombeando un poco de grasa a través de la grasera. Insertar la nueva unidad de sellado 9. Limpiar cuidadosamente las partes internas de la válvula y aplicar una capa delgada de

grasa en el vástago, dentro de la cabeza y sobre el nuevo empaque. 10. Volver a instalar el empaque usando la tuerca prensadora para fijar en el lugar.* 11. Desatornillar la tuerca prensadora para lubricar el vástago y volver a poner en su lugar la

tuerca prensadora. 12. Volver a instalar los rodamientos, el adaptador del vástago y su pin. 13. Volver a poner la copa en su lugar y atornillar. 14. Insertar la rueda: tres vueltas completas hacia la izquierda para crear una distancia a partir

de la superficie de sellado. 15. Lubricar la cavidad usando la grasera de la cabeza.

Nota 3: el sellado se realiza por el encaje de la extensión anular en el vástago, en el asiento cónico de la

cabeza. Nota 4: en válvulas con presión de trabajo de 10000 psi o más, además de la válvula chequeadora de grasa

se instala una segunda válvula chequeadora, atornillada dentro del conducto de lubricación. También esta válvula requiere un test.

Nota 5: si la copa no sale fácilmente no insista porque puede sacar la tuerca prensadora anulando el sellado

en la superficie cónica entre el vástago y la cabeza. Nota 10: asegurarse de que el sello esté colocado con el lado de teflón hacia abajo.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Reemplazo de la compuerta y de los platos selladores 1. Girar la rueda hacia la izquierda para abrir las válvulas.* 2. Descargar la presión. 3. Quitar las tuercas de la cabeza. 4. Girar la rueda hacia la derecha (cerrando) para levantar la cabeza del cuerpo. 5. Si el paso anterior se lleva a cabo sin contratiempos, sacar la cabeza; en caso de

dificultades:

. Insertar dos o más tuercas entre la brida de la cabeza y el cuerpo de la válvula, luego girar la rueda hacia la derecha para levantar la cabeza del cuerpo.

. Mantener levantada la cubierta y girar la rueda hacia la derecha hasta que el vástago haya salido de la compuerta.

. Levantar la cabeza.

6. Sacar la compuerta. 7. Inspeccionar la unidad de empaque y reemplazar cualquier componente averiado. 8. Montar la compuerta y los platos selladores y lubricar todas las superficies con una capa

delgada de grasa. 9. Insertar el grupo de estanqueidad en la cavidad del cuerpo y empujarlo hacia adajo hasta

que el conjunto de compuerta no alcance el fondo de la válvula.* 10. Rellenar el espacio entre los dos platos sobre la compuerta con grasa. 11. Quitar el anillo e inspeccionar su asiento. 12. Esparcir una capa delgada de grasa sobre el anillo y su asiento. 13. Insertar el anillo sellador entre la brida de la cabeza y el cuerpo. 14. Colocar la cabeza sobre el cuerpo de la válvula.* 15. Girar la rueda hacia la izquierda (abriendo) hasta que la cabeza alcance la base y la

compuerta esté levantada del fondo. 16. Insertar las tuercas de la cabeza y ajustar.

Nota 1: Si la válvula está trabajando, aislarla de las líneas de presión. Nota 9: Los platos selladores no deben asomar fuera de la parte superior del cuerpo de la válvula. Nota 14: Para válvulas con presión de trabajo por encima de 5.000 psi, los dos pins centralizadores instalados

en el cuerpo deben alinearse con sus respectivos asientos en la parte inferior de la cabeza. Para válvulas con presión de trabajo entre 10/15/20.000 psi, asegurarse de que la grasera esté correctamente posicionada.



Valvulas CAMERON de alta presion Tipo "F" con control hidráulico Las válvulas CAMERON tipo "F" con control hidráulico están instaladas en el kill y en las choke lines y generalmente se mantienen cerradas. Operan mediante una actuador hidráulico y su presión de trabajo es 1500 psi (en condiciones de emergencia pueden subir a 3000 psi). Las conexiones de apertura y cierre dentro del cilindro se colocan a una distancia tal del final del cilindro, que el pistón puede alcanzar la salida del orificio antes de llegar al final de la carrera. Esto reduce el impacto previniendo así que se golpee la válvula. La válvula cuenta con una rueda para poder cerrarla manualmente en caso de emergencia o para asegurarla en la posición de cierre. La válvula cuenta con dos sellos secundarios: uno superior análogo a la válvula manual, y uno inferior en el vástago balanceador.

Un vástago balanceador pasa a través de la unidad de empaque que está en la parte inferior de la válvula. La función del vástago es: • balancear el volumen de desplazamiento durante la carrera de trabajo del vástago para evitar

que la presión aumente (o disminuya) dentro de la válvula; • indicar la posición abierta/cerrada de la válvula (la válvula está cerrada cuando el vástago se

asoma afuera). Por esta razón el vástago balanceador tiene una extensión anular cónica para sellados metal-contra-metal, que permite reemplazar la unidad de sellado bajo presión.

Nota: La rueda no permite una apertura manual de la válvula: ésta tiene que ser abierta hidráulicamente.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 4.6 ADJUSTABLE CHOKES Los chokes son válvulas con un orificio regulable para controlar el flujo del fluido que viene del pozo. Pueden ser operados ya sea manualmente (llave de postigo) que con control remoto operado hidráulicamente (control automático). La función principal es suministrar un apoyo de presión para balancear la presión del pozo y así poder controlar los blowouts. Los manual chokes generalmente se mantienen como reserva, mientras que durante las operaciones de control de blowout se usan preferiblemente los automatic chokes, ya que proveen ciertamente una gran seguridad y funcionabilidad (pueden ser operados a control remoto). Están hechos de materiales altamente resistentes (carburo, tugsteno, acero, cerámica...) para resistir la abrasión creada por el paso de fluidos a alta velocidad y alta presión. La apertura puede ser regulada a través de un elemento de forma cónica (obturador o aguja) que encaja en el orificio (asiento) permitiendo regular el fluido. Una tuerca anillo graduada en 64avos de pulgada, colocada sobre la aguja, permite leer la medida de la apertura manual del choke. El punto cero de la tuerca anillo tiene que coincidir de antemano con la posición de cierre. Para prevenir daños, los chokes regulables no deberí an ser testeados como válvulas normales durante los tests.

Nota: La contrapresión es causada por pérdida de presión dentro del choke; estas pérdidas de presión,

durante la circulación, crean el mismo efecto que el de la presión estática sin circulación.



Choke CAMERON (Choke de perforación) Hay dos modelos de choke CAMERON: Choke automático: El choke puede ser operado manualmente a través de una rueda que controla

directamente el ajuste de apertura. Choke manual: El choke cuenta con un panel de control que permite las operaciones de ajuste del choke a control remoto. Se opera hidráulicamente y su posición puede ser leí da en el indicador neumático suministrado. Nota: SAIPEM adopta generalmente

chokes automáticos CAMERON excepto algunos modelos SWACO.

Partes Cuerpo Compuesto por dos conexiones bridadas con una junta a 90° para el paso del fluido.

Pistón hidráulico Compuesto por un cilindro (cámara de apertura/cierre) y un pistón interno. Las conexiones hidráulicas están en las terminaciones del cilindro.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Obturador Activado por el pistón y asegurado en el vástago, cerca del asiento, permite ajustar el choke.

Asiento Acomodado dentro del cuerpo, en la salida. Se instala el manguito gastado siguiendo la corriente.

Indicador de posición Aparato neumático que actúa sobre el vástago; permite leer y visualizar la posición del obturador, en el panel de control.

Nota: Todos los componentes son para servicio de H2S y pueden soportar temperaturas que oscilen entre -

30°C y 120°C; se pueden solicitar repuestos a alta temperatura. El asiento y el obturador son de carburo de tugsteno resistente a la erosión y tienen terminaciones con perfil simétrico intercambiables, lo que garantiza una mayor duración.



Sello positivo Inicialmente, el choke CAMERON no permitía un sellado en condiciones estáticas ("sellado no positivo"), pero ha sido modificado para proveer un sellado total incluso en condiciones estáticas ("sello positivo"): • se ha diseñado una extensión

anular dentro del asiento; la parte delantera de esta extensión sostiene el obturador;

• las terminaciones del obturador

han sido biseladas (45 grados) para obtener la misma inclinación de la extensión dentro del asiento.

El sellado total se garantiza, por lo tanto, mediante el sellado metal-contra-metal entre la extensión y la terminación del obturador.

Nota: Si se instala una "sello no positivo" en el choke manifold, durante las operaciones de control de

blowout hay que cerrar la válvula que está detrás de él para leer los valores de presión estabilizada. Después de las modificaciones descritas, el diámetro interno del asiento es 1/4" más pequeño: el extractor que hay que usar para sacarlo tiene que ser más pequeño que el usado para el modelo anterior.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ La válvula se opera hidráulicamente mediante una bomba hidráulica de 125 psi operada neumáticamente. El control hidráulico crea una fuerza de 47.400 Kg que puede controlar todos los valores de presión de trabajo para los que la válvula ha sido diseñada.La presión de trabajo oscila entre 5.000 y 20.000 psi y las medidas de la válvula son: - diámetro nominal 3 1/16" y 4 1/16" - diámetro interno del asiento (diámetro del orificio) = 1 3/4" para modelos "sello positivo" = 2" para modelos "sello no positivo" sobre pedido pueden suministrarse otras medidas. Mantenimiento Reemplazo del obturador 1. Poner el choke en posición abierta. 2. Desatornillar y quitar el actuador hidráulico usando la llave prevista. 3. Desatornillar la tuerca aseguradora del obturador sobre el vástago en la terminación del

obturador. 4. Extraer el obturador de su asiento, enganchándolo desde afuera con el extractor previsto. 5. Inspeccionar el obturador. Si la terminación está en malas condiciones, voltearlo (si la otra

terminación está en buenas condiciones) o si no reemplazarlo.* 6. Volver a instalar el obturador. 7. Apretar la tuerca aseguradora. 8. Volver a instalar el actuador y apretar con la llave prevista. No hay que quitar el choke del choke manifold para reemplazar los componentes: para llevar a cabo operaciones de reemplazo aislarlo cerrando las válvulas antes y después del choke mismo.

