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Curso de BOP
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Curso de BOP
CURSO DE
BOP
EL CONJUNTO PREVENTOR DE REVENTONES (BOP)
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Se trata de una parte del equipo tan confiable que generalmente no se la toma en
cuenta. En realidad, este sistema consiste en un juego único de válvulas hidráulicas
muy grandes con orificios de tamaño considerable, niveles de presión altos y que
además accionan con rapidez. Estas características presentan ciertas limitaciones al
sistema que la dotación debe conocer y observar con detenimiento.
LA ORGANIZACIÓN DEL CONJUNTO DEL BOP.
El conjunto de BOP puede armarse según distintas configuraciones. El boletín RP53
del Instituto Americano del Petróleo (API) contiene el código API para describir las
configuraciones del conjunto.
Los códigos recomendados de los componentes para la disposición del conjunto del
BOP son los siguientes:
A = BOP tipo anular
G = BOP rotativa
R = preventor de esclusas simple con un juego de esclusas ciegas o de
tubería, según discreción del operador.
Rd = preventor de esclusas doble con dos juegos de esclusas colocadas a
discreción del operador.
Rt = preventor de esclusas triples con tres juegos de esclusas colocadas a
discreción del operador.
S = carretel con conexiones laterales de salida tanto para el estrangulador
como para la línea de ahogo de pozo.
K = 1.000 psi de presión de trabajo nominal.
Los componentes mencionados se indican, leyendo de abajo hacia arriba, desde la
pieza que se encuentra en la parte más alta del equipamiento permanente de la
boca de pozo o desde el fondo del conjunto de BOP. Los conjuntos de BOP pueden
ser identificados en su totalidad por simples denominaciones:
5K – 7 1/16 - RSRRA, 10K 13 5/8 = RSRRA, 10K 18 3/4 – RRRRAA
El primero de los conjuntos anteriores de preventores tiene una presión de trabajo
de 5.000 psi (345 bar), tendría un diámetro de 7 1/16 pulgadas (179,3 mm) y
presenta la distribución que aparece en la figura 1 “A”.
La figura 1, según el boletín RP53 de API que trata “Sistemas de equipamiento para
preventores de reventones”, muestra tres de las diversas configuraciones posibles
para un conjunto con un anular y tres esclusas. Probablemente, el tema mas
importante relacionado con la organización del conjunto es determinar cual es el
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peligro mayor que se puede presentar. En relación a este tema, es necesario
considerar los siguientes puntos:
1.
2.
3.
4.
Los requerimientos para el conjunto
deben establecerse sobre la base “por
trabajo especifico”.
Ninguna de las tres figuras que se
muestran resulta adecuada para una
extracción
de
tubería,
esclusa,
conforme a las reglas generales de
extracción de tubería bajo presión.
Para realizar una extracción esclusa
bajo presión, la configuración mínima
necesaria debe ser RRSRA.
Las configuraciones “deseables” son
infinitas, pero una cantidad mayor de
esclusas hacen que el conjunto sea
más pesado, más grande y más
costoso, mientras que una cantidad
menor reduce la flexibilidad y la
seguridad.
La constitución “optima” del conjunto
es aquella que resulta adecuada para
un trabajo en particular y el área en
cuestión. Además, se debe diseñar
también tomando en cuenta el nivel de
seguridad necesaria.
Desde el punto de vista de las operaciones para el control de pozos, la finalidad de
le conjunto del BOP es cerrar el pozo en la eventualidad de una surgencia, e incluso
garantizar la mayor flexibilidad para las operaciones siguientes. Teniendo esto en
cuento podrá observarse que muchas de las configuraciones posibles de le conjunto
pueden dar resultados satisfactorios. Los temas más preocupantes con respecto a
las operaciones de control de pozo son algunas limitaciones inherentes al diseño o a
la operación del conjunto (tales como presión, calor, espacio, economía, etc.).
LOS PREVENTORES ANULARES
Los preventores anulares, a veces denominados preventores tipo “bolsa” (bag), tipo
“esféricos” o simplemente “Hydril”, son casi con seguridad los dispositivos para
control de la presión de cabeza de pozo más versátil jamás elaborado. El preventor
anular se utiliza para cerrar sobre cualquier equipamiento que se encuentra dentro
del pozo y como cabezal lubricador para mover o extraer la tubería bajo presión. La
mayoría de los preventores anulares modernos se cierran alrededor del vástago, los
portamechas, la tubería de perforación, la columna de trabajo, el tubing, el cable de
perfilaje o, en caso de emergencia, el cierre total del pozo abierto. El preventor
consiste en un empaquetador circular de “caucho” (packer), un pistón, un cuerpo y
una tapa. Al bombear el fluido hidráulico hacia la cámara de cierre, fuerza el pistón
hacia arriba o hacia delante, lo que provoca que el packer se contraiga hacia
adentro.
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La mayoría de los preventores anulares tienen un diseño para un a presión de cierre
máxima de 1.500 psi (103,5 bar). No obstante, muchos BOP anulares tienen cámara
de presión máxima de trabajo
de 3.000 psi (207 bar). Debe
advertirse que mover la tubería
a través del preventor, a
presiones de cierre elevadas,
puede provocar desgastes y
una falla temprana del packer.
Es aconsejable revisar el
manual de fabricación para
conocer las características
necesarias
de
presión
operativa de los distintos
preventores, y para saber cuál
debe ser la presión de cierre
recomendada, teniendo en
cuenta la presión del pozo y el
tamaño de la tubería en uso.
Es fundamental recordar que
el packer debe ejercer una
presión de cierre suficiente en
la tubería para que quede bien
sellada, pero no que resulte
excesiva, como para que el packer se deteriore.
En general, para mover la tubería, la presión regulada para un preventor anular
debe rondar los 800 psi (55,2 bar). El empaquetador de “caucho” que se encuentra
en el preventor anular y lo hace flexible constituye la parte crítica del preventor y
puede destruirse por mal uso. Uno de los principales problemas que se presentan
es la aplicación de una presión de trabajo (acumulador) inadecuada sobre el
preventor anular, lo cual pude provocar una falla en el empaquetador del preventor
anular.
Aunque el anular puede cerrar sobre una multitud de tuberías y formas, sólo debe
probarse utilizando el cuerpo de la columna de trabajo. Hay ocasiones en las que un
sello de particular resulta necesario; tal es el caso cuando se cierra alrededor de un
cable de perfilaje o del vástago o cuando hay gas H2S. Debe recordarse que estas
operaciones pueden provocar desde la reducción del período útil del packer hasta
su destrucción definitiva. Al utilizar el preventor anular, no se deben escatimar
esfuerzos para aplicar la menor cantidad de presión posible. Una presión de cierre
mínima mantendrá al packer en buen estado.
