Preventoras

Perforación petrolífera. Extracción. Bombeo petróleo. Maquinaria. Componentes. Elementos empaquetadores. Acumuladoras de presión

  • Enviado por: Carlos Bahamon
  • Idioma: castellano
  • País: Colombia Colombia
  • 23 páginas
publicidad
cursos destacados
Ejercicios resueltos de Cinemática Unidimensional!
Ejercicios resueltos de Cinemática Unidimensional!
En este curso de casi 2 horas, el profesor Carlos Millán explica el tema de Cinemática Unidimensional,...
Ver más información

Geometría Analítica
Geometría Analítica
En el curso de Geometría Analítica aprenderás los fundamentos de esta rama de las...
Ver más información

publicidad

  • ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN EQUIPO DE BOP's

  • PREVENTORES ANULARES

  • En general la función específica de cada uno de los preventores anulares se reconoce por su denominación, a saber: BOP's rotativas, escurridores (stripper) de tubería, escurridores de cable de perfilaje, escurridores de varilla, prensaestopas y cabezas de circulación.

    Estos equipamientos permiten la extracción o rotación de la tubería, del cable de perfilaje o de las varillas de bombeo y cumplen la función a que su nombre hace referencia, mientras el pozo se encuentra bajo presión. El packer es lo suficientemente flexible como para expandirse y contraerse de manera de adecuarse al tamaño y forma del elemento que se encuentra en el pozo. Mientras se mantenga la flexibilidad, es importante asegurarse de que las uniones de tubería (cuplas), los portamechas y otras conexiones se extraigan lentamente para evitar una falla prematura del empaquetador.

    Se accionan en forma manual, hidráulica o presentan un empaquetador asegurado en forma permanente que se encuentre siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Además, muchos modelos están equipados con alojamientos para cuñas.

  • ELEMENTOS EMPAQUETADORES

  • El empaquetador o elemento sellador, tanto de los preventores anulares como los de tipo ram, se presentan en diferentes medidas y presiones nominales. Están hechos de un caucho de alta ductilidad o de un material tipo caucho que por lo general, se moldea alrededor de una serie de lengüetas de acero, las cuales fortalecen y refuerzan el material utilizado.

    Los empaquetadores packer más comunes son de caucho natural, caucho nitrilo (buna-n), o neopreno. Estos compuestos están preparados para diferentes situaciones tales como: frío intenso, gas agrio y medios ambientes corrosivos.

  • PREVENTORES TIPO RAM

  • Las ram de tubería son el constituyente básico del BOP. La confiabilidad de las ram se debe en parte a la simplicidad y en parte al esfuerzo puesto en su diseño. El preventor ram es un bloque de acero que se recorta de manera de adecuarse al tamaño de la tubería alrededor de la cual va a cerrarse. En el recorte que cierra la ram alrededor de la tubería, se encuentra una empaquetadura de caucho autoalimentable. Además, existe otro empaquetador de caucho similar (sello superior) en la parte de arriba de la ram que sella la parte superior del alojamiento de la ram en el cuerpo del preventor y así aísla de la presión del espacio anular.

    La ram viene en diferentes medidas y presiones nominales. Los BOP de ram pueden consistir desde juegos manuales simples de un solo juego de rams a cupos de múltiples rams. Los de ram simples, pueden tener un vástago pulido que se cierra al hacer girar las manijas que se encuentran a cada lado, y permite atornillar las ram hacia adentro y alrededor de la tubería. Pueden encontrarse conjuntos completos de múltiples rams alojados en un único cuerpo y se operan por control remoto de presión hidráulica.

    Las rams de la mayoría de los sistemas de BOP se cierran a través de pistones hidráulicos. El vástago de pistón esta aislado de la presión del pozo por medio de sellos. Muchas ram también tienen un sello auxiliar plástico que puede energizarse para sellar sobre el vástago del pistón en caso de fallar el sello principal. Algunos sistemas de cierre de BOP de ram emplean un gato tipo tornillo para cerrar el preventor, sin embargo, por lo general, las normas establecen que los sistemas de BOP deben funcionar por sistema hidráulico. En caso de fallas en este sistema, la mayoría de las rams no pueden cerrarse en forma manual, salvo que estén equipadas con un sistema hidráulico de traba de ram. Una vez cerrados, la mayoría de las rams pueden ser trabadas (aseguradas) por sistemas de cierre hidráulico o manuales (volante).