Nota (*): Las terminaciones biseladas del asiento y el obturador permiten que estos componentes sean

utilizados por más tiempo, ya que pueden usarse las dos terminaciones.



Reemplazo del asiento y del anillo gastado 1. Desatornillar y quitar el actuador hidráulico usando la llave prevista. 2. Insertar el extractor previsto en el asiento apoyándo el plato del extractor contra el cuerpo

de la válvula.1 3. Conectar la bomba de 20.000 psi a la conexión hidráulica del extractor. 4. Presurizar hasta que el asiento salga. 5. Descargar presión y quitar el extractor. 6. Chequear las condiciones del manguito gastado, después del asiento y reemplazarlo si es

necesario. 7. Inspeccionar el asiento. Si está en malas condiciones voltearlo (si la otra terminación está en

buenas condiciones) o reemplazarlo. 8. Insertar el asiento en su puesto.2 9. Volver a instalar el actuador y apretarl usando la llave prevista.

Nota 1: hay dos extractores: uno para el modelo de "sello positivo" y uno para el de "sello no positivo". Nota 2: poner el asiento en su lugar usando un martillo, insertando un material dúctil para evitar daños.

Cameron control panel El panel permite ajustar los chokes automáticos y regular la presión de control de blowout. Se instala en el piso del equipo y se conecta al choke a través de: • un circuito hidráulico que

efectúa la apertura y el cierre del choke automático

• un circuito neumático para ver la posición del choke

El panel es completamente neumático (excepto el contador de strokes eléctrico) y su funcionamiento depende de la instalación del circuito de aire. Una bomba neumática abastece la presión hidráulica (300 psi) requerida para las operaciones de apertura y cierre del choke.

Nota: Si no hay aire disponible, la bomba puede ser operada manualmente a través de una palanca ubicada

en el panel.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Transmisor J2 Convierte la presión real del lodo en una señal neumática que oscila entre 0 y 30 psi, y que puede puede ser transmitida por líneas de baja presión a manómetros de lectura de presiones. Se excluyen así las líneas de alta presión y los valores de presión son transmitidos directamente al panel de indicadores de presión. Hay diferentes tipos de transmisor: se diferencian principalmente en los rangos de presión que tienen que transmitir. Para ser correctamente instalado el transmisor tiene que ser colocado verticalmente. El panel cuenta con los siguientes instrumentos: 1. Indicador de presión de los tubos 2. Indicador de presión del casing 3. Selector de chokes 4. Indicador de la posición del

choke 5. Palanca de ajuste del choke 6. Indicador de la MAASP 7. Interrruptor de la unidad de

seguridad 8. Contador de strokes de la bomba Nota: Los valores de la presión son

tranmitidos al panel por los transmisores J2 que convierten los valores de alta presión en señales neumáticas de baja presión. Los indicadores de presión tienen una precisión de + o - 0.25%.



1. Indicador de presión de los tubos

Indica el valor de la presión en el stand pipe a través de un transmisor ubicado en el manifold de la mesa del equipo.

2. Indicador de presión del casing

Indica los valores de la presión en el cùhoke através de un transmisor ubicado en el choke manifold.

3. Selector de chokes

El panel está diseñado para el control remoto de dos chokes previamente seleccionados a través del selector mismo.

4. Indicador de la posición del choke

Indica la posición del pistón respecto al asiento.

5. Choke adjuster

Es una palanca que activa el choke seleccionado. Se pueden seleccionar tres posiciones diferentes: apertura, cierre y sujeción. La selección de las posiciones de apertura y cierre causa un movimiento que abre o cierra el choke automático. Cuando se selecciona la posición de sujeción, el choke permanece en la posición actual.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 6. Indicador de la MAASP

Este valor de presión, establecido por medio de un botón previsto, no afecta la apertura o cierre del choke hasta que la presión del choke no la alcanza. En ese momento, la unidad de seguridad abrirá lentamente el choke hasta que su presión se estabilice alrededor del valor definido (MAASP).

7. Interruptor de la unidad de seguridad

Activa el dispositivo automático para mantener la presión del casing en el valor definido. La unidad resulta particularmente útil durante las operaciones iniciales de control de blowout, cuando hay que prevenir la fractura del zapato. Hay que desactivarlo una vez que el influjo haya penetrado en el zapato porque el valor de presión del casing puede llegar a ser más alta que el de la MAASP sin alterar el bajo valor de presión del zapato.

8. Contador de los strokes de la bomba

Se compone de un indicador de strokes de la bomba y de un selector que define el número de golpe al que la alarma acústica debe activarse (zumbido). Incluye también:

• push-button (alarma apagada) para desactivar la alarma

acústica • interruptor (apagado P1-P3) para activar el contador de

golpes y para seleccionar la bomba que hay que monitorear

• push-button (reset) para poner en ceros el contador de golpes. El interruptor (prendido-apagado) tiene que estar en la posición "on" cuando el contador se está poniendo en ceros mediante el botón reset.

Nota: Hay que establecer la velocidad de ajuste del choke durante la instalación para evitar el fenómeno de

martilleo del agua en caso de cierres repentinos.



4.7 EMPAQUES DE BRIDA Y ANILLO Brida Las conexiones entre los componentes del circuito de lodo de alta presión se llevan a cabo mediante bridas con empaques de anillo (o juntas de anillo). Generalmente se usan dos tipos de brida:

• B • BX

En los dos tipos se obtiene el sellado con empaques de anillo y se acoplan las bridas apretando un juego de tuercas. Para cada tipo hay un empaque de anillo apropiado de acuerdo con la siguiente tabla:

Nota: Las bridas con terminaciones roscadas pueden llegar a 5.000 psi; por encima de este valor hay que

ponerle bridas a las conexiones o sujetarlas con grampas.

Brida 6B El sellado se lleva acabo sólo a través del empaque de anillo (no entre las terminaciones de la brida). El apretar la tuerca causa una reacción en el empaque de anillo sin poner las superficies de la brida acoplada en contacto.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Brida 6BX El apretar la tuerca afecta la superficie de extensión de la brida. Por esta razón las bridas de conexión 6BX tienen que tener una superficie de extensión que permita el contacto y el sellado. El contacto entre las terminaciones de la brida previene que las vibraciones actúen en el empaque de anillo afectando el sellado, pero es más difícil perder las tuercas.

Los asientos de los empaques de anillo están diseñados sobre las terminaciones de la brida con un grado de acabado RMS (Raffined Measuring Surface) (Superficie de Medida Refinada) de:

32 RMS para el modelo 6B

63 RMS para el modelo 6BX

La inclinación del asiento es de 23 grados para los dos modelos. Pueden revestirse los asientos del ring gasket con materiales a prueba de corrosión. El diámetro interno de la brida es sumamente importante puesto que las herramientas podrían ser enviadas a travès de la brida. En la brida 6BX el diámetro interno coincide con el diámetro nominal de la brida.



Tabla API RP 53

Nota: El reglamento API aconseja que el diámetro interno mínimo coincida con el diámetro nominal de la

válvula menos 1/32".

Empaques de anillo Los empaques de anillo están insertados en sus asientos sobre las superficies de las bridas que coinciden, para asegurar el sellado. Se comprimen con el ajuste de la tuerca de la brida hasta que se deforman creando un sellado de metal contra metal. Los empaques de anillo que generalmente se eligen son: • tipo R • tipo RX • tipo BX


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Tipo R Los empaques de anillo tipo R tienen una sección oval u octagonal y se usan para bridas 6B con una presión de trabajo máxima de 5000psi. El sellado entre el anillo y el asiento se obtiene mediante compresión y empuje, con la consecuente deformación del anillo. Después de apretar, las terminaciones de la brida no están en contacto sino separadas por un espacio que depende de sus medidas. El tipo R no puede ser estimulado y padece una deformación permanente. Esto significa que si la presión interna de acoplamiento aumenta substancialmente, causa una disminución de la fuerza de las tuercas y por consiguiente una pérdida en el sellado. Shocks, vibraciones y cambios de temperatura pueden alterar la fuerza de compresión del anillo con consecuentes pérdidas. Tipo RX Los empaques de anillo tipo RX tienen una sección octagonal asimétrica y se usan para bridas 6B con una presión máxima de trabajo de 5000 psi. Como el asiento RX es como el R, son intercambiables. Gracias a las medidas del anillo RX la presión interna contribuye al sellado del anillo. Está hecho de un material particular que permite una cierta deformación elástica de tal manera que su estimulación puede compensar: • ligeras variaciones de la posición de la brida • irregular ajuste de tuercas • cambios de temperatura Después de apretar, las terminaciones de la brida no están en contacto y el espacio entre ellas varia de acuerdo con el tipo de brida.



Tipo BX Los empaques de anillo tipo BX tienen una sección octagonal simétrica y se usan para bridas 6BX con presión de trabajo de 5000 psi y mayores. Los empaques de anillo BX son anillos de sellado estimulados: la presión interna contribuye al sellado. Los tipos RX y BX tienen un pequeño orificio balanceador entre la tarte superior y la inferior, para balancear los dos valores de presión de sellado de las terminaciones de la brida. El reglamento API RP 53 aconseja que los empaques de anillo R, RX y BX no sean nunca reutilizados, pero en la práctica los de tipo R se usan más de una vez. Mantenimiento Las bridas representan una especie de interrupción en la estructura de la instalación y son en realidad puntos débiles donde pueden ocurrir las pérdidas; es por lo tanto sumamente importante atenerse a las recomendaciones dadas para las siguientes operaciones: • transporte y manipulación

durante las operaciones de transporte y manipulación, hay que proteger las bridas con cubiertas apropiadas

Nota: El punto más delicado de la brida es el asiento del empaque de anillo; en caso de bridas 6BX, como el

sellado es entre las terminaciones de la brida, también la superficie de contacto debería ser protegida adecuadamente.

• montaje

- inspeccionar los asientos para detectar cualquier daño o muesca - limpiar los asientos y los empaques de anillo; no usar cepillos de acero para evitar muescas - lubricar con una capa delgada de aceite, no aplicar grasa en las superficies que hay que acoplar - juntar las superficies con el torque previsto.