Se requiere mayor cantidad de fluido hidráulico para cerrar un preventor anular que
una esclusa (ariete) de tubería. Esto significa que lleva más tiempo cerrar un anular
que una esclusa. Presiones de cierre más elevadas no implican una mejora del
tiempo de cierre, como tampoco con las líneas de operación de diámetro mayor o
con conexiones o reguladores más grandes.
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Puede mejorarse el funcionamiento del preventor anular del equipo si se toman los
siguientes recaudos:
1.
2.
3.
4.
Almacenar lo empaquetadores en lugares fríos, secos y oscuros, mantenerlos
lejos de los motores eléctricos.
Nunca aplicar mayor presión de la necesaria en la unidad de cierre, en
particular al mover la tubería.
Resulta difícil mantener un buen control de calidad sobre los elementos grandes
de “caucho” tales como los empaquetadores anulares. Probar con el
empaquetador cuando se le coloca en el preventor, tal como lo requieren las
normas de funcionamiento y conforme a las disposiciones gubernamentales.
Revisar el manual de fabricación para obtener datos relacionados con el
funcionamiento del preventor anular en uso. Puede haber importantes
diferencias en cuanto a estos datos de acuerdo al tipo de preventor anular.
Debe destacarse que los empaquetadores de los preventores anulares pueden
partirse para facilitar la remoción y colocación cuando no es posible sacar del pozo
el vástago o la barra de sondeo. Los empaquetadores anulares pueden adquirirse
de la fábrica ya partidos. Las empaquetaduras pre-partidas son muy convenientes
en caso que el preventor anular vaya a usarse para la extracción de tubería.
Preventores anulares de propósito especial
La mayoría de los fabricantes de equipos de BOP poseen una gran variedad de
preventores tipo anulares de propósito especial. En general, la función de cada uno
se reconoce por su denominación, a saber: BOPs rotativas, escurridores (stripper)
de tubería, escurridores de cables de perfilaje, escurridores de varillas,
prensaestopas y cabezas de circulación.
Definición: PERFORACIÓN BAJO BALANCE (UBD)
Perforación con presión de pozo inferior a la presión de la formación.
• El atractivo de UBD• Mejor control del pozo y productividad
• Menores costos de perforación
• Velocidades mayores de penetración
• Menor tiempo sin perforación
• Mayor seguridad y protección ambiental
• Menores volúmenes de líquidos de perforación
• Menos problema de las zonas agotadas
• Prueba de pozo mientras se perfora
• Aumenta el límite económico en áreas maduras
• Las aplicaciones están aumentando
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Aplicaciones en las que un cabezal rotatorio de control
para perforación es una ventaja:
CUANDO:
PORQUÉ:
•Perforación bajo balance.
•Perforación de pozos exploratorios y de
• Perforación de flujo con nueva tecnología.
• Aumentar la seguridad de los empleados.
• Protección al ambiente con descargas
desarrollo
(Surgencias de gas H2S y/o de aire).
mínimas.
•Perforación en áreas pobladas.
•Uso de sistemas de circulación inversa.
•Perforación con sistema de anillo cerrado.
•Perforación con aire, espuma, neblina,
• Protección adicional contra incendios en el
fondo del pozo.
• Facilitar la recolección de muestras de la
formación.
• Ayudar a conservar y proteger las
Nitrógeno u otros gases.
•Perforación horizontal en arenas petrolíferas.
formaciones geológicas.
• Mejorar el rendimiento del aparejo y reducir
•Perforación geotérmica (con lodo o técnicas
los costos de perforación.
de perforación con flujo de vapor).
•Reparaciones utilizando estimulantes para el
Yacimiento.
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.
Por lo general, estos preventores reemplazan al preventor anular estándar. Se
accionan en forma manual, hidráulica o presentan un empaquetador asegurado en
forma permanente que se encuentra siempre cerrado, dependiendo del tipo y
modelo. Además, muchos modelos están equipados con alojamiento para cuñas.
He aquí un listado de algunos de los Anulares que están en servicio en Pride
(Perforación y Workover):
Cameron D:
Shaffer BC y Wedge:
Hydril GK:
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Cameron D:
El Anular Cameron D funciona con una presion de 1500 psi. Pero este Anular se le
puede aumentar su presion hidráulica, por medio de una válvula reguladora del
Anular, a 3000 psi de ser necesario. Tiene la empaquetadura mas chica del
mercado y al igual que sus otros competidores también puede cerrarse totalmente
sin tener tuberia alguna. Hay anulares con un rango de presion de trabajo desde los
2000 psi hasta 20000 psi.
En el único diseño del Cameron D BOP Anular, la presión de cierre fuerza el pistón
operativo y empuja una placa (la placa de empuje) y esta desplaza la arandela de
sólido elastómero (Donut) hacia arriba obliga a la empaquetadura hacia el centro
produciendo el cierre. Como los insertos del empaquetador, de acero reforzado,
giran para formar un anillo de apoyo continuo de acero a la parte superior e inferior
del empaquetador. Las inserciones permanecen entre sí en contacto si el
empaquetador está abierto, cerrado en la cañería o cerrado en el pozo abierto.
Empaquetadura Anular Cameron D
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Shaffer BC
Esquema del BOP esférico Shaffer BC
La BC (Bolted Cover) que en español es Tapa Abulonada es de fácil acceso al
cambio de empaquetadura, pues solo desenroscando los bulones de la tapa ya se
puede realizar esa tarea.
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La presion hidráulica máxima de operación es de 1500 psi. El sistema de sellos es
un poco más complejo al sistema de la Hydril GK.
BOP esférico Shaffer BC
Shaffer Wedge
Anular esférico Shaffer Tipo Wedge
Empaquetadura Shaffer
El BOP esférico Shaffer Wedge es utilizado a partir de diámetros de 13 5/8”, al igual
que la BC su presión hidráulica máxima de 1500 psi.
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Tabla para Shaffer
Modelos y rangos de máximos pasajes y máxima presión trabajo
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Hydril GK
Es el Anular más popular en la industria, su simplicidad de operación y
mantenimiento y los escasos elementos en movimiento, lo ubican entre los
preferidos.
Su presion hidráulica máxima es de 1500 psi. Se tiene que utilizar la menor presion
posible para realizar el cierre inicial, esto evitara que la goma se deteriore antes de
tiempo.