    La mayor parte de las rams están diseñadas de manera tal que permiten sellar la presión que proviene solo del lado inferior. Esto significa que al colocarla en posición invertida, la ram no va a mantener la presión, además no se podrá probar la presión desde el lado superior. Por consiguiente, debe tenerse sumo cuidado al armar un conjunto, ya que se deben ubicar con el lado correcto hacia arriba. El nombre del fabricante deberá figurar en la parte superior en posición normal. Tanto las aberturas de circulación como las bocas de salida laterales deben estar por debajo del alojamiento de la ram.

  • RAM DE TUBERIA

  • Estas ram están preparadas para cerrar sobre la tubería. La ventaja y limitación fundamental de una ram de tubería es el recorte de medio circulo en el cuerpo de la ram. La finalidad del recorte es poder cerrar y proveer un buen sellado alrededor de una tubería de tamaño o diámetro particular.

    La mayoría de las rams cuentan con guías para cerrar la tubería. El recorte del cuerpo de la ram se adapta casi perfectamente a la circunferencia de la tubería. Mientras que puede cerrarse alrededor de la tubería que presenta una pequeña conicidad, no se cerrará alrededor de una unión de tubería sin dañarla o dañar la cara del cierre de la ram. Debe tenerse mucho cuidado al cerrar la ram que se encuentra cerca de la unión, es especial con barras de sondeo de aluminio, ya que estas tienen un recalque de mayor tamaño y longitud que las de acero.

  • RAM CIEGAS (BLIND RAM)

  • Las rams ciegas o de cierre total son una clase especial de rams de tubería que no presenta el recorte de tubería en el cuerpo de la ram. Las rams ciegas cuentan con elementos empaquetadores de buen tamaño y están diseñadas para cerrar sobre el pozo abierto. Cuando se prueban, debe hacerse a la máxima presión de trabajo.

  • RAMS DE CORTE (SHEAR RAM)

  • Son otra clase de ram de tubería que tienen hojas filosas especiales para cortar tubulares (tubing, barras de sondeo, portamechas, etc.) dependiendo del tipo de ram de corte y del tubular a cortar, deberán utilizarse presiones mas elevadas que las reguladas normalmente y/o “potenciadores” (booster) hidráulicos. Las rams de corte tienen tolerancias de cierre pequeñas.

    En el momento de probar su funcionamiento, no deben cerrarse bruscamente haciendo uso de una sobre presión elevada, sino a través de una presión reducida aproximadamente 200psi. Cuando se prueban las rams de corte, el material de la empaquetadura se destruye.

    Dado que el volumen de las empaquetaduras de las rams de corte es pequeño, muy pocos ensayos de presión pueden llevarse a cabo y conservar la capacidad de sello. No se deben efectuar ensayos de presión de las rams de corte mas de lo necesario.

  • RAMS CIEGAS/DE CORTE (BLIND/SHEAR RAM)

  • Estas combinan las ventajas de las ciegas o de cierre de pozo abierto con las cortadoras. Tienen la ventaja adicional de cortar la tubería para luego proceder a sellar la abertura del pozo. Otra condición favorable de las rams ciegas/de corte es el espacio que se gana al utilizar un solo juego en lugar de dos para realizar las tareas necesarias.

    1.3.5 RAMS DE DIAMETRO VARIABLE (VBR)

    Estas sellan sobre distintos diámetros de tubería o vástagos hexagonales. También pueden servir como ram primaria para un diámetro de tubería y de reserva o alternativo para otro diámetro distinto. En aquellos pozos con columnas de diámetros combinados en los que el espacio resulta muy importante, pueden utilizarse rams de diámetro variable. Además, la colocación de un juego de rams de diámetro de variable en el preventor evita un viaje de ida y vuelta del conjunto submarino de BOP. Esto se debe a que no es necesario cambiar las rams al utilizar columnas de tubería de diferentes tamaños.