• Uso - chequear de vez en cuando el ajuste de las tuercas, especialmente si se están usando anillos

de tipo R, ya que se pueden perder por vibraciones o cambios de temperatura - habría que tener siempre en stock apropiados repuestos de empaques de anillo para la brida

instalada. Nota: generalmente se recomienda que para mejorar el sellado de los empaques de anillo no se debería

cubrirlos con teflón, caucho o cualquier otro material.



81

5. BOP STACK

BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

5.1 CONFIGURACIONES DEL BOP STACK La selección de la configuración del BOP stack precisa lo siguiente: • definición del rating de la presión de trabajo • ubicación de los varios tipos de BOP • selección del tipo de conexión Depende también de la etapa operacional y de consideraciones acerca de los procedimientos operacionales, factores de seguridad y lo crítico del blowout. El rating de la presión de trabajo tiene que ser adecuada para controlar la presión máxima esperada durante la perforación, asumiendo que la formación del fluido sea gas. La ubicación de las partes depende de: • selección del BOP que hay que instalar • definición de la ubicación de los diferentes tipo de ram • ubicación de las drilling spools (si hay alguna). Pueden instalarse las conexiones de las kill y choke lines: 1. directamente en las salidas

laterales del ram-BOP 2. por medio de un drilling spool. La solución 1 permite reducir el número de conexiones y la altura del stack, pero causa gran erosión dentro del BOP durante el control de blowout. La solución 2 concentra la erosión dentro del drilling spool, pero requiere más conexiones y un stack más grande. Además, el uso de drilling spools aumenta la distancia entre las rams del BOP facilitando las operaciones de stripping. Nota: Las conexiones laterales del casing spool no pueden usarse como choke o kill lines excepto en caso de emergencia.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ En resumen, la configuración del BOP stack depende de: • el rating de presión de trabajo del BOP • el diámetro interno del BOP • tipo de BOP instalado y existencia de de drilling spools Puede representarse con un código definido de componentes. El reglamento API RP 53 hace una lista de los componentes leídos antes y los identifica con los siguientes códigos:

A =

BOP anular

R =

single-ram BOP

Rd =

double-ram BOP

Rt =

triple-ram BOP

S = Drilling spool

M = rating de presión de trabajo en miles psi Ejemplo: Una configuración de BOP stack con:

- un rating de presión de trabajo de 5.000 psi - un diámetro = 13 5/8"

compuesto de:

- un drilling spool - dos single-ram BOP - un BOP anular

se representa así:

5M 13 5/8" - SRRA


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

Con referencia a los ratings de presión de trabajo, el reglamento API RP 53 clasifica los BOP stacks en:

2M 3M 5M 10M 15M Con base en esta clasificación, se indican el número de BOP que hay que usar y la configuración típica, sin especificar las posiciones del ram. • 2M máximo 2 BOP incluidos:

SA SRA

SRR RSR

• 3M - 5M 3 BOP incluidos, un ram BOP y un BOP anular: SRRA RSRA


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ • 10M - 15M 4 BOP incluidos, 3 ram BOP y un BOP anular:

RSRRA SRRRA

Nota: En las configuraciones 10M-15M el BOP anular puede tener una presión de trabajo menor que la del

BOP anular estándard.

El drilling spool (S) es opcional en todas las configuraciones.

La configuración completa del BOP stack incluye también la ubicación del ram, que se selecciona dependiendo de una variedad de evaluaciones y consideraciones. Las más importantes son: - riesgo de kick con o sin tubería dentro del pozo

esto define el tipo de rams (blind o shear rams) que es más probable que vayan a ser usados e indica si los blind rams o los shear rams deberían ponerse arriba.


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

- circulación a través de las choke y kill lines

posibilidad de circular con el pozo cerrado para llevar a cabo el control de erupción. Para hacer esto posible, las lines deberían ser conectadas debajo del BOP cerrado.

- posibilidad de maniobra en stripping

en caso de stripping ram a ram hay que dejar un espacio adecuado entre los rams que se estén usando junto a líneas de presurización y de descarga de presión. Por lo tanto, no se puede llevar a cabo el stripping si se usa un BOP doble.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ - posibilidad de llevar a cabo un hang-off

el procedimiento requiere que el drill string se apoye a los pipe rams y que los blind-shear rams estén cerrados. Por lo tanto, esto se puede realizar sólo si los blind-shear rams están arriba de los pipe rams a una distancia adecuada (no se puede realizar con un BOP doble).

- cierre del pozo durante el reemplazo de rams

posibilidad de cerrar el pozo durante el reemplazo de rams (p.e. antes de bajar un casing).


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

- reemplazo de emergencia de rams después de un cierre

posibilidad de reemplazar los BOP rams arriba del BOP que se está usando para cerrar el pozo. La intervención puede ser necesaria cuando los rams instalados necesitan ser reemplazados porque no cumplen con las condiciones operacionales o en caso de excesivo desgaste.

- reparación de drilling-spool

posibilidad de cerrar el pozo debajo de las salidas laterales para permitir reparar las líneas. Mientras más baja la posición del BOP mayor será la posibilidad de intervenir en los componentes del stack en caso de una pérdida. En las kill y choke lines hay generalmente una mayor posibilidad de intervenir.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ - reducción de las conexiones del stack

posibilidad de dos o tres BOPs sencillos conectados directamente con un BOP doble o triple para reducir el número de conexiones y la altura del BOP stack

- uso de un drill string misto

el uso de un drill string misto requiere un par de pipe rams para cada diámetro que se esté usando (dejando aparte el uso de bore rams variables)

En los siguientes dos BOP stack se describen: • 3M - 5M • 10M - 15M teniendo en cuenta los puntos descritos antes. En el siguiente, no se está examinando el BOP anular, y se tratan los rams ciegos como blind-shear rams y asumimos que los drilling spools han sido instalados pero no hay salidas laterales del BOP (Drilling spool).


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

stack BOP 3M - 5M (Anular-Blind-Drill. Spool-Pipe rams) Reducción de conexiones

Con tubería dentro del pozo: Sin tubería dentro del pozo:

-Circulación a través de choke/kill lines

-Reparación del drilling spool

-Reemplazo de rams

-Stripping ram a ram

-Cierre del pozo durante el reemplazo de rams (reemplazo de pipe rams)

-Procedimiento hang-off (colgando y cortando)



RESUMEN 3M - 5M

Anular Blind

Drill. SpoolPipe rams

Anular Blind

Pipe rams Drill. Spool

Anular Pipe rams

Blind Drill. Spool

Anular Pipe rams

Drill. Spool Blind

Reducción de conexiones

NO

SI

SI

NO

Con tubería dentro del pozo:

- Circulación a través de choke/kill lines

NO

SI

SI

SI

- Reparación del drilling spool

SI

NO

NO

NO

- Reemplazo de rams

SI

SI

NO

NO

- Stripping ram a ram

SI1

NO

NO

NO

- Procedimiento hang-off (colgando y cortando)

SI

SI/NO2

NO

NO

Sin tubería dentro del pozo:


SI

SI

SI

NO


NO

NO

NO

SI

- Cierre del pozo durante el reemplazo

de rams (reemplazo de pipe rams)

NO

NO

SI

SI

- Reemplazo de rams

NO

NO

SI

SI

Nota 1: El stripping es posible si se reemplazan los rams ciegos con pipe rams. Nota 2: Si se ha instalado un BOP doble el procedimiento de hang-off no es posible por falta de espacio.


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

RESUMEN 10M - 15M

Anular Blind

Drill. SpoolPipe rams

Anular Blind

Pipe rams Drill. Spool

Anular Pipe rams

Blind Drill. Spool

Anular Pipe rams

Drill. Spool Blind

Reducción de conexiones

SI

SI

SI

SI

Con tubería dentro del pozo:


SI

SI

SI

SI


SI

SI

NO

NO

- Reemplazo de rams

SI

SI

SI

SI

- Stripping ram a ram

SI

SI

NO/SI1

SI1

- Procedimiento hang-off (colgando y cortando)

SI

SI

SI

SI

Sin tubería dentro del pozo:


SI

SI

SI

SI


NO

NO

NO

NO

- Cierre del pozo durante el reemplazo

de rams (reemplazo de pipe rams)

SI

NO

NO

SI

- Reemplazo de rams

SI

NO

NO

SI

Nota 1: El stripping es posible si el BOP cuenta con conexiones laterales.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Consideraciones Configuración 2: Anular-Blind-Pipe rams-D:Spool

Esta configuración es particularmente apropiada en caso de un blowout con los tubos dentro del pozo

Configuración 3: Anular-Pipe rams-Blind-D:Spool

Esta configuración es particularmente apropiada en caso de un blowout sin los tubos dentro del pozo

Configuración 5: Anular-Pipe rams-Blind-D:Spool-Pipe rams

Esta permite cualquier operación de control de blowout que haya que llevar a cabo (en caso de BOP sencillo no se puede usar)


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

5.2 BOP TEST Todos los componentes del BOP stack deben ser periódicamente chequeados e inspeccionados para detectar cualquier pèrdida o mal funcionamiento. Hay que llevar a cabo, por lo tanto, tests periódicos incluyendo los siguientes: a. test de funcionabilidad del BOP

los procedimientos incluyen apertura y cierre del BOP para verificar la actual funcionabilidad del mecanismo.

b. test hidráulico

esta prueba permite chequear el sellado hidráulico de todos los componentes del BOP stack que están sujetos a presión

Test de funcionabilidad del BOP El reglamento API RP 53 recomienda lo siguiente: - BOP anular; no hay que activarlos en todos los viajes sino en intervalos no mayores de siete días. - con tubería dentro del pozo

abrir y cerrar el BOP

- sin tubería dentro del pozo abrir y cerrar el BOP sin esperar el cierre completo del BOP.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ - ram BOP; se recomienda un test de operación en todos los viajes, no más de una vez al día. - con tubería dentro del pozo

llevar a cabo el test durante el tripping con la broca en el zapato

- sin tubería dentro del pozo

no se deben testear los rams

Nota: ya que no se requiere el sellado durante los tests de operaciones, siendo la ayuda del test el chequear

las operaciones, la disminución o estimación de la presión de trabajo debería ser aplicada para evitar daños en las unidades de empaque.