La presion del pozo ayuda a cerrar la empaquetadura una vez que procedemos al
cierre del anular. Es recomendable disminuir la presion hidráulica a medida que
aumenta la presion en el pozo. Los modelos que se encuentran operando en PRIDE
de acuerdo con el máximo pasaje y la máxima presión de trabajo son: 7 1/16” – 10”
– 11” – 13 5/8” y las máximas presiones , 3.000- 5.000- 10.000 psi.
Su funcionamiento: La presion hidráulica levanta el pistón cónico apretando la goma
(que se encuentra en su interior) contra la tapa obligándola a deformarse sobre la
tuberia u otro elemento, o con el pozo abierto (solo recomendable ante una
emergencia) logrando el sello.
Cerrado Total
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Cerrado sobre un vástago
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Empaquetaduras (PACKERS)
Partes del Anular GK
La empaquetadura se puede cortar para cambiarla,
aun con el pozo bajo presion
El empaquetador o elemento sellador, tanto de los preventores anulares como de
los de tipo esclusa 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.
El empaquetador packer puede estar fabricado de una multitud
de compuestos. Los más comunes son el caucho o goma
natural, caucho nitrilo (buna-n) o neopreno. Estos
compuestos están preparados para diferentes situaciones tales
como: frío intenso, gas agrio y medio ambientes corrosivos.
La Goma Natural es recomendable su uso para lodos base
agua, ya que cualquier hidrocarburo afecta su integridad. Se
puede trabajar con temperaturas extremas (-35°C hasta 107
°C). Sin banda
La empaquetadura de Nitrilo (buna-n) es para ser utilizada en
lodos base agua y lodos base aceite , también para fluidos de
Workover. Sus temperaturas extremas son (-7°C a 107°C).
Banda Roja
La empaquetadura de Neopreno es solamente para fluidos
base aceite y sus máximas temperaturas de operación son las
siguientes: -35°C hasta 77 °C. Banda verde.
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Las
presiones
recomendadas para sacar
o bajar tuberia a presión,
esto es también llamado
en
ingles
Stripping,
consiste en tener cerrada
la empaquetadura con
una
mínima
presión
hidráulica (tiene que
existir un burbujeo en la
parte superior de la
empaquetadura)
mientras realizamos la
maniobra indicada, sacar
o bajar tuberia, con el
pozo en surgencia.
Todos los fabricantes recomiendan la instalación de un botellón con nitrógeno al
lado del Anular en la Línea de cierre del circuito hidraúlico, con una precarga de 500
psi. Esto es para cuando la cupla de la tuberia pase por la empaquetadura esta
empuja el pistón hacia abajo descargando el aceite en el botellón. Cuando pasa la
cupla la empaquetadura cierra sobre el tubo, el aceite vuelve a empujar el pistón. De
esta manera con una velocidad controlada sacamos o bajamos tuberia con el pozo
bajo presion. Se tienen que calcular los volúmenes que tendremos que inyectar o
purgar.
P REVENTORES A ESCLUSAS
La esclusa de tubería es el constituyente básico del BOP. La confiabilidad de la
esclusa se debe en parte a la simplicidad y en parte al esfuerzo puesto en su
diseño. El preventor de esclusa 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 esclusa alrededor de la tubería, se encuentra una empaquetadura de
caucho autoalineable. Además, existe otro empaquetador de caucho similar (sello
superior) en la parte de arriba de la esclusa que sella la parte superior del
alojamiento de la esclusa en el cuerpo del preventor y así aísla la presión del
espacio anular.
Las esclusas vienen en diferentes medidas y presiones nominales. Existen muchas
clases de esclusas fabricadas a pedido, que se diseñan para usos específicos o
para distintos tipos de equipo. Los BOP de esclusas pueden consistir desde juegos
manuales simples de un solo juego de esclusas a cuerpos múltiples esclusas. Los
de esclusas simples pueden tener un vástago pulido que se cierra al hacer girar las
manijas que se encuentran a cada lado, y permite atornillar las esclusas hacia
adentro y alrededor de la tubería. Pueden encontrarse conjuntos complejos de
múltiples esclusas alojados en un único cuerpo y se operan por control de remoto de
presión hidráulica.
Las esclusas de la mayoría de los sistemas de BOP se cierran a través de pistones
hidráulicos. El vástago del pistón esta aislado de la presión del pozo por medio de
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sellos. Muchas esclusas 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 esclusa emplean un accionador tipo a
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 esclusas no pueden cerrarse en forma manual,
salvo que estén equipadas con un sistema hidráulico de traba de esclusa. Una vez
cerrados, la mayoría de las esclusas pueden ser trabadas (aseguradas) por
sistemas de cierres hidráulicos o manuales (volante).
La mayor parte de las esclusas están diseñadas de manera tal de permitir sellar la
presión que proviene sólo del lado inferior. Esto significa que, al colocarla en
posición invertida, la esclusa 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 deben
ubicarse con el lado correcto hacia arriba. El nombre del fabricante debería figurar
en la parte superior en posición normal. Tanto las aberturas de circulación como las
bocas de salida laterales deben estar ubicadas por debajo del alojamiento de la
esclusa.
Manteni miento preventivo
Por lo general, la mayor parte de las esclusas de los preventores cierran
normalmente con una presión de 1.500 psi es una buena regla que no debe
modificarse arbitrariamente. No se debe probar el funcionamiento de las esclusas de
tubería sin haber colocado, en los preventores, la tubería del tamaño
correspondiente para evitar daños.
Al cambiar las empaquetaduras de las esclusas, recordar que la mayoría de los
problemas surgen por cierres y sellos de bonete o compuerta inadecuados. Es
importante inspecciones y reemplazar estos sellos todas las veces que sea
necesario, cada vez que se cambien las esclusas.
Tanto las Barras de Sondeo como tubing pueden moverse a través en las esclusas
accionadas. Para ello, la presión de cierre debe reducirse hasta 200 o 300 psi (13,8
- 20,7 bar) para disminuir el desgaste de la superficie de la empaquetadura.
Tomando en cuenta que la presión de accionamiento de las esclusas de tubería es
reforzada en varios grados por la acción de la presión del pozo y que las esclusas
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 esclusas de tubería, en particular los
cambios bruscos de dirección de movimientos.
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Los preventores esclusas en uso en Pride son: Shaffer LWS, Sentenial,
Chasovoy, Cameron U, Wenlen:
Comenzaremos con la línea Shaffer
Bop Ram o esclusas Shaffer ofrecen la confiabilidad de campo probada sellando
alrededor de la tubería y por el pozo abierto y cortando la tubería si es necesario.