    El empaque contiene inserciones reforzadas de acero similares a las del empaquetador del BOP anular. Estas inserciones rotan hacia adentro al cerrar las rams, de esta manera, el acero provee el soporte necesario para el caucho que sella la tubería. En los ensayos estándar de fatiga, las empaquetaduras (gomas) de rams de diámetro variable se desempeñan en forma comparable a los empaquetadores de ram de tubería. Las rams de diámetro variable son adecuadas para servicio en H2S.

  • Mantenimiento Preventivo

  • Por lo general, la mayor parte de las rams de los preventores cierran normalmente con una presión de 500psi, esta no debe modificarse arbitrariamente. No se debe probar el funcionamiento de las rams de tubería sin haber colocado en los preventores la tubería de tamaño correspondiente para evitar daños.

    Al cambiar las empaquetaduras de las rams, recordar que la mayoría de los problemas surgen por cierres y sellos de bonete o compuerta inadecuados. Es importante inspeccionar y reemplazar estos sellos todas las veces que sea necesario, cada vez que se cambien las rams.

    Tanto las barras de tubería como el tubing pueden moverse a través de las rams accionadas. Para ellos la presión de cierre debe reducirse hasta los 200 o 300psi para disminuir el desgaste de la superficie de la empaquetadura. Tomando en cuenta que la presión de accionamiento de las rams de tubería es reforzada en varios grados por la acción de la presión del pozo y que las rams de cierre tienen diferentes tamaños, entonces resulta necesario regular la presión de operación de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Debe minimizarse el movimiento de la tubería a través de las rams de tubería, en particular los cambios bruscos de dirección de movimiento.

    1.4 UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION

    Al producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo mas rápido posible para evitar una surgenca mayor. En general, los sistemas manuales son más lentos que las unidades hidráulicas y pueden permitir mayores volúmenes de entrada de fluidos.

    Se han probado bombas de inyección, aire del equipo y bombas hidráulicas como unidades de cierre, y todos han dado resultados poco satisfactorios. Los sistemas de acumuladores hidráulicos son las primeras unidades de cierre en dar buenos resultados. La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida, confiable y practica de cerrar los BOP en caso de surgencia. Dada la importancia del factor confiabilidad, los sistemas de cierre poseen bombas extra y volumen en exceso de fluido, al igual que sistemas alternativos o de reserva.

    Hoy en día, el equipo estándar utiliza un fluido de control que puede consistir en un aceite hidráulico o en una mezcla especial de productos químicos y agua que se almacenan en botellones o cilindros de acumulador a 3000 Psi. Una cantidad superficie de fluido se almacena bajo presión para que todos los componentes del conjunto BOP puedan funcionar con presión y además mantener siempre una reserva de seguridad. A medida que disminuye la presión en los botellones del acumulador, las bombas de aire o eléctricas instaladas para recargar la unidad, arrancan en forma automática.

    En condiciones ambientales muy frías, debe tenerse cuidado de que la temperatura del sistema acumulador no llegue a bajo cero, ya que los elementos de caucho que se encuentran en su interior, tales como las cámaras (bladder), puedan cristalizarse y reventar.

    • Debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema básico del acumulador, por lo menos cada treinta días (o cada pozo).

  • Requisitos de Volumen

  • El sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos estándar para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema acumulador de manera de poder operar la columna y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno. Una rápida estimación de un sistema típico de 3000psi se realiza utilizando la mitad del volumen de los botellones del acumulador.

  • Fluidos de Carga del Acumulador

  • El fluido utilizado para el acumulador debe ser un lubricante anticorrosivo, antiespumoso y resistente al fuego y a las condiciones climáticas adversas. Además, el ablandamiento o resquebrajamiento de los elementos selladores de caucho. El aceite hidráulico posee estas características.