5.3 TEST DE LA PRESIÓN HIDRÁULICA Procedimiento del test El test requiere presurización de todo el circuito de alta presión para probar el sellado de todos los componentes del circuito.* Un test inicial de presión tiene que ser realizado en los BOPs que han sido instalados después del primer montaje (para ser hecho antes de perforar el tapón de concreto del casing). El test se llevará a cabo entonces en las siguientes situaciones: • después del consecuente casing tubing • antes de perforar una zona que se sabe tiene presiones anormales • después de reemplazar uno de los componentes del BOP stack o del choke manifold • en todo caso, no menos de una vez cada 21 días Prácticamente, el choke manifold a veces es testeado separadamente para agilizar las operaciones.

Nota: cuando se reemplaza un componente del choke manifold, hay que realizar el test sólo sobre ese

componente.


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

Presión mínima El equipo debería ser testeado a por lo menos 70% de la presión de trabajo del BOP, pero limitada - al componente con la menor presión de trabajo estimada - al 70% de la mínima presión de rendimiento de la parte superior del casing string Las presiones testeadas no deben ser nunca inferiores a la presión de superficie esperada en caso de que ocurra un kick. Una excepción es el BOP anular que puede ser testeado a 50% de su presión de trabajo estimada para minimizar el uso del elemento pack-off.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Presurización El test debe ser realizado con agua y una bomba neumática auxiliar provee la presión necesaria que permite registrar las presiones requeridas. Un registrador previsto resgistra el test de presión. La bomba neumática de alta presión se caracteriza por un flowrate bajo. Por lo tanto, la presurización inicial comienza por medio de bombas de lodo, que permiten obtener la máxima presión de bomba permitida y luego sigue a través de la bomba auxiliar. La presurización, que es necesaria para realizar un test de presión, puede obtenerse también por medio de una unidad de cementación (si hay alguna). En caso de primera instalación empezar por aplicar un valor de presión menor que el valor máximo estimado; test a 200-300 psi para comprobar: • elasticidad del caucho • baja presión de sellado • algún liqueo principal Si no se detectan liqueos proceder a realizar el test de alta presión. En caso de liqueos, después de eliminarlos, presurizar de nuevo para resetear el valor del test de presión.

Nota: no se recomienda saldar campos para eliminar pérdidas.

Los tests deben ser conducidos mínimo por 3 minutos, y generalmente se mantiene por 5 o 10 minutos. La prueba de presión es sobre la conducta de cada componente, mientras se mantienen las válvulas abiertas de arriba hacia abajo y de abajo hacia arriba.


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

La prueba de presión se debe hacer aplicando presión desde abajo hacia: - kelly cocks inferiores y superiores - interior del BOP - válvulas de seguridad de reserva

para los tubos que se estén usando

Antes de empezar el test 1. En caso de primera instalación,

asegúrese de que las líneas operativas del acumulador estén correctamente instaladas


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 2. Circular con agua desde la kill

line inferior para remover el lodo del circuito y de la cabeza del pozo.*

- Circular una línea a la vez

para asegurarse de que han sido realmente abiertas y de que se les ha limpiado del lodo

- Durante la circulación abrir la

válvula del casing spool para expulsar los residuos de lodo.

3. Usar un chorro de agua para

lavar la cabeza del pozo y cualquier parte que haya que testear, para detectar mejor cualquier liqueo.

4. Vaciar y limpiar el sótano del

BOP stack.

Nota (*): llevar a cabo suficiente circulación para prevenir atrapar cualquier burbuja de aire en el circuito,

que afecte el test.

Durante el test 1. Chequear el sellado de todas las parejas de bridas


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

2. Chequear el sellado secundario del ram BOP

mirando por el orificio de asomo (o mirador) para detectar cualquier liqueo

3. Chequear la operatividad de las líneas para

detectar goteos de aceite en el tanque acumulador (empaque inferior de goteo en el interior de la cámara de cierre del BOP anular)

4. Chequear todos los componentes del choke manifold (circuito de alta presión)

5. Chequear si hay goteo ya sea de agua que de

lodo en la cabeza de los tubos (liqueo en el cup-tester)

6. Chequear cualquier flujo de agua o de lodo

desde las salidas laterales del casing spool (liqueo en el plug-tester)

Atención: Durante los tests deberá permanecer el

menor número posible de operadores cerca del equipo de presurización.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Procedimiento del test El test se realiza usando herramientas apropiadas que permitan la presurización del BOP stack:

- cup tester - plug tester

Cup tester Se baja juntos con los tubos dentro del casing unos 6-10 metros por debajo de la base de la brida. Permite testear todo el BOP stack excepto los blind rams que tienen que ser testeados durante el test de presión del casing. Para testear el sellado superior de la brida del casing procédase como sigue: - cerrar la válvula del casing spool para

presurizar el BOP stack; - quitar el tapón y la válvula de chequeo de la

brida del casing spool para detectar cualquier goteo;

- eventualmente acordarse de volver a insertar sea el tapón que la válvula de chequeo.

Nota: - Para empezar el test, cerrar antes las salidas laterales del casing spool - Para facilitar el descenso del tester, se pueden atornillar 2/3 de tubería en el fondo

Plug tester Generalmente se introduce mientras los tubos están dentro del casing hasta que se apoya en el asiento dentro del casing spool.


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

El tubo que se usa para bajar el tester será recuperado cuando se testeen los blind rams. El plug tester permite probar los rams ciegos pero no las conexiones del casing.

Durante los tests del BOP se deben respetar adecuadas medidas para prevenir que se presurice accidentalmente el casing: - abrir la válvula del casing spool para prevenir que éste se presurice en caso de liqueos. Test 200-300 psi 1. Cerrar el BOP anular 2. Presurizar el circuito hasta las válvulas hidráulicas 3. Efectuar el test de presión del BOP anular 4. Efectuar el test de presión del ram BOP 5. Descargar la presión de la válvula hidráulica Test de presión Presurizar el circuito y efectuar un test de presión en los siguientes componentes 1. Válvula de la flare line (34) 2. Válvulas del manifold corriente

hacia abajo del choke:

- válvulas 31, 32, 33 - válvulas 26, 28, 29, 30

3. Válvulas del manifold corriente

hacia arriba del choke:

- válvulas 20, 23, 25, 26 - válvula 24

4. Válvulas de la choke line (derecha)

- válvulas 17, 18, 19 - válvulas 8, 12 - válvulas 7, 11


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 5. Ram BOP - pipe rams superiores - pipe rams inferiores 6. BOP anular Presurizar la línea de circulación de reversa (19) y realizar el test de presión en los siguientes componentes: Válvulas de la kill line (izquierda)

- válvulas 5,9 - válvulas 6,10

Al final del test a. descargar la presión de la válvula de la bomba auxiliar b. reintegrar las válvulas

manteniendo la correcta configuración del circuito


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

Equipo de testeo de la presión hidráulica Plug tester Está compuesto de un tapón con extremos roscados incomunicados cuyas medidas le permiten acomodarse dentro del casing spool, cuenta con sellos de presión con empaquetadura de anillo para asegurar el sellado. En el extremo inferior se instalan uno o más tubos para asegurar un adecuado tirón hacia abajo para facilitar el descenso. El tester se acomoda en su lugar por medio de uno o dos tubos que serán desatornillados después, cuando se testeen los rams ciegos, y será retirado después del test atornillándolo en los tubos y sacándolo. Antes de bajarlo asegurarse de que su forma y medida encaja en el asiento del casing spool Cuando se aplica la presión hay que abrir las salidas laterales del casing spool para evitar, en caso de liqueos, la presurización del pozo. Cup tester Se compone de: - dos elementos

atornillados con un orificio y conexiones roscadas en sus extremidades para conectarlas a los tubos;

- una unidad de empaque

con forma de cono (cup), asegurada entre los dos elementos.

La copa se compone de una parte de caucho con terminaciones de acero, disponible en diferentes tamaños para garantizar un sellado adecuado con un diámetro conveniente al interior del casing.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ El mandril se atornilla en al conexión con el elemento copa en medio, mientras que los drill pipes se atornillan en los extremos inferiores y superiores. Durante el test el tubo está sometido al jalón del cup-tester que se añade al empuje (debido a la presión). Este doble efecto involucra una disminución de la resistencia de los tubos a estirarse e impone una reducción de la presión del test. Si se inserta el cup-tester en la cabeza del drill string para definir la presión de empuje de los tubos, hay que considerar también la fuerza de tiro creada por el peso debajo de la sarta.

Nota 1: por regla general se mantiene un juego de tubos, en buenas condiciones y maracados para la

identificación, para usarlos sólo en los tests de presión con cup-tester. Nota 2: durante el test el elevador que sostiene el tubo testeado deberá permanecer en la mesa de rotación

para reducir la fuerza de suspensión en todo el sistema y para facilitar el paso del tubo a través de las unidades de empaque del BOP.

Cálculo de la presión máxima. Para calcular el valor de la presión residual de aplastamiento (PRC) se puede aplicar la siguiente fórmula:

donde:

PRC = presión residual de aplastamiento (con fuerza de tiro) Pmáx.C = presión máxima de aplastamiento (sin fuerza de tiro) PP = resión de prueba ACT = área cup tester Ap = área del cuerpo del tubo clase premium dC = unidad promedio de stress (esfuerzo)


BOP stack ________________________________________________________________________________________________________

Máxima presión de prueba

Nota: Los valores de presión máxima y los correspondientes valores de fuerza de tiro se calculan sin ningún

coeficiente de seguridad.



PLUG TESTER

CUP TESTER

Ventajas

- Permite testear el sellado de los rams ciegos a la presión dada porque permite mantener el pozo libre de tubería

- No involucra fuerza compuesta (tirón y

presión externa) en el tubo.

- No implica riesgos de presurización del pozo porque en caso de que el elemento no selle, los tubos aseguran la salida del agua previniendo que se presurice la sección inferior del casing.

Puede ser bajada más allá del casing spool permitiendo así:

- testear la última sección del casing - el test de presión del casing spool hacia

afuera

Desventajas

- No puede ser bajado más allá del casing spool

- No permite testear los rams ciegos sin presurizar el pozo

- Disminuye la resistencia de los tubos a

limitar la fuerza de tiro

Prueba del sub del casing ram Es una sección del casing del diámetro deseado, con los extremos superior e inferior roscados que hay que conectar a los tubos (superior) y al cup tester (inferior). Se usa en el plug tester cuando se requiere la presurización del protector superior del ram. Esta prueba se realiza generalmente a 500 - 1000 psi.