*Requiere de un mantenimiento mínimo. Los preventores Ram de Shaffer tienen
una altura global baja comparada con otro preventor Ram.
*Los modelos dobles y triples están disponibles. Los modelos dobles y triples ganan
espacio y peso combinando dos o tres Ram en uno unificando el cuerpo.
*Cubre todos los requisitos ambientales por H2S conforme al API. Tienen
compartimientos de Ram inclinados hacia el pozo que permiten que el barro y la
arena descarguen hacia el. Esto guarda la cavidad del Ram libre de barro
endurecido y demás sustancias indeseables.
*Las empaquetaduras del Ram tienen una vida larga en rutina de operaciones de
perforación y stripping
*Pueden cambiarse los Ram fácilmente sin romper o rehacer las conexiones
hidráulicas, incluso con la cañería en el pozo.
*El pistón único en operación hidráulica tiene un número mínimo de partes
trabajando. Esto asegura una confiabilidad alta y un mantenimiento bajo. *Las
conexiones disponibles son: Bridadas, esparragadas en la mayoría de los modelos
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Shaffer Sentenial
Los preventores a esclusa Shaffer Sentenial están disponibles con dos diámetros: 7
1/16” y 9” las máximas presiones de trabajo es de 3000 psi.
Las esclusas que usan son distintas en los dos diámetros. Tipo 64 en 9” – 3000 psi
y
Tipo 72 en 7 1/16”- 3000 psi.
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BOP ESCLUSA SHAFFER LWS
El preventor a esclusas Shaffer LWS es sin duda uno de los mas populares BOP a
esclusa de la industria. Su rango de preventores abarca desde 7 1/16 “ , 9” , 11” –
5000 psi , también 9” y 11 “ 3000 psi.
Su presión máxima de operación hidráulica es de 1500 psi.
Ocupa Rams tipo 61 y 70 según pasaje y presión.
*Las esclusas soportan una carga 600,000 libras de tubería si es necesario Estas
esclusas están diseñadas para conformar a los requisitos de H2S.
*Con el sello secundario del eje del pistón están equipados todos los preventores a
esclusas LWS excepto 4 1/16" 5,000 y 10,000 psi; 7 1/16" 5,000 psi; y 11" 3,000 psi
.
*Se reemplazan los esclusas fácilmente. Ellos resbalan horizontalmente hacia el eje
de la esclusa.
Sistema Hidráulico
La presión hidráulica requerida para cerrar un BOP LWS es de 1,500 psi con una
presión proporcional en el pozo. Cualquier sistema de acumulador de campo puede
usarse para operar estos BOP.
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Modelo LWS Sistema de traba manual
Los pistones de la traba manual mueven hacia el centro y cierran los Ram cuando
la presión hidráulica es aplicada. Si es necesario, los ram pueden quedar
manualmente asegurados en la posición cerrado dándole las vueltas hasta que el
seguro choque contra la cabeza del pistón..
A falta de presión hidráulica, las esclusas pueden cerrarse manualmente. Para
abrirlas deberá retirar primero el seguro , pues no se puede hacer la apertura
manualmente, una vez retirados los seguros se puede hacer la apertura con la
presión hidráulica. Los ejes para cerrar manualmente son visibles de afuera y
proporcionan un indicador de posición de las esclusas conveniente.
Los Multi Rams pueden usarse en casi todas las BOP Shaffer y van, según el
diámetro nominal de la BOP , desde 2 3/8” hasta 5”.
Los SHEAR RAMS, se pueden usar solamente si la BOP tiene cilindros especiales
hidráulicos de 14” , por la fuerza necesaria para cortar tuberías.
SHAFFER Modelo Chasovoy
Los BOP esclusas Chasovoy de Shaffer fue desarrollado para satisfacer, el criterio
operacional y económico y las ventajas siguientes:
*El único diseño permite el funcionamiento manual o hidráulico
*El funcionamiento manual incorpora un diseño innovador y propio
*Liviano, chico, transportable y fácil instalar.
*El reemplazo de las partes simple. Barato, pero diseñado conforme a las normas de
calidad altas de Shaffer de rendimiento y confiabilidad
Funcionamiento Hidráulico
La habilidad del Chasovoy al cierre o a la apertura de las esclusas manualmente lo
hace verdaderamente único. El torque máximo al cierre y sello de las esclusas es de
sólo 735 pie/lb. Operar el BOP Ram Chasovoy hidráulicamente, es muy simple,
retire el eje activo del pistón hacia atrás si es que esta cerrado y conecte a la unidad
del acumulador a las conexiones de apertura y cierre del preventor. El Chasovoy
puede convertirse de manual al funcionamiento hidráulico en el campo.
Compacto y fácil de manejar
Los BOP Ram Chasovoy son ligeros, cortos y fáciles de manejar durante el
transporte, y son rápidos para instalar. El modelo simple es de 11 1/4" de alto. El
unificado doble es sólo 20 1/2" de alto que es significativamente más corto que dos
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individual o simple Ram juntos. Esto puede representar una diferencia real cuando el
espacio es una necesidad.
El Reemplazo de las partes
El reemplazo de las partes en el Chasovoy ha sido hecho simple.
El Chasovoy se diseña a las normas de Shaffer de rendimiento y fiabilidad.
Con buen desempeño durante las operaciones de Workover, Pulling, Fracturas y
Perforación.
Shaffer LWP
El Shaffer LWP es de
similar características que
el LWS. Se encuentra en el
rango de máximo pasaje de
9” – 3000 psi
Utiliza esclusas tipo 64
Los MULTI RAMS pueden
usarse en casi todas las BOP Shaffer, y van, según el diámetro nominal de la BOP,
desde 2 3/8 ” hasta 5”
Los SHEAR RAMS, se pueden usar solamente si la BOP tiene cilindros especiales
hidráulicos de 14” de diámetro, por la fuerza necesaria para cortar las tuberías QUE
SE INCREMENTA AL OPERAR CON PRESION EN UN DIAMETRO MAYOR DE
CILINDRO.
Esclusa de corte
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Multi Ram
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Esclusa parcial
Conjunto BOP SHAFFER
CAMERON U
La CAMERON “U” es una de las mas utilizadas de todas las BOP a esclusa-Tiene
con respecto a la Shaffer menores problemas de operación, mas simplicidad para el
cambio de rams, (se abre hidráulicamente) , menos problemas en el circuito
hidráulico , etc.