    Una mezcla de agua dulce y “aceite soluble” (con etileno glicolpar temperaturas bajas) también puede dar buenos resultados. La mezcla de aceite soluble y agua parece tener algunas ventajas: es menos costosa y no es contaminante; por ello, se prefiere esa mezcla antes que el aceite hidráulico. En climas templados, puede acumularse en el sistema bacterias, algas y hongos; por tanto se agregan productos químicos para impedir el desarrollo de estos organismos de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. El uso de aceites inadecuados o de aguas corrosivas puede dañar el acumulador y los elementos de cierre del conjunto de BOP.

  • MANIFOLD DE AHOGO

  • El manifold de ahogo sirve para facilitar la circulación desde el conjunto de BOP bajo una presión controlada. Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los estranguladores o reparar las válvulas.

  • ESTRANGULADORES

  • El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee un método del control del caudal del flujo y de la presión de pozo.

    Los estranguladores utilizados para el control de pozo (estranguladores de lodo) tienen un diseño algo diferente de los de producción de gas y petróleo. Por lo general, es estrangulador de producción no resulta adecuado. Esto se debe a que no esta preparado para soportar el flujo del fluido abrasivo que sale a la superficie durante una surgencia de pozo. Mientras que para algunos controles de pozo se utilizan estranguladores ajustables convencionales (manuales) (válvula aguja manual), en la mayoría de los controles de presión se utilizan estranguladores ajustables a control remoto.

  • Estrangulador Fijo (Porta orificio)

  • Los estranguladores pueden ser positivos (fijos) o ajustables. Los estranguladores fijos normalmente tienen alojamiento portaorificio en su interior para permitir la instalación o cambio de orificios calibrados.

  • Estrangulador Ajustable

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

  • Estrangulador Manual Ajustable. (Válvula aguja) el tipo básico de estrangulador es el manual ajustable. Posee un vástago (aguja) y asiento cónicos. A medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye es espacio anular y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor “contrapresion” en el pozo.

  • Estrangulador Ajustable a Control Remoto. (choke hidráulico). Los estranguladores ajustables a control remoto tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y controlar la posición relativa de apertura del estrangulador desde la consola; son adecuados para servicio H2S. El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble acción que ponen en funcionamiento un piñón y cremallera que giran la placa superior del estrangulador. Los estranguladores son aptos para operaciones de ahogo de pozo. Las limitaciones básicas aplicables son que el estrangulador no es de utilización frecuente, por lo que tiende a engranarse, perder el manómetro y tener los contadores de bomba desconectados. Todos esos inconvenientes pueden solucionarse utilizando el estrangulador y verificando la operación del panel, al menos una vez por semana.

  • 2. CONSIDERACIONES GENERALES

    Las siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta cuando se está seleccionando un equipo de control de pozo:

    • Los equipos serán seleccionados para resistir la máxima presión de superficie anticipada;

    • Las preventoras de reventón consistirán en un equipo controlado remotamente capaz de cerrar el pozo con o sin la tubería en el hueco;

    • Soldado, rebordado, en las conexiones del eje son obligatorias en todos los sistemas de presiones superiores a 13,800 kPa (2000 psi) como adaptador para las conexiones enroscadas;

    • En algunas áreas puede requerirse el equipo de control de pozo adecuado para el servicio pesado; en tales casos en que la alta presión se presenta, los sistemas de BOP deben consistir en materiales metálicos resistentes al agrietamiento por falla sulfito.

    • Las líneas dedicadas a matar no deben ser más pequeñas que 2” nominales y se ajustarán con dos válvulas y un NRV. Las líneas de choque no deben ser más pequeñas que 3” a través del taladro y será conectado con dos válvulas al BOP donde la válvula exterior será operada hidráulicamente. Cuando las líneas de matar y las de choke son empleadas, dichas líneas no deben ser más pequeñas que 3” a lo largo del taladro y las válvulas exteriores de cada línea deben ser operadas hidáulicamente.