111

6. ACUMULADOR

Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

GENERALIDADES Los acumuladores producen y almacenan energía hidráulica para usarla cuando hay que cerrar rápidamente el BOP por condiciones de emergencia. Cuenta con los controles necesarios para activar los BOPs y las válvulas hidráulicas durante la perforación y en caso de blowout. Se compone de: • un tanque que contiene fluido

hidráulico (aceite) a presión atmosférica;

• una o más unidades de bombeo

de alta presión para presurizar fluido;

• botellas precargadas de

nitrógeno para almacenar fluido presurizado.

El fluido de control de alta presión es conducido a un manifold y enviado hacia mecanismos de cierre a través de válvulas de control previstas.

Operaciones El funcionamiento del acumulador de presión se caracteriza por las siguientes fases: precarga: se llenan las botellas del acumulador con nitrógeno a la presión de precarga

estimada (1000 psi); carga: las bombas bombean el fluido de control desde el tanque, presurizado y enviado

a la línea de carga de la botella. El proceso de carga termina tan pronto como la presión del acumulador alcanza el valor deseado. (Presión de carga 3000 psi);

descarga: cuando se activan las válvulas de control, se envía el fluido de control

presurizado almacenado en las botellas, a las líneas de trabajo para preparar los mecanismos conectados ya sea a la apertura que al cierre. Las operaciones de descarga causan una disminución en la presión del acumulador y se pueden activar las bombas si los valores de presión bajan más del límite definido;


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ control de la bomba: adecuados interruptores automáticos de presión (hidro-eléctricos e hidro-

neumáticos) permiten controlar el funcionamiento de la bomba y activarla cuando la presión del acumulador disminuye por debajo del valor mínimo, o pararla cuando alcanza el valor máximo permitido (presión de carga);

regulación: se puede regular la presión del fluido de control mediante válvulas

adecuadas que permiten reducir la presión, y controlarla por medio de dos reguladores: - la válvula reguladora de presión del manifold controla la presión de

apertura/cierre de las válvulas hidráulicas y del ram-BOP; - la válvula reguladora de presión del BOP anular controla la presión de

apertura/cierre del BOP anular.

Nota: Si la capacidad de descarga no es lo suficientemente alta, se debe insertar una botella de compensación en la línea de cierre del BOP. El regulador del BOP anular debe tener la capacidad para permitir, en caso de stripping, descargar la presión excedente durante el paso de tool-joint.

6.1 DIMENSIONES Se crean las dimensiones del acumulador según el volumen total de fluido requerido para llevar a cabo un número dado de operaciones de apertura-cierre (Capacidad volumétrica) y según el fluido de la botella que se puede usar realmente (Volumen del fluido que se puede usar). Hay que considerar los siguientes valores para las dimensiones del acumulador:

presión de precarga: es la presión inicial con botellas llenas sólo de nitrógeno (1000 psi);

presión de trabajo: es la presión final con botellas llenas de fluido de control (3000 psi);


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

presión mínima de trabajo: es el valor mínimo de presión

que permite usar el acumulador (que está 200 psi por encima de la presión de precarga).

Volumen del fluido que se puede usar Se puede definir el fluido que se puede usar como el volumen de fluido que puede ser almacenado en las botellas entre la presión de trabajo y la presión mínima de trabajo. Capacidad volumétrica (Reglamento API RP 53) Todos los acumuladores de presión deben contar con el número de botellas necesario para proveer un volumen suficiente de fluido utilizable (con bombas no trabajando) para: • cerrar un BOP anular • cerrar un pipe ram BOP • abrir la válvula hidráulica de la choke line Reglamento API RP 16E El acumulador debe tener una capacidad volumétrica suficiente para reunir lo máximo de los siguientes requisitos (con bombas no trabajando): • cerrar todos los stack BOPs con una reserva del 50%; • después de cerrar todos los BOPs, la presión del fluido que queda tiene que ser mayor que la

presión mínima de trabajo (calculado por la relación de cierre del BOP) requerida para cerrar cualquier ram BOP (excepto los shear rams).

Crear las dimensiones de un acumulador de presión incluye la definición de un número suficiente de botellas, cuya unidad debe conocerse, para llevar a cabo un número dado de operaciones de apertura/cierre. Se pueden llevar a cabo los cálculos en tres pasos:

1. calcular el volumen de fluido utilizable para cada botella 2. determinar el volumen de fluido necesario para efectuar todas las operaciones requeridas 3. calcular el número de las botellas requeridas


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 1. Cálculo del volumen de fluido utilizable por botella Aplicando la ley de los gases en los siguientes casos: a. Presión precargada:

se calcula el factor constante

b. Presión de trabajo:

después de cargar con fluido de control, calcular el volumen de gas reducido: Volumen de gas a presión de trabajo

c. Presión mínima de trabajo:

una vez que la botella haya alcanzado la presión mínima de trabajo calcular: el volumen del gas a presión mínima de trabajo.

El volumen del fluido utilizable es dado por la diferencia entre los dos volúmenes de gas.

Volumen del gas 1 - Volumen del gas 2 = Volumen del fluido utilizable 2. Cálculo del volumen necesario para efectuar las funciones requeridas El volumen total del fluido de control se calcula considerando las diferentes capacidades del BOP y de las válvulas hidráulicas, ya sea durante el cierre que la apertura, y multiplicando cada valor por el número de operaciones de apertura y cierre que hay que efectuar. Basándose en el volumen necesario para llevar a cabo operaciones, puede determinarse el volumen total de fluido que hay que almacenar como un función de un "factor de seguridad".

Volumen total = Capacidad volumétrica x Factor de seguridad 3. Cálculo del número de botellas Basándose en el volumen de fluido utilizable por botella y del volumen total de fluido necesario, puede determinarse el número de botellas que hay que almacenar para tal volumen de fluido.

Volumen total Número de botellas =

Volumen de fluido utilizable


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Factor de capacidad Con base en el fluido utilizable, puede definirse un "factor de capacidad" de un acumulador: representa la fracción del volumen de botella que puede ser realmente usado.

Volumen total de botella Factor de capacidad =

Volumen de fluido utilizable La tabla muestra un ejemplo de "factor de capacidad" basado en una presión mínima de trabajo de 1200 psi.

Presión de trabajo

(psi)

Presión de precarga

(psi)

Volumen de fluido utilizable fracción de la capacidad total

del tanque depósito

Factor de capacidad

1500

750

1/8

8

2000

1000

1/3

3

3000

1000

1/2

2

Por regla general, se puede determinar el volumen de fluido utilizable con la siguiente expresión:

Donde:

Vu = Volumen de fluido utilizable V = Volumen por cada botella PP = Presión de precarga de nitrógeno PM = Presión de trabajo PR = Presión mínima de trabajo


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 6.2 CARACTERISTICAS Y REQUISITOS Tiempo de respuesta El sistema de cierre tiene que ser capaz de cerrar cualquier tipo de BOP dentro de los siguientes lapsos de tiempo: • diámetros menores de 18 3/4"

30 segundos por ram BOP 30 segundos por BOP anular

• diámetros de 18 3/4" o más grandes

45 segundos por BOP anular

Reglamento API RP 16 E - Para diámetro BOP anular inferior a 18" ¾ menos de 30 seg.

- Para diámetro BOP anular mayor o igual a 18" ¾ menos de 45 seg.

Botellas del acumulador Las botellas tienen que trabajar a valores de presión menores del valor de la presión máxima de trabajo. Hay que leer la presión de precarga siempre que se empiece, se chequee o se regule una instalación, si es necesario. Para efectuar la presurización usar nitrógeno.

Nota: hay que usar un gas inerte como el nitrógeno porque cuando un gas contenido está en

contacto con aceite puede producirse una mezcla explosiva.

Válvulas y manómetros de presión Cuando se instalan botellas en más de un manifold, hay que instalar válvulas adecuadas para poder aislar cada manifold. La presión de trabajo de estas válvulas debe ser la misma que la del acumulador y debe ser mantenida abierta, excepto cuando el acumulador no esté trabajando. Un manómetro de presión para chequear la presión de precarga tiene que estar siempre disponible.


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Bombas del acumulador Cada acumulador tiene que contar con un número suficiente de bombas para llevar a cabo lo siguiente: 1. capacidad de la bomba

Cuando se excluyen las botellas, las bombas deben permitir, dentro de un tiempo máximo de dos minutos:

- cerrar el BOP anular - cerrar una pipe ram BOP con el mismo diámetro de los tubos que se están usando - abrir la válvula hidráulica en la choke line - subir la presión del manifold a un valor que iguale la presión de precarga más 200 psi

(véase el test de capacidad de la bomba). 2. tiempo de carga

El uso de todas las bombas debe permitir cargar el acumulador desde un valor de presión de precarga hasta el valor de presión máxima de trabajo dentro de un tiempo máximo de 15 minutos.

3. presión de trabajo

Las bombas instaladas tienen que mantener una presión de trabajo igual a la presión de trabajo del acumulador (3000 psi).

4. requisito de poder

La fuerza necesaria para permitir que las bombas funcionen tiene que ser siempre disponible para permitirles empezar automáticamente siempre que la presión disminuya por debajo del 90% de la presión de trabajo (2700 psi para valores de presión de trabajo de 3000 psi). Por razones de seguridad, hay que tener a disposición dos o tres fuentes de alimentación independientes para cada acumulador, cada una de ellas debe reunir los requisitos descritos antes (punto 1) para permitir la operación de la bomba. Se recomienda una fuente de doble alimentación combinando alimentación eléctrica y aire comprimido.

Nota: Las bombas deben parar automáticamente cuando se alcanza el valor de presión de trabajo, o un valor de 100 psi por debajo.