Barre todos los diámetros y presiones , desde 7 1/16 - 3000 hasta 15.000 y hasta 20
¾ y 21 ¼ - 2.000 psi
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Esclusas de tubería
Las esclusas de cierre sobre tubería están preparadas para cerrar sobre la tubería.
La ventaja y limitación fundamentales de una esclusa de tubería es el recorte de
medio círculo en el cuerpo de la esclusa. 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 esclusas cuentan con guías para central la tubería. El recorte del
cuerpo de la esclusa se adapta casi perfectamente a la circunferencia de la tubería.
Mientras que puede cerrarse alrededor de una tubería, que presente una pequeña
conicidad, no se cerrará alrededor de una unión de tubería sin dañarla o dañar la
cara de cierre de la esclusa.
Debe tenerse mucho
cuidado al cerrar la
esclusa
que
se
encuentra cerca de
una
unión,
en
especial con barras
de
sondeo
de
aluminio, ya que
éstas
tienen
un
recalque de mayor
tamaño y longitud
que las de acero.
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El sistema hidráulico Cameron tipo U está diseñado para trabajar bajo presión de
1.500 psi.
Justo como en el caso de todos las demás preventores de esclusas, la presión del
pozo ayuda en el cierre de las esclusas.
Es posible colgar un sondeo de perforación de cuplas con un hombro de 90° o 18°
en las esclusas. Se debe tener PRECAUCIÓN cuando se utilizan las esclusas
Variables.
Tiene un cuerpo forjado que consta de:
• un pasaje vertical central para pasar las herramientas
• un pasaje horizontal en el cual se mueve un conjunto de dos esclusas.
A cada lado del cuerpo: (figura 1)
• una brida intermedia (3)
• una tapa (bonete)(15).
Cada brida está asegurada a la tapa con tornillos de cabeza ranurada y cada
conjunto de brida + tapa se asegura al cuerpo con 4 pernos (12). El sellamiento
entre la brida y el cuerpo se asegura con un O-Ring (anillo en O) que según las
recomendaciones de los fabricantes, debe reemplazarse únicamente cuando se
daña. Cada esclusa se asegura a una varilla del pistón, la cual está en el centro del
pistón (5).
Los pistones (9) y (10) tienen extremos roscados que se aseguran directamente al
cuerpo. Los dos pistones guían las tapas y tienen las siguientes características:
• El pistón (10) ubicado en el lado del cierre tiene un hueco central que se comunica
por medio de su varilla con el circuito de cierre.
• El pistón (9) ubicado en el lado de apertura es completo. El circuito emerge por
detrás del pistón y corre hasta las 2 aperturas.
• Se utilizan dos tornillos de cierre (8) para cerrar los arietes en posición cerrada.
• La brida intermedia del cuerpo-a la-tapa en la que se desliza la varilla del pistón
está equipada con un anillo de sello de pestaña en el lado del pozo y un O-Ring en
el lado de cámara de operación del pistón.
Se encuentra un puerto de venteo o alcahuete (que permite la detección de una
eventual fuga) así como un sistema de diseño adicional de empaque plástico entre
los dos anillos.
E
Alojamiento camisa de operación
Pistón de Operación
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Curso de BOP
Camisa de operación
Empaquetadura de pistón de operación
Brida intermedia
Ram de corte
Esclusas
Las esclusas constan de tres piezas:
• el bloque metálico,
• un sello superior,
• un empaque frontal: en el caso de las esclusas ciegas, las esclusas parciales y las
esclusas de revestimiento.
Los dos sellos se aseguran mediante dos pines que traban .
Las esclusas ciegos de corte se utilizan en situaciones de emergencia para cortar a
través de los tubos, a la vez que para asegurar el sellamiento total y su composición
se ilustra en la figura .
Las esclusas de corte
son
otra
clase
de
esclusa de tubería que
tienen
hojas
filosas
especiales para cortar
tubulares (tubing, barras
de
sondeo,
portamechas,
etc.).
Dependiendo del tipo de
esclusa de corte y del
tubular a cortar, deberán
utilizarse presiones mas
elevadas
que
las
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Curso de BOP
reguladas normales y/o “potenciadores” (booster) hidráulicos. Las esclusas de corte
tienen tolerancias de cierre pequeñas. En el momento de probar su funcionamiento,
no deben cerrarse bruscamente haciendo uso de una presión elevada, sino a través
de una presión reducida de aprox. 200 psi (13,8 bar.). Cuando se prueban las
esclusas de corte, el material de la empaquetadura se extruye. Dado que el volumen
de la empaquetadura de las esclusas de corte es pequeño, muy pocos ensayos de
presión pueden llevarse a cabo y conservar la capacidad de sello. No efectuar
ensayos de presión de las esclusas de corte más de lo necesario.
Esclusas ciegas/de corte
Las esclusas ciegas/de corte
combinan las ventajas de las
esclusas ciegas o de cierre de
pozo
abierto
con
las
de
cortadoras. Tienen la ventaja
adicional de cortar la tubería para
luego proceder a sellar la
abertura del pozo. Otra condición
favorable
de
las
esclusas
ciegas/de corte es el espacio que
se gana al utilizar un solo juego,
en lugar de dos; para realizar las
tareas necesarias.
Esclusas de corte
Esclusas de diámetro Variables Cameron
Las esclusas del tipo variables se ajustan para cerrarse en diferentes tamaños de
diámetros de tubería. Se fabrican de acuerdo con el principio del empaque del
anular Cameron D.
Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan sobre distintos diámetros de
tuberías o vástagos hexagonales. También pueden
servir como esclusa primaria para un diámetro de
tubería y de reserva o alternativo para otro diámetro
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Curso de BOP
distinto. En aquellos pozos con columnas de
diámetro combinados y en los que el espacio
resulta muy importante, pueden utilizarse esclusas
de diámetro variable. Además, la colocación de un
juego de esclusas de diámetro variable en el
preventor evita un viaje de ida y vuelta del
conjunto submarino del BOP. Esto se debe a que
no es necesario cambiar las esclusas al utilizar
columnas de tubería de diferentes tamaños.
El empaque contiene inserciones reforzadas de
acero similares a las del empaquetador del BOP
anular, Cameron D. Estas inserciones rotan hacia
adentro al cerrar las esclusas; 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 esclusas
de diámetro variable se desempeñan en forma
comparable a los empaquetadores de esclusa de
tubería. Las esclusas de diámetro variable son
adecuadas para servicio en H2S.