    • Durante las operaciones de perforación y workover, los rams blind/shear deben ser proporcionados en la BOP. La ram blind/shear debe siempre ser capaz de cortar la tubería de perforación/tubería de producción en uso bajo las condiciones de sin-carga y seguidamente proporciona un sello apropiado:

    • Los sistemas de cierre de superficie de BOP deben ser capaces de cerrar cada preventora ram dentro de 30 segundos; El tiempo de cierre no debe exceder los 30 segundos para los preventores anulares más pequeños que 508 mm (20”) y 45 segundos para los preventores anulares de 508 mm (20”) y más;

    • Los sistemas BOP's de cierre de superficie deben ser capaces de cerrar cada preventora ram dentro de 45 segundos. El tiempo de cerrado no debe exceder 60 segundos para las preventoras anulares;

    • Todas las operaciones centrales y remotas deben manejarse desde el tablero de control, todo el tiempo, estando en posición abierta o cerrada, y es libre de moverse en cualquier posición. La palanca de operación de la shear ram no debe ser cerrada con llave;

    • Todas las líneas de operación y conexiones extras que no son usadas en el sistema deben ser bloqueadas apropiadamente con tapones ciegos como una unidad de operación hidráulica;

    • Todas las cuatro válvulas o deben estar en una de las dos posiciones, completamente abierta o completamente cerrada, como es requerido; ellas no deben estar bloqueadas a la izquierda o en la posición del centro.

    3. CLASIFICACIONES GENERALES PARA LA SELECCIÓN DE EQUIPOS DE SUPERFICIE DE PREVENCIÓN DE REVENTONES

    Los equipos de superficie de prevención de reventón, son equipos usados en operaciones de tierra y operaciones donde la cabeza del pozo está encima de un nivel de agua. Por esto, son los requerimientos mínimos para cada presión de clasificación trabajada.

  • CLASIFICACIÓN 13,800 kPa (2000 psi) WP

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

    1. Un preventor anular, o un preventor de tipo ram de doble operación hidráulica (uno equipado con el tamaño correcto de la tubería ram, el otro con rams blind/shear).

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

    La pila de BOP debe tener dos líneas la de matar y la de choke. Cada línea debe tener dos válvulas, de las cuales una válvula de cada línea es operada hidráulicamente. Las dos líneas deben conectarse a las líneas terminales y de choke del manifold (vea Apéndice 31).

    Cuando el propósito dual de las líneas terminales y las líneas de choke no es empleado, la pila de BOP tendrá una línea terminal y una línea de choke.

    Cuando la pila de BOP consiste en un preventor de tipo ram doble con el tamaño apropiado de las salidas laterales, las líneas terminales y de choke pueden conectarse a las salidas del preventor más bajo. En este caso el drilling spool puede omitirse.

    Las BOP, completadas con un drilling spool, las válvulas laterales de salida, y las líneas terminales y de choke serán instaladas como lo muestra el Apéndice 25, página 2.

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

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

    1. Un Preventor anular.

    2. Uno doble, o dos preventoras individuales de tipo ram operadas hidráulicamente; uno de los cuales debe equiparse con el tamaño correcto de la tubería ram (alguna fija o variable), el otro con rams blind/shear.

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

    La BOP debe tener dos líneas para matar y de choke. Cada línea debe tener dos válvulas de las cuáles una de cada línea es operada hidráulicamente. Las dos líneas deben ser conectadas a las líneas terminales y de choke del manifold (vea Apéndice 31).

    Con tal de que el fondo de la preventora tipo ram esté provisto con tamaño apropiado de las salidas laterales, las líneas para matar y de choke pueden ser conectadas para las salidas del fondo de la preventora. En este caso el drilling spool puede ser omitido. Las BOP, completadas con drilling spool, válvulas de salida laterales y líneas para matar y de choke se instalarán como se muestra en el Apéndice 26, o Apéndice 27.

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

    Donde se requiere el equipo de esta clasificación, el BOP consistirá en lo siguiente:

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

    2. Tres individuales, o una doble y una individual, preventoras tipo ram operadas hidáulicamente; uno de las cuales debe equiparse con ram blind/shear y las otras dos rams de tubería del tamaño adecuado. Los rams de diámetros Variables (VBRs) pueden usarse en lugar de las tuberías ram fijas, pero por lo menos una preventora tipo ram se equipará con ram fija.