El doble sistema de fuentes de potencia no es necesario en pozos superficiales donde el zapato del casing está a una profundidad menor de 160 m. y donde la presión máxima prevista en superficie no supera los 200 psi.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Conexiones de válvulas y otras partes a. tres manómetro de presión de alta precisión: para leer la presión del acumulador, la presión

del manifold y la presión del BOP anular; b. válvula reguladora de presión: para controlar el valor de presión del BOP

anular;* c. válvula by-pass: que permite, cuando se requiere, enviar toda la

presión del acumulador sobre el manifold; d. válvula de chequeo: para separar las dos bombas, las botellas y la

válvula reguladora de presión del BOP, del manifold;

e. válvulas de apertura total: en la línea de cierre y en las aperturas anulares;* f. válvulas de apertura total: instaladas en el manifold y equipadas con una

junta que permita una conexión rápida con otra bomba.

Nota b: El regulador tiene que ser controlado con un control remoto y debe ser capaz de responder a los

cambios de presión con la suficiente sensibilidad como para mantener el valor de presión dentro de una variación de 150 psi, del valor seleccionado.

Nota e: Hay que instalar las válvulas de apertura total inmediatamente adyacentes al BOP anular y hay que

mantenerlas en la posición de apertura. Serán cerradas cuando se testeen las líneas a valores de temperatura por encima de 1500 psi.

Válvulas de cierre Sobre las válvulas de cierre ("válvulas de 4 vías") tiene que ser claramente indicado lo siguiente:

- BOP controlado o choke line - posición de la válvula (abierta, neutral, cerrada)

Durante las operaciones de perforación las válvulas tienen que estar siempre en las siguientes posiciones:

- válvulas del BOP en posición abierta (no en posición neutra) - válvulas hidráulicas de la choke line in posición cerrada.

La válvula que controla el cierre de los rams ciegos tiene que contar con una cubierta para prevenir un cierre no intencional del ram.


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Tanque de control de fluido 1. Fluido hidráulico: hay que usar un fluido hidráulico adecuado en el acumulador (aceite

hidráulico o agua con lubricante). No se recomienda diesel, aceite de motor, kerosene o cualquier otro fluido parecido porque pueden dañar los sellos de caucho. Si el fluido contiene un poco de agua, o si la temperatura puede bajar de cero, hay que añadir una adecuada cantidad de glicol. 2. Capacidad del tanque: cada acumulador tiene que tener un tanque cuya capacidad debe ser

por lo menos el doble del volumen del fluido utilizable. Líneas de trabajo Todas las válvulas y las partes conectoras instaladas entre el acumulador y el BOP stack tienen que tener una presión de trabajo de 3000 psi para todos los BOP stacks con presión de trabajo de 3000 psi. Todas las líneas entre el BOP stack y el acumulador tienen que ser construidas en acero o en tubo flexible a prueba de fuego. Posición de instalación del acumulador Hay que colocar la bomba principal del acumulador en un lugar seguro y el acceso debe ser fácil en caso de emergencia. Además, tiene que ser instalada al nivel apropiado para evitar regreso de flujos o drenaje de las líneas del tanque. Paneles de control remoto Hay que instalar el control remoto de tal manera que todos los BOPs y todas las válvulas hidráulicas puedan ser operadas así. Hay que colocar un panel de control remoto de tal manera que sea fácilmente accesible y hay que poner otro a una distancia de seguridad del piso del equipo (por ejemplo en la oficina del superintendente). El sistema de control remoto de las válvulas puede ser: • neumático • hidráulico • eléctrico-neumático • eléctrico-hidráulico

Nota: Sistema neumático: el lapso de tiempo entre las instrucciones dadas en el panel y la actuación de la válvula de control en el acumulador depende linearmente de la longitud de las líneas flexibles. Por esta razón no se recomienda cuando las líneas flexibles son largas más de 45 metros.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 6.3 TEST Hay que someter siempre el acumulador a los siguientes tests cuando empieza un pozo: a. test de presión de precarga b. test de tiempo de cierre c. test de la capacidad de la

bomba para asegurarse de que el valor de la presión de precarga de nitrógeno de la botella sea correcto

para chequear el tiempo de cierre del BOP y el tiempo de apertura de la válvula de la choke line.

para chequear, sólo por medio de bombas hidráulicas, el tiempo de cierre del BOP y el tiempo de apertura de la válvula de la choke line.

Operaciones de test:

antes de conectar la unidad al BOP.

antes de llevar a cabo el test de presión del BOP.

antes de llevar a cabo el test de presión del BOP. Puede llevarse a cabo el test ya sea antes o después del test del tiempo de cierre del acumulador.

a. Test de presión de precarga Hay que llevar a cabo el test como sigue: 1. abrir las válvulas ubicadas debajo

de cada fila de botellas y descargar el fuido de control dentro del tanque acumulador

2. por medio de un manómetro de

presión de alta precisión conectado a la conexión de precarga leer el valor de presión del nitrógeno de cada botella: ajustar el valor de la presión si es necesario.


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

b. Test del tiempo de cierre 1. colocar un tubo en el BOP; 2. aislar las bombas del acumulador; 3. registrar la presión inicial del

acumulador y establecer la presión de trabajo del BOP anular a 1500 psi;

4. activar las válvulas de "4 vías" simultáneamente para: - cerrar en BOP anula; - cerrar el ram BOP con el mismo

diámetro de la tubería dentro del pozo;

- abrir la válvula hidráulica en la

choke line; 5. registrar el tiempo requerido para

realizar las operaciones anteriores y asegurarse de que el valor final de presión del acumulador no esinferior al valor de precarga más 200 psi;

6. abrir el BOP (anular y ram BOP) y cerrar la válvula hidráulica en la choke line. Reintegrar el valor de presión del acumulador previamente definida.

c. Test de capacidad de la bomba 1. pasar una junta de tubo perforador dentro del BOP stack;1 2. aislar el acumulador de las botellas de reserva cerrando las válvulas requeridas; 3. activar las válvulas de "4 vías" simultáneamente para:2 - cerrar el BOP anular - abrir la válvula hidráulica de la choke line 4. chequear el tiempo requerido para realizar las operaciones y alcanzar el valor de presión final

igual a la presión de precarga más 200 psi. Bombear el volumen de fluido necesario para llevar a cabo dichas operaciones no debe tomar más de dos minutos;

5. abrir el BOP anular, cerrar la válvula hidráulica, abrir la válvula de interdicción de la botella y cargar el acumulador a su presión de trabajo.

Nota 1: Antes de empezar el test de la bomba, asegurarse de que el tanque no contenga deshechos o lodo de

perforación y que el fluido sea el adecuado. Nota 2: Si se está usando un sistema de doble bomba de fuerza, las dos deben ser testeadas separadamente.

Si las bombas son potenciadas con aire hay que aislarlas de la instalación del sistema de aire. Para activar las bombas durante el test usar el tanque adicional o las botellas de nitrógeno.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 6.4 ACUMULADOR KOOMEY Aquí hay una lista de los principales componentes del acumulador KOOMEY:

Tanque de fluido Contiene el de control de reserva (no presurizado) que se usa sea para cargar las botellas o para efectuar la apertura y el cierre. El circuito hidráulico para las operaciones del BOP es un circuito cerrado dentro del cual todo el fluido regresa al tanque. La capacidad del tanque asegura que el volumen del fluido almacenado es suficiente para compensar cualquier liqueo a lo largo de las líneas. Botellas acumuladoras


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Las botellas de acumulación están agrupadas en bancos y conectadas a las bombas y al manifold a través de las líneas de alta presión. Las válvulas manuales usadas para aislar las botellas se instalan sobre las líneas:

- válvulas para excluir los manifolds sencillos en caso de fallas o servicio

- válvulas para aislar completamente

las botellas acumuladoras durante los tests

Hay que mantener estas válvulas en posición abierta durante el funcionamiento normal del acumulador.

- válvula de seguridad para descargar cualquier anormal alta presión.

Las botellas acumuladoras se caracterizan por una presión máxima de trabajo de 3000 psi, que es inferior de la presión máxima de las bombas. Para protegerlas se instala en la línea una válvula de seguridad. Las botellas se precargan con nitrógeno a 1000 psi + o - 10%. El elemento de separación de las botellas puede caracterizarse por:

- una membrana - un flotador

Nota: SAIPEM generalmente utiliza botellas con separador de membrana con una capacidad de 10 galones.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Unidad bomba de aire Se compone de bombas hidráulicas alimentadas con aire con una presión aproximada de 125 psi. La unidad puede crear, para el fluido de control, una presión de 3000 psi. Los mandos de arranque y pare de la bomba son dados automáticamente por medio de un interruptor de presión hidro-neumático, que cuenta con dos valores de presión: mínimo y máximo.

Cada bomba está conectada al tanque por su propia línea de succión equipada con filtros y válvulas manuales que generalmente se mantienen abiertas. Las bombas están conectadas al manifold y a las botellas mediante líneas de descarga con una válvula de chequeo cada una. Las operaciones manuales de la bomba pueden ser llevadas a cabo abriendo la válvula by-pass (3) excluyendo así la limitación del interruptor de presión. Hay que mantener la válvula by-pass cerrada durante las operaciones estándard, pero hay que abrirla siempre que se requieran valores de presión por encima de 3000 psi. En tal caso es necesario: 1. cerrar la válvula para aislar la bomba eléctrica

2. abrir la válvula by-pass del manifold (posición de alta presión) 3. abrir la válvula by-pass para excluir el interruptor de presión (4) y para

activar las bombas de aire. Unidad bomba eléctrica Es una bomba hidráulica de alta presión controlada por un motor eléctrico a través de una cadena de transmisión. La bomba está compuesta por tres pistones de compresión (bombas triples) que producen un rate de fluido constante, sin considerar la presión operativa. La bomba está conectada a: - el tanque a través de una línea de

succión que cuenta con un filtro y con una válvula manual que se mantiene en posición abierta durante las operaciones estándard;

- el manifold a través de una línea de descarga que cuenta con una válvula de chequeo. Un interruptor eléctrico con tres posiciones (encendido, apagado, automático) controla el arranque y la parada del motor.

Nota: Con el interruptor en posición "automático" se activa el interruptor de presión para parar los motores tan pronto como se obtenga la presión máxima y para volverlos a arrancar de nuevo tan pronto como la presión baje al valor mínimo.