Diámetro de Preventores
(en pulgadas)
(en milímetros)
1
(7 /16)
179,38
1
(7 /16)
179,38
1
(7 /16)
179,38
(11)
279,4
(11)
279,4
(11)
279,4
5
(13 /8)
346
5
(13 /8)
346
5
(13 /8)
346
5
(13 /8)
346
3
(16 /4 )
425,4
3
(16 /4 )
425,4
3
(18 /4 )
476,2
3
(18 /4 )
476,2
3
(18 /4 )
476,2
Variación del tamaño de la tubería
(en pulgadas)
(en milímetros)
7
3
(2 /8 - 2 /8 )
73
- 60,3
1
3
(3 /2 - 2 /8 )
88,9 - 60,3
7
(4
- 2 /8 )
101,6 - 73
3
1
(2 /8 - 3 /2 )
60,3 - 88,9
3
(5
- 2 /8 )
127
- 60,3
7
(5
- 2 /8 )
127
- 73
7
(5
- 2 /8 )
127
- 73
1
1
(5 /2 - 3 /2 )
139,7 - 88,9
1
(6
- 3 /2 )
152,4 - 88,9
5
(6 /8 - 5)
168,2 - 127
7
(5
- 2 /8 )
127
- 60,3
1
(7
- 3 /2 )
177,8 - 88,9
7
(5
- 2 /8 )
127
- 73
1
(5
3 /2 )
127
- 88,9
5
1
(7 /8 - 3 /2 )
193,6 - 88,9
Tabla de Esclusas Variable
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Apertura de las tapas o Bonetes
La presión de cierre hidráulico de las esclusas se utiliza para abrir las tapas
(bonnets)
cuando se cambian las esclusas.
Para esta operación:
• Se desatornillan los 8 pernos - 4 a cada lado de la BOP. Estos se sostienen
mediante un clip y no pueden caer.
• Se aplica presión en el lado del cierre. El conjunto de tapa + brida se libera del
cuerpo, y se aplica presión en:
- las cámaras A y B, separando así las tapas.
- los cilindros de operación, poniendo los pistones y luego las esclusas en posición
cerrada.
Queda suficiente espacio entre el cuerpo y las tapas para retirar las esclusas
utilizando
las argollas de izaje.
Para cerrar las tapas: se invierte la presión, aplicada a través del lado de apertura
en
la cámara A y B. Las tapas se cierran cuando las esclusas se abren.
Esta presión se debe retener durante el aseguramiento de los pernos.
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Curso de BOP
CIERRE DEL BONETE
Las cavidades de las BOP Cameron U tienen tolerancias muy pequeñas, sin
embargo, aun fuera de las tolerancias, empaquetan.
La reparación de los alojamientos no es simple y debe hacerse en talleres
autorizados Cameron. Suelen tener inconvenientes en las empaquetaduras de
cilindro de las tapas intermedias – Es de fácil reparación
Las pérdidas por esas empaquetaduras del cilindro, se ven por fugas en los
denominados “alcahuetes”, que son orificios en la brida intermedia que comunican la
espalda del conjunto de empaque con el exterior.
Se puede operar energizando la empaquetadura con la llamada “grasa de vela”, que
es una grasa pesada sellante. Esto sirve para salir del paso en el momento, luego
se debe reparar.
El interior de la BOP de perforación debe lavarse al finalizar el pozo. Esto se hace
simplemente con una barra ciega con orificios de 10 mm , a 180º llamado jetting,
bombeando agua limpia a presión.
Esto evita la corrosión por cáscaras de lodo en el interior de los alojamientos.
Verificar el estado de los rams parciales, cada vez que se cambie rams para entubar
u otra maniobra – es importante conocer en que estado están:
Los rams no deben tener golpes y los empaquetadores deben tener gomas en
condiciones, sin mordeduras, quebraduras, etc.
TESTEAR LAS BOP de acuerdo a los procedimientos o a RP53 en cada pozo. Con
tapón o con copa, según sea la operación y las exigencias del cliente.
VERIFICAR QUE LAS BOP TENGAN CERTIFICACION RP53 – ESTO SE DEBE
HACER SEGÚN API CADA 5 AÑOS.
Esta certificación exige el desmontaje completo de la BOP , verificación de medidas
y tolerancias en bridas, alojamientos, elem. internos, etc. y el CAMBIO COMPLETO
DE TODOS LOS ELASTOMEROS DEL PREVENTOR.
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Curso de BOP
Verificar que todos las mangueras de presión hidráulica estén correctamente
protegidas (revestidas), antes de montar el BOP
Verificar que todos los terminales estén limpios antes de acoplarlos al BOP o a los
caños del rack (guitarra)
Verificar los niveles de aceite en el acumulador antes de iniciar las pruebas.
Seguridad de operación:
Verificar durante las pruebas, que no exista personal no autorizado en el área de
testeo.
Verifique las posiciones de las válvulas durante las operaciones - la válvula de cierre
total debe tener algún sistema de bloqueo que impida cierres accidentales.
EMPAQUETADURA PISTON OPERACION
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Curso de BOP
El Flex Packer cierra sobre un rango de diámetro predeterminado
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Curso de BOP
BOP ESCLUSA WENLEN
BOP
BOP ESCLUSAS WENLEN 7 1/16” – 3000 psi
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Curso de BOP
LISTADO DE PARTES WENLEN 7 1/16” 3000 PSI
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Curso de BOP
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Curso de BOP
BOP ESCLUSAS GUIBERSON
Los preventores de surgencia compactos Guiberson son específicamente
diseñados para servicios de Pulling, Workover y también en perforaciones a baja
profundidad. Ellos trabajan hasta una presión del pozo de 3000 psi. Abren y cierran
fácilmente ya sea manualmente o hidráulicamente.
Las esclusas en el preventor Guiberson aseguran un positivo y completo sello. Las
esclusas se diseñan para posicionar la cañería en el centro de la unidad.
Cambio rápido de la Empaquetadura de caucho
Pueden cambiarse las esclusas Guiberson
rápidamente y fácilmente, incluso
mientras la cañería está en el pozo. Sólo seis espárragos se destornillan para quitar
la placa. Con las placas removidas, ambos conjuntos de esclusas son accesibles. La
nueva empaquetadura es fácilmente cambiada. Ninguna herramienta se necesita
para instalarla.
Se fabrican los preventores de Guiberson para la alta resistencia para el estallido
Tiene acero tratado y es compacto y fácil manejar.
Con este diseño compacto, cada preventor de Guiberson solo mide 11-1/2” de
altura.
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Curso de BOP
Con una presión hidráulica de 2,000 psi cierra en menos de 2 segundos. Disponible
con los mandos duales para los dos el equipo suelo o el funcionamiento remoto,
puede operarse con el sistema hidráulico de los equipos o, usando un sistema del
bomba-acumulador separado, con un equipamiento impulsado con aire, electricidad,
o diesel.