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

    Con tal que en el medio y en la parte inferior de la preventor tipo ram esté equipado con salidas de tamaño apropiado, las líneas terminales y de choke pueden conectarse a estas salidas y omitir el drilling spool. La BOP completada con drilling spool, válvulas de salida laterales, y líneas para matar y de choke serán instaladas como lo muestra el Apéndice 28.

    La BOP debe tener líneas para matar y de choke de doble propósito. Cada une debe tener dos válvulas de las cuales una válvula de cada línea es operada hidráulicamente. Ambas líneas deben conectarse a las líneas terminales y de choke del manifold Vea apéndice 31).

    Cuando el propósito dual de las líneas terminales y de choke no son empleadas, la BOP debe tener 2 líneas terminales y dos líneas de choke de entrada. Cada entrada debe tener dos válvulas del taladro llenas de las cuales una válvula de cada línea de choke debe ser operada hidráulicamente. Las líneas terminales y de choke bajas, se conectaran a la BOP debajo de la preventora del fondo y actuará en lugar de las líneas terminales y las de choke. Las líneas pueden conectarse a las salidas de la preventora del fondo, con tal de que la preventora esté provista con salidas del tamaño apropiado. Cuando las líneas terminales y de choke no pueden conectarse a las salidas de la preventora del fondo, ellos son conectados a las salidas del drilling spool el cual es instalado debajo de la preventora del fondo.

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

    Donde se requiere el equipo de esta clasificación, la pila de BOP consistirá en lo siguiente:

    1. Una preventora anular con una presión del funcionamiento de 103,500 kPa (15,000 psi) o una unidad de 69,000 kPa (10,000 psi)WP, preferiblemente con un conjunto estimado para 103,500 kPa (15,000 psi).

  • Una pila de cuatro rams es preferible. Sin embargo, los requisitos mínimos son tres individuales, o uno doble y uno individual, preventoras tipo ram operadas hidraulicamente, uno de los cuales debe estar equipada con una ram blind/shear y las otras dos con los tamaños correctos de tubería ram. Los rams de diámetros variables (VBRs) pueden usarse en lugar de los rams de tubería fija, pero como mínimo una preventora tipo ram de tubería fija.

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

    Con tal que la preventora tipo ram del medio este equipada con salidas laterales de tamaño apropiado, las líneas terminales y de choke pueden conectarse a estas salidas y omitir el drilling spool. La configuración de la BOP 15 K de la ram de tres-cavidades es igual a la de 10K la cual se muestra en el apéndice 28. La configuración de las BOP ram de cuatro cavidades se presenta en el apéndice 29.

    La pila de BOP debe tener líneas terminales y de choke de propósito dual. Cada línea debe tener dos válvulas de taladro llenas de las cuales una válvula es operada hidráulicamente. Ambas líneas deben conectarse a las líneas para matar y de choke del manifold. (vea Apéndice 31).

    Cuando el propósito dual de las líneas terminales y de choke no son empleadas, la BOP debe tener 2 líneas terminales y dos líneas de choke de entrada. Cada entrada debe tener dos válvulas del taladro llenas de las cuales una válvula de cada línea de choke debe ser operada hidráulicamente. Las líneas para matar y de choke bajas, se conectaran a la BOP debajo de la preventora del fondo y actuará en lugar de las líneas para matar y las de choke. Las líneas pueden conectarse a las salidas de la preventora del fondo, con tal de que la preventora esté provista con salidas del tamaño apropiado. Cuando las líneas terminales y de choke no pueden conectarse a las salidas de la preventora del fondo, ellos son conectados a las salidas del drilling spool el cual es instalado debajo de la preventora del fondo.

  • INSTALACION DEL CONJUNTO DE BOP

  • Existen algunas reglas generales de instalación destinada a mejorar la operación y verificación del conjunto. Al instalar el sistema, se debe verificar cada preventor para asegurar que la inscripción que aparece en la pieza forjada se encuentre cabeza arriba. Las aberturas de circulación de las rams, si hubiera deben ubicarse en la parte inferior de la ram. Se debe tener precaución en el modo de levantar la unidad. Una oscilación inadecuada del sistema podría lastimar a alguien, dañar el equipo y dificultar su correcto apoyo o alineación.