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Manifold El manifold se usa para distribuir el fluido de control presurizado a las válvulas de 4 vías y se conecta a la línea de alimentación que viene de las botellas y de las bombas. Las válvulas de 4 vías utilizadas para operar el BOP y las válvulas hidráulicas están directamente conectadas al manifold. Para permitir operaciones en cualquier tipo de BOP y de válvula hidráulica, el manifold cuenta con dos reguladores para reducir la presión del acumulaor de 3000 psi a un valor máximo de 1500 psi (las presiones por encima de 1500 psi no se pueden regular): • válvula reguladora de presión del manifold • válvula reguladora de presión del BOP anular Válvula reguladora de presión del manifold Controla la presión para operar con los rams BOP y las válvulas hidráulicas. La regulación se lleva a cabo manualmente operando directamente sobre la válvula: la rotación hacia la derecha aumenta la presión, la rotación hacia la izquierda la disminuye. El valor de presión regulado se puede leer en el manómetro de presión del manifold.

La válvula by-pass permite que la válvula reguladora de presión se excluya, aplicando así toda la presión del acumulador al manifold (3000 psi).


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Válvula reguladora de presión del BOP anular La válvula reguladora de presión del BOP anular es controlada neumáticamente permitiendo así una regulación con control remoto. En este caso, escogiendo la posición del selector es posible regular la presión ya sea desde el panel de control remoto, que operando directamente en la unidad. Se puede leer el valor de la presión regulada en el manómetro de presión del manifold.

Válvula de chequeo de "4 vías" Las válvulas de chequeo de 4 vías permiten distribuir el fluido del manifold a las líneas hidráulicas de trabajo para efectuar la apertura y el cierre. Tres posiciones de la válvula son posibles: abierta, neutral, cerrada. Cuentan con una palanca para permitir operaciones manuales y con un actuador neumático para el control remoto. Generalmente, se cuenta con una protección en la palanca que controla el cierre del blind-shear ram para prevenir operaciones no intencionales. Hay dos tipos de válvulas de 4 vías:

Selector (usado en instalaciones terrestres) cuando está en posición neutral,

se mantienen cerradas las líneas de trabajo

Manipulador (usado en instalaciones semi-submarinas)

cuando está en posición neutral, se mantienen las líneas

de trabajo en forma de descarga

Atención: nunca hay que mantener la válvula en la posición central (neutral).


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Transmisores de presión Estos transmisores convierten las siguientes presiones en mandos neumáticos de baja presión (3-19 psi): • presión del acumulador • presión del manifold • presión del BOP anular Las señales obtenidas son enviadas a los correspondientes manómetros en el panel de control remoto. Hay que volver a calibrar periódicamente los transmisores neumáticos mediante las respectivas válvulas de regulación de aire. Sistema de alarma Los acumuladores de presión pueden contar con un dispositivo de alarma acústica o visual (luces de flash) para comunicar anomalías de la unidad o mal funcionamiento como: • baja presión del acumulador • baja presión del manifold • baja presión del aire • bajo nivel de aceite en el tanque

Lista de componentes



1. Entrada de aire de la instlación

2. Lubricante de aire

Ubicado en la línea de entrada de la bomba de aire.

3. Válvula by-pass

Permite excluir el interruptor de presión (4) activando directamente las bombas de aire. Generalmente hay que mantener la válvula cerrada y hay que abrirla sólo cuando se requiera una presión por encima de 3000 psi.

4. Interruptor de presión de las bombas de

aire Controla el arranque y la parada de las bombas

de aire. Se regula en el valor máximo de presión al que las bombas tienen que parar, y el valor mínimo al que deben reactivarse, determinado por el resorte calibrador (generalmente 300 psi por debajo del valor máximo).

5. Válvulas de alimentación de las bombas de aire Se operan manualmente y controlan la apertura y el cierre de la toma de aire de las bombas.

6. Bombas de aire

Bombas para la compresión del fluido de control generalmente operadas con un valor de presión de 125 psi.

7. Válvula de cierre de la línea de succión

Puede ser operada manualmente y hay que mantenerla generalmente en posición abierta. Hay una válvula en cada línea de succión de la bombas de aire.

8. Colador de succión

Hay uno en cada línea de succión de las bombas de aire.

9. Válvula de chequeo

Una en cada línea de succión de las bombas de aire.

10. Bomba eléctrica 18. Válvula de seguridad del acumulador

Bomba triple alimentada por un motor Válvula de protección de botella regulado


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

eléctrico. 11. Interruptor de presión de la bomba

eléctrica Controla el motor de las bombas eléctricas. Se regula en el valor de presión de arranque de las bombas (presión mínima) y en el valor de presión de parada de las bombas (presión máxima).

12. Arranque del motor eléctrico

Controla el arranque del motor eléctrico de la bomba triple. Puede ser operado: • manualmente por medio de un

interruptor de encendido/apagado; • automáticamente, los mandos de

arranque y pare del motor son dados por el interruptor de presión (11).

13. Válvula de cierre de la línea de succión

Es una válvula operada manualmente ubicada en la línea de succión de la bomba eléctrica. Se mantiene generalmente abierta.

14. Colador de succión

Ubicado en la línea de succión de la bomba eléctrica.

15. Válvula de chequeo

Ubicada en la línea de descarga de la bomba eléctrica.

16. Válvula de exclusión del acumulador

Válvula manual usada para aislar las botellas del acumulador, de la unidad. Se mantiene en posición abierta durante las operaciones estándard, y se mantiene cerrada durante los tests del acumulador o el transporte, o siempre que se apliquen presiones por encima de 3000 psi.

17. Botellas

Precargadas con nitrógeno, permiten almacenar el fluido hidráulico a presión de trabajo.

para descargar en caso de que el valor de presión de la línea exceda la presión máxima permitida. Generalmente se pone en 3500 psi.

19. Filtros del fluido (alta presión)

Ubicados en la línea de entrada de las válvulas reguladoras de presión.

20. Regulador-reductor de presión manual

(manifold) Es una válvula usada para reducir y regular la presión, se regula manualmente y se pone en el valor de presión requerido mediante el ram BOP que se esté usando (1500 psi).

21. Manifold Línea de alta presión para la distribución del fluido de control (a 1500 psi) a las válvulas de 4 vías que controlan el BOP y las válvulas hidráulicas.

22. Válvulas de 4 vías Para controlar el BOP y las válvulas hidráulicas. Son operadas manualmente a través de palancas previstas o a través de un actuador de control remoto neumático. Hay que mantenerlas ya sea en posición abierta que cerrada pero nunca en la neutral (centro).

23. Válvula by-pass Por medio de esta válvula se puede enviar al manifold (21) ya sea la presión del acumulador (posición abierta) que la presión regulada (posición cerrada). Cuenta con una palanca manual y con una actuador neumático de control remoto neumático. Hay que tenerla en posición cerrada excepto cuando se requiera 3000 psi para el BOP o cuando se estén cerrando los blind-shear rams para cortar los tubos. 24. Válvula de seguridad del manifold Válvula de apertura automática para proteger de altas presiones anormales, regulada para descargar a 5500 psi.

25. Válvula de descarga del manifold 33. Transmisor neumático de presión del Operada manualmente permite descargar la presión. Esta válvula generalmente se

BOP anular Tranmite la presión de cierre del BOP



mantiene cerrada y hay que abrirla durante la operación de precarga de las botellas del acumulador.

26. Panel de selección de unidad

Válvula manual de 3 vías; se usa para aplicar la presión de aire controlado a la válvula reductora/reguladora de presión del BOP anular ya sea desde el panel de control remoto que de la unidad. Es posible seleccionar de dor maneras: - unidad: se puede efectuar la regulación

sólo en el acumulador - control remoto: se puede efectuar la

regulación sólo en el panel de control remoto.

27. Válvula neumática reductora/reguladora

de presión (BOP anular) Válvula reguladora neumática usada para reducir la presión del acumulador al valor requerido para llevar a cabo las operaciones del BOP anular. Este valor puede variar en caso de operaciones de stripping.

28. Manómetro de presión del acumulador (generalmente 3000 psi).

29. Manómetro de presión del manifold (generalmente 1500 psi).

30. Manómetro de presión del BOP anular (generalmente de 700 a 1500 psi).

31. Transmisor neumático de presión del acumulador Transmite la presión de trabajo del acumulador al panel de control remoto.

32. Transmisor neumático de presión del manifold Transmite la presión del manifold al panel de control remoto.

anular al panel de control remoto.

34. Filtro de aire ubicado en la línea de alimentación de aire del transmisor neumático (31,32,33).

35. Regulador de aire para la válvula KOOMEY es alimentado con aire y reduce la presión del aire ya sea de la válvula KOOMEY que del regulador del panel.

36, 37, 38. Reguladores de aire Reguladores de presión de aire de los transmisores neumáticos: 36. transmisor neumático de presión del

BOP anular (33). 37. transmisor neumático de presión del

acumulador (31). 38. transmisor neumático de presión del

manifold (32). Los reguladores de aire para los transmisores neumáticos se ponen generalmente a 15 psi. La presión del aire puede ser aumentada o disminuida para calibrar el indicador del panel con el indicador de presión hidráulica de la unidad.

39. Caja de unión de las líneas neumáticas Todas las líneas de aire de la unidad se conducen a esta caja para conectarlas con las líneas que vienen del panel de control remoto.

40. Apertura del tanque Hay que usarla para la toma del fluido hidráulico (aceite).

41. Lado de apertura para la inspección

Configuración Operacional de SAIPEM Posición de interruptores y válvulas


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Para obtener el funcionamiento estándard del acumulador, hay que colocar las válvulas y los interruptores como sigue:


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Las operaciones normales mantienen la siguiente configuración del acumulador:

Funcionamiento de las bombas Dependiendo de tales valores las operaciones de las bombas serán como sigue:

Modificaciones SAIPEM SAIPEM ha llevado a cabo las siguientes modificaciones para obtener un mejor rendimiento del acumulador y más seguridad. La tabla siguiente muestra las principales modificaciones junto con el tipo de señales (acústicas, visuales,...) y sus posiciones.