Se proporcionan con mandos manuales que permiten cerrar en forma manual las
esclusas positivamente, una vez cerrado, proporciona un mecanismo del cierre
alternado para la seguridad.(seguro)
Precauciones Generales
El interior de la BOP de perforación debe lavarse al finalizar el pozo. Esto se hace
simplemente con una barra ciega con orificios de 10 mm, a 180º llamado jetting,
bombeando agua limpia a presión.
Esto evita la corrosión por cáscaras de lodo en el interior de los alojamientos.
Verificar el estado de los rams parciales, cada vez que se cambie rams para entubar
u otra maniobra – es importante conocer en que estado están:
Los rams no deben tener golpes y los empaquetadores deben tener gomas en
condiciones, sin mordeduras, quebraduras, etc.
TESTEAR LAS BOP de acuerdo a los procedimientos o a RP53 en cada pozo. Con
tapón o con copa, según sea la operación y las exigencias del cliente.
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Curso de BOP
VERIFICAR QUE LAS BOP TENGAN CERTIFICACION RP53 – ESTO SE DEBE
HACER SEGÚN API CADA 5 AÑOS.
Esta certificación exige el desmontaje completo de la BOP, verificación de medidas
y tolerancias en bridas, alojamientos, elementos internos, etc. y el CAMBIO
COMPLETO DE TODOS LOS ELASTOMEROS DEL PREVENTOR.
Verificar que todos las mangueras de presión hidráulica estén correctamente
protegidas (revestidas), antes de montar el BOP.
Verificar que todos los terminales estén limpios antes de acoplarlos al BOP o a los
caños del rack (guitarra).
Verificar los niveles de aceite en el acumulador antes de iniciar las pruebas.
Seguridad de operación:
Verificar durante las pruebas, que no exista personal no autorizado en el área de
prueba.
Verifique las posiciones de las válvulas durante las operaciones - la válvula de cierre
total debe tener algún sistema de bloqueo que impida cierres accidentales.
Válvula del Total con protección
Prueba del Conjunto BOP
Las BOP deben testearse según lo que indica la Norma API RP 53 de la siguiente
manera:
Las BOP deberán ser testeadas con la siguiente frecuencia a los valores de las
tablas de la norma:
• Antes del inicio del pozo o al montaje.
• Luego de cualquier reparación o desconexión de cualquier componente del
sistema hidráulico.
• En tiempos no mayores a 21 días.
Pruebas de BOP según la norma API RP 53
TEST INICIAL: Las BOP deberán ser probadas en baja y alta presión:
Baja: 200-300 psi
Alta: A la presión nominal para las BOP esclusas y al 70% de la presión nominal
para las anulares, excepto, si están montadas, si no excede la presión de otro
componente del conjunto de menor presión nominal. Las presiones deben
mantenerse por lo menos por 5 minutos.
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EJEMPLOS DE DAÑOS
RECOMENDACIONES
No operar con perdidas en el circuito hidráulico o de sello de boca de pozo.
Verificar el funcionamiento de los sistemas de cierre manual.
No colgar las BOP de los bonetes.
Verificar la alineación de la boca de pozo, cada vez que se monta EL EQUIPO.
Cambiar los anillos cada vez que se desarmen dos bridas.
Las BOP suelen tener problemas en los sistemas de cierre manual – verificar
funcionamiento (Juegos en roscas, mal los encastres de cuadrantes, etc.)
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Curso de BOP
UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESIÓN
La BOP para equipos de perforación rotativos datan de principios de siglo. Sin
embargo, recién en la entrada de la década del 50 aparecieron buenos métodos de
cierre de preventores. Las unidades más antiguas de BOP utilizaban un sistema
manual del tipo de cierre a tornillo. Hoy en día, en algunos equipos pequeños, se
siguen utilizando sistemas de cierre manuales. Al producirse una surgencia es
esencial cerrar el pozo lo más rápido posible para evitar una surgencia 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 muy especial de productos químicos y agua que s
almacena en botellones o cilindros de acumulador a 3.000 psi (207 bar). Una
cantidad suficiente de fluido se almacena bajo presión para que todos los
componentes del conjunto de 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 vejigas de goma, pueden cristalizarse y
reventar.
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Curso de BOP
Acumulador de presión
UNIDAD ACUMULADOR DE 3000 PSI
El acumulador hidráulico y comando de las BOP es un sistema que permite
acumular
Volúmenes de fluido hidráulico a la presión necesaria de accionamiento de las BOP,
para operar estas rápidamente.
Los acumuladores pueden contener fluido en los equipos de PRIDE y en la mayoría
de los equipos del resto de la industria, a 3000 psi.
Los elementos BASICOS que conforman un acumulador son:
•
•
•
•
•
•
Botellones de acumulación del fluido
Bombas hidráulicas de carga – neumáticas / eléctricas
Válvulas de comando de cuatro vías y tres posiciones (abierto-neutro-cerrado)
Válvulas reguladoras de presión.
Tanque de reserva de fluido
Presostatos de accionamiento (dispositivo eléctrico que para o acciona la bomba
hidráulica según el rango de presión que ha sido calibrado)
BOTELLONES DE ACUMULACION:
Hay de varios diseños y de diferentes volúmenes. Básicamente es un recipiente
recargado con Nitrógeno gaseoso a una cierta presión, al cual se le bombea fluido
hidráulico, comprimiendo así el nitrógeno y por tanto dejando el fluido también con
una presión mayor.
Son recipientes cilíndricos o esféricos, con un sistema interno para separar el
nitrógeno del fluido hidráulico.
Hay dos tipos clásicos:
• A flotante.
• A cámara o vejiga.
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Curso de BOP
A flotante:
Es el típico de Cameron, esférico o cilíndrico. Un flotante interior con una varilla
guía, separa el gas del fluido.
Cuando se descarga, el flotante baja, y la varilla acciona una válvula, para impedir
que se escape el gas. Es algo complicado, puede mezclarse el gas y el fluido. Suele
fallar el sistema de válvula inferior.
Este sistema de acumulación de presión con flotante como separador del nitrógeno
y el fluido hidráulico es recomendado en equipos que no se movilizan desmontando
los equipamientos, como plataformas en el mar, barcos de perforación, etc.
A Vejiga de goma:
Es el típico de Koomey, cilíndrico.
Una cámara interior contiene el nitrógeno, que se comprime al bombear el fluido.