    Se deben limpiar las ranuras de alojamiento de los aros y/o superficies de empalme con trapos limpios, agua y jabón. Los cepillos y raspadores de alambre pueden rayar las superficies de empalme y alojamientos de aros, afectando la prueba del conjunto. Deben identificarse los orificios hidráulicos de abertura y cierre y mantenerse limpios. Basura y suciedad en el sistema hidráulico pueden causar la falla en el sistema.

  • BRIDAS Y AROS

  • Los puntos de conexión son siempre el punto débil en sistemas de tuberías o válvulas, el BOP no es la excepción. Las bridas y aros de sello reciben un trato indebido durante el proceso de armado del equipo que puede dar lugar a fallas en pruebas de presión posteriores. Probablemente las fallas principales sean raspones en los anillos, alojamientos y superficies de empalme producidos durante el armado y limpieza en el proceso de instalación. Se debe evitar que la dotación utilice cepillos de alambre o raspadores sobre las superficies de unión y ranuras de alojamientos de aros. Las malas aislaciones afectan la prueba de presión y provocan el desarme del conjunto, y podrán causar así mismo cortes por lavadura en las conexiones.

    Con frecuencia la dotación no tiene en cuenta la importancia de mantener ajustadas las tuercas en las bridas, pero nada reemplaza el reajustado. La conexión grampa API no es tan resistente como la conexión brida API equivalente, ni tiene la misma capacidad de tensión, arqueo o carga combinada. Sin embargo, existen diseños de conexiones de tipo de grampa o engrampe que pueden ser iguales o superiores a la conexión de bridas API en carga combinada.

    Los espárragos de bridas en las cabezas de pozo son especialmente críticos en los conjuntos de BOP en plataformas (jackup) de aguas profundas. Esto se debe a que el movimiento de la extensa tubería conductora hasta el fondo del mar tiene restringido el extremo superior por el empalme del conjunto de BOP al equipo.

    En cualquier equipo, el conjunto de BOP esta amarrado a la base del equipo, pueden actuar fuerzas tremendas contra la brida de cabeza de pozo donde se concentra toda la curvatura. Se debe amarrar también el casing conductor contra el equipo siempre que sea posible.

  • CENTRADO DEL CONJUNTO DE BOP

  • Centrar el BOP no es tarea sencilla. El movimiento, asentamiento o inclinación del equipo pueden descentrar al BOP. El efecto no repercute de inmediato porque las rams y la preventora anular cierran y pueden ensayarse. Sin embargo, el daño a largo plazo puede ser severo. Puede derivar en un desgaste excéntrico del conjunto, ram y caras del empaque anular. Puede ocurrir también un desgaste del casing y la cabeza de pozo. Un daño menor puede no afectar la aislacion durante una prueba, pero siempre existe la posibilidad de daños mayores y de que la válvula no cierre durante una surgencia. Además, la reparación del conjunto implica un trabajo prolongado y costoso. En general, el empleo de anillos o bujes de desgaste minimiza el daño interno.

  • CONEXIONES DE ESTRANGULADOR Y LÍNEAS DE AHOGO

  • Las conexiones de alta presión dentro del conjunto de BOP son un punto débil que debe verificarse y volver a revisarse. Los problemas más comunes incluyen el uso de niples demasiado livianos, aros de sellos sucios, superficies de empalme dañadas, tuercas flojas, y niples o tuberías largas mal soportadas.

    Otro inconveniente es el uso de mangueras de baja presión cuando no hay suficiente lugar disponible para cañerías de acero. Esta situación es doblemente perjudicial, por cuanto el exceso de curvas en la tubería o el uso de curvas en situaciones de alta presión no es una practica recomendable. Esto resulta especialmente riesgoso cuando la línea involucrada es la del estrangulador.

  • LINEA DE LLENADO

  • Debe incluirse una línea de llenado sobre la válvula superior del conjunto de BOP, el objetivo de esta línea, como su nombre lo indica, será llenar el pozo durante las carreras y períodos de circulación. Si bien el mantenimiento de esta línea es ligero, si se deja fluido en ella, puede producirse un tapón o dañarse las líneas por efecto de fluidos corrosivos.

    23