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Panel de control remoto Las funciones hidráulicas del acumulador se pueden seleccionar por medio de paneles de control remoto. Generalmente se instalan dos paneles: • panel del piso del equipo • panel auxiliar Los paneles de control son alimentados sólo con aire y permiten controlar las principales funciones del acumulador (apertura/cierre del BOP, válvulas hidráulicas y válvulas by-pass, regulación de la presión del BOP anular). Los manómetros de presión usados para leer los valores de presión del acumulador y el manómetro de presión del BOP anular también se insatalen en el panel de control. Esquema de conexión


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Panel del piso del equipo Partes: Válvula de aire principal

Controla la entrada de aire del circuito neumático del panel para llevar las señales neumáticas al acumulador. Antes de realizar cualquier función desde el panel de control asegurarse de que el circuito neumático esté en "encendido" ("on");

Palanca del BOP anular (apertura-cierre anular)

Es una palanca que opera la válvula de 4 vías del BOP anular por medio de una señal neumática permitiendo la apertura y el cierre del BOP.

Válvula reguladora de presión del BOP anular

Este botón permite regular directamente la presión del BOP anular desde el panel de control. Si el panel cuenta con un selector, para efectuar dicha regulación asegurarse de que el selector del acumulador (26) esté en la posición "remoto"

Palanca de pipe-rams BOP (apertura-cierre pipe rams)

Es una palanca que opera la válvula de 4 vías de los pipe-rams (y los shear rams) BOP permitiendo la apertura y el cierre del BOP. La correspondencia entre el tipo de rams y la palanca de control se decide según su posición vertical. Las luces de advertencia de la línea de presurización están al lado de la palanca.

Palanca de blind-shear-rams BOP (apertura-cierre rams ciegos)

Es una palanca que opera la válvula de 4 vías de los blind-shear-rams BOP permitiendo la apertura y el cierre del BOP.

Palanca de la choke line (apertura-cierre choke line)

Opera la válvula de 4 vías para controlar la apertura y el cierre de la válvula hidráulica de la choke line.

Palanca de la kill line (apertura-cierre kill line)

Opera la válvula de 4 vías para controlar la apertura y el cierre de la válvula hidráulica de la kill line.

Palanca del by-pass (by-pass de baja y alta presión)

opera la válvula by-pass del manifold para obtener las siguientes presiones de cierre del ram BOP: - posición baja; presión regulada - posición alta; presión del acumulador

Luces de advertencia

al lado de las palancas que operan los BOP y las válvulas hidráulicas se instalan dos luces de advertencia para indicar que la presurización de las líneas de trabajo se ha efectuado: - luz roja; línea de cierre - luz verde; línea de apertura

Manómetros de presión se cuenta con los siguientes manómetros en el panel de control: - presión del manifold - presión del acumulador - presión del BOP anular - presión del aire

Nota: se cuenta con un botón para controlar la alimentación de aire para el cierre del blind-shear-ram BOP y para evitar operaciones no intencionales en los blind/shear rams.


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Paneles de control auxiliar Aunque generalmente permiten llevar a cabo las funciones más importantes, no cuentan con todos los mecanismos reguladores y manómetros de presión. En particular no cuentan con los siguientes instrumentos: • válvula reguladora de presión del BOP anular • actuación del by-pass • manómetros de presión para el acumulador, el

manifold y el BOP anular

Nota: se cuenta con un botón para controlar la alimentación de aire para el cierre del blind-shear-ram BOP y

para evitar operaciones no intencionales en los blind/shear rams.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ 6.5 FALLAS Y MAL FUNCIONAMIENTO El funcionamiento del acumulador puede ser chequeado por medio de un grupo de indicadores que permite detectar anomalías o fallas. Una interpretación correcta de tales indicadores permite detectar rápidamente las causas del mal funcionamiento y permite localizar sin demora la falla. Los indicadores más importantes que hay que tener en cuenta son los siguientes: • luces de advertencia para la

presión en las líneas de apertura/cierre

• manómetros de presión del

acumulador (manifold, BOP anular, acumulador)

• manómetros de presión del aire Cuando el acumulador está trabajando correctamente se deben presentar las siguientes situaciones: a. no apertura/cierre

los manómetros de presión permanecen estables en sus respectivos valores

b. operación de apertura/cierre

Operación de arranque (comienzo): - variación de la presión del aire - disminución de presión (BOP anular o manifold)1 - la luz de adevertencia de la presión de la línea está encendida

Realizando la operación: - la presión del acumulador disminuye2

Final de la operación: - el valor de la presión inicial se reintegra (BOP anular o manifold)3 - si la presión ha disminuido por debajo del valor de presión mínima de recarga del

acumulador Nota 1: disminución de presión

- con BOP anular: la presión del BOP anular disminuye - con ram BOP o válvula hidráulica: la presión del manifold disminuye

Nota 2: disminución de la presión del acumulador

- con BOP anular: disminución sustancial - con ram BOP o válvula hidráulica: disminución menor

Nota 3: reintegro de presión - con BOP anular: se reintegra la presión del BOP anular

- con ram BOP o válvula hidráulica: se reintegra la presión del manifold


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Tabla de resumen FUNCIONAMIENTO CORRECTO

BOP ANULAR Ninguna operación Cierre Apertura

RAM BOP - Válvula hidráulica Ninguna operación Cierre Apertura

Un comportamiento desigual de los indicadores mencionados implica la presencia de fallas o mal


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ funcionamiento, siendo los más comunes:

- liqueo de la línea hidráulica - falla en la válvula reguladora de presión del manifold - falla en la válvula reguladora de presión del BOP anular - interrupción en el circuito neumático - la bombilla de advertencia no funciona - obstrucción en la línea de apertura/cierre - no se ha activado la válvula de 4 vías - no se ha calibrado el interruptor de presión - las bombas no están funcionando

Las razones más frecuentes de mal funcionamiento relacionadas con el comportamiento de los indicadores aparecen en la lista de la siguiente tabla:


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

6.6 MANTENIMIENTO El acumulador tiene una gran importancia ya que concierne el funcionamiento de toda la instalación y la seguridad. Por lo tanto, es sumamente importante realizar un servicio adecuado para asegurar el correcto funcionamiento y completa eficiencia. Las operaciones de servicio recomendadas por el fabricante incluyen los siguientes componentes: Botellas del acumulador

Cada 30 días y siempre que se empieza un pozo: chequeo de precarga Realiza las operaciones requeridas en un banco a la vez, cerrando la válvula correspondiente para aislarlo del acumulador.

1. chequear la presión de precarga de nitrógeno en cada botella. La presión de precarga para

sistemas con 3000 psi deben ser generalmente + o - 10%. Usese sólo nitrógeno; 2. aplicar una gota de aceite en la válvula para comprobar cualquier liqueo de nitrógeno; 3. aplicar un poco de grasa en las secciones roscadas que cubren la botella.

Nota: Si se necesita transportar el acumulador de una estación a otra, se recomienda descargar la presión de

las botellas por razones de seguridad.

Chequeo de presión de precarga

1. si esto se debe hacer durante las operaciones del pozo, cerrar la válvula correspondiente para aislar el banco de la botella que debe mantenerse bajo presión;

2. usar la válvula de descarga para descargar la presión; 3. quitar la válvula de protección en el tope de la botella; 4. por medio de una llave T, atornillar el equipo de

chequeo de presión (para los acumuladores de serie "S");



5. Chequear el valor de presión:

- si está por encima del valor seleccionado (1000 psi): descargar

- si está por debajo del valor

seleccionado, conectar el equipo de precarga y presurizar la botella.

Nota: el valor de presión de precarga puede aumentar o disminuir por las variaciones de temperatura

debidas a las condiciones metereológicas o a fallas o mal funcionamiento.

Filtros y coladores Cada dos semanas:

1. limpiar los filtros hidráulicos en las líneas succionadoras de las bombas y los filtros de descarga del aire;

2. limpiar los filtros de alta presión (19 y 19b) antes de las válvulas reguladoras, quitar los componentes del filtro y lavarlos completamente.

Nota: para chequear los filtros cerrar las válvulas correspodientes para aislar las líneas de succión.

Bombas Cada semana:

1. chequear los prensaestopa ya sea en la bomba eléctrica que en las bombas de aire; 2. asegurarse de que la toma de aire de las bombas de aire esté siempre filtrada y libre de

condensación. Todos los meses:

3. bomba eléctrica: chequear el nivel del aceite en el carter de la cadena de transmisión entre el motor eléctrico y la bomba.

Válvulas hidráulicas de 4 vías Cada dos semanas de servicio:

1. aplicar aceite liviano en el diente de control de las válvulas de 4 vías; 2. bombear un poco de grasa por la grasera en el cuerpo de la válvula.


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________

Actuadores neumáticos Cada dos semanas:

1. aplicar una capa delgada de aceite a los vástagos en la sección enchapada en cromo;

2. llenar el filtro de aceite en la tapa del vástago con aceite liviano;

3. bombear un poco de grasa por la grasera en el extremo de soporte del cilindro de aire.

Equipo para el tratamiento de aire Diariamente:

1. chequear los lubricantes de aire y llenarlos de aceite liviano si es necesario; 2. drenar los colectores condensados (si hay alguno).

Semanalmente:

3. aplicar aceite liviano al tornillo regulador en la válvula reguladora de presión (20). Antes de empezar cualquier pozo (equipo que no se esté usando):

4. chequear el funcionamiento de la válvula reguladora de aire. Tanque de fluido Periódicamente:

1. asegurars de que en el fondo del tanque no se ha depositado fango o lodo de perforación. En caso de que se encuentre un poco de depósitos, drenar el tanque y llenar con nuevo fluido;

2. usar sólo el fluido recomendado (aceite hidráulico).

Nota: manteniendo limpio el aceite, las suspensiones de trabajo debidas al servicio y a las reparaciones se reducen sustancialmente.

Cajas de conexiones eléctricas Cada dos mese:

1. abrir e inspeccionar el interior para detectar cualquier corrosión o humedad; 2. asegurarse de que los pernos estén bien apretados para garantizar el mantenimiento de la

antideflagración.

Nota: hay que mantener la caja siempre cerrada (excepto durante las operaciones de mantenimiento). Reemplazar el drier siempre que se abra la caja.


EQUIPO DE CONTROL DE POZOS EN SUPERFICIE ________________________________________________________________________________________________________ Partes marcadas Los componentes del acumulador están marcados para identificar más fácilmente los componentes mismos y sus características principales. La explicación de las marcas se presenta a continuación:


Acumulador ________________________________________________________________________________________________________


manual de herramientas-perforación

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