Cuando se descarga, lo que sucede es que la cámara se expande con el gas al
disminuir la presión exterior.
Es menos complicado. Suele fallar mas seguido por “pinchaduras” de las cámaras.
Volumen típico: 11 galones (10 galones netos).
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Curso de BOP
El volumen necesario de fluido bajo presión acumulado para operar una BOP se
obtiene conectando en paralelo varios botellones a través de un colector.
El requerimiento del volumen necesario esta en la norma API RP 53.
Botellón con vejiga de goma
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Reemplazando una vejiga de goma
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Curso de BOP
ACUMULADOR TIPICO DE PRESION
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Curso de BOP
TIPICO SISTEMA DE CONTROL BOP DE SUPERFICIE
1. Acumuladores - precarga 1000 psi
Advertencia! USE NITRÓGENO
SOLAMENTE Compruebe cada pozo
y no mas de 60 días.
2-Válvula manual, de aislamiento del
Banco del Acumulador, normalmente
abierto
3. Válvula - normalmente cerrada.
4. Válvula de alivio del sistema
acumulador – Regulada en 3300 PSI
5. Filtro de aire - Drenaje automático.
Limpie cada 30 días.
6. Lubricador del aire - llene con
aceite lubricante SAE 10, sistema
para 6 gotas
por minuto. Compruebe el nivel de
aceite
semanalmente.
7. Manómetro Presión de aire -0 a
300 PSI.
8. Presostato Presión
Hidroneumática
- para automáticamente el aire a las
bombas cuando la presión alcanza
2900 o 3000 psi y comienza cuando la
presión cae a 2700 psi.
9. Válvula de suministro de aire Normalmente abierta. Ciérrese al
realizar mantenimiento a las bombas
operadas con aire.
10. Válvula de succión, Bombas
operadas con aire
Normalmente abierta. Ciérrese al
realizar mantenimiento a las mismas
11. Filtro de succión, bombas
operadas con aire. Limpie cada 30
días.
12. Bombas operadas con aire.
13. Válvula de retención Bombas
operadas con aire
14. Bomba Duplex o Triplex Llene el cárter del motor con aceite SAE
20. Compruebe el nivel de aceite
mensualmente.
15. Protector de cadena – Agregue
aceite SAE 40. Compruebe el nivel de
aceite
Mensualmente.
16. Motor eléctrico(a prueba de
explosiones)
.
.
17. Presostato de Presión Eléctrico Para automáticamente las bombas
cuando la presión del acumulador
alcanza las 3000 psi y pone a funcionar
la
Bombas cuando la presión cae a 2700
psi.
18. Arrancador del motor eléctrico –
Mantener el interruptor en la posición "
auto "
Excepto al realizar mantenimiento
colocar en “OFF”.
19. Válvula de succión, Triplex o
Duplex
Normalmente abierta. Ciérrese al
realizar mantenimiento a la
bomba.
20. Filtro tamiz de la succión, bomba
Triplex o Duplex- limpie cada 30
días.
21. Válvula de retención de la
descarga de la
bomba Duplex o Triplex.
22. Filtro tamiz de alta presión Limpie cada 30 días.
23. Válvula - Normalmente cerrada
24. Válvula reguladora presión
manifold
Regula la presión de funcionamiento a
Preventores de Ram y válvulas de
compuerta.
Manualmente ajustable a partir de 0 a
1500 psi, contiene un by-pass interno
para presiones de 3000 psi.(véase Nº
39)
25. Válvula reguladora manifold
Interno
Normalmente en baja presión (posición
izquierda).Para las presiones de
funcionamiento sobre l 500 PSI
(Preventores de Ram y válvulas de
compuerta), se coloca en alta presión
(posición derecha de la manija).
26. Válvula cuatro vías 3 posiciones
3.000 PSI W.P. Dirige el flujo de
presión del fluido de funcionamiento a
Preventores de Ram y válvulas de
compuerta.
NUNCA COLOCAR EN NEUTRO
27. Válvula de Purga presión
manifold.
28. Manómetro presión del
acumulador
Rango 0 a 6000 PSI
30. Válvula reguladora presión
Anular Proporciona la regulación
independiente
De la presión de funcionamiento del
anular
Ajustable a partir de la 0 a 1500 psi.
puede
proporcionarse la regulación hasta 3000
psi, para Anular Cameron tipo D.
31. Manómetro presión del
acumulador
Rango 0 a 3000 psi y puede colocarse
uno de rango 0-6000 psi para Anular
Cameron D.
32. Transmisor Presión Anular
(transmitter) - entrada hidráulica, 3-15
psi de salida del aire.
33. Transmisor Presión del
acumulador (transmitter) - 0 a 6000
psi entrada hidráulica, 315 PSI de aire
salida.
34. Transmisor Presión manifold
(transmitter) - 0 a 10.000 psi entrada
hidráulica, 315 psi de aire salida.(el
transmisor convierte la presión
hidráulica de en presión de aire y
calibra la señal al manómetro de aire
correspondiente en el panel de control
remoto del perforador.
35. Caja de conexión de aire - usada
para
Conectar las líneas de aire del panel de
mando a distancia.
36. Tanque de reserva de fluido –
Llenado hasta 8 pulgadas del techo del
tanque con aceite hidráulico del SAE 10
y a presión atmosférica.
37. Tapa de inspección (unidades
Serie T).
38. Ventana de inspección, nivel
fluido
(Unidades de Serie T).
Opción disponible en unidades con
manifold de presión de trabajo de 5000
PSI.
39. Válvula by-pass
Interruptor de Presión hidroneumática.
.
40. Válvula de aislamiento normal de
la presión—abierta normalmente.
Ciérrese para
Presiones mayores de 3000 psi.
41. Válvula de alivio – Regulada a
1700 psi
29. Manómetro presión del manifold
Rango - 0 a 10.000 PSI
30. Válvula reguladora presión
Anular
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Bombas Hidráulicas del Acumulador
Hay dos tipos de bombas:
• Neumáticas
• Eléctricas
Las bombas neumáticas consisten en un actuador o cilindro neumático de doble
efecto
que mueven un pistón que presuriza fluido hidráulico.
Las bombas eléctricas son similares a una bomba triple de émbolos buzos. Es una
caja mecánica y un cuerpo hidráulico en miniatura.
Bomba eléctrica
Bomba Neumática
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Válvulas del Acumulador
Hay dos tipos de válvulas:
• Válvulas de 4 vías
• Válvulas reguladoras
Las válvulas de 4 vías son válvulas que permiten la comunicación de la presión del
Manifold que viene de los botellones, con la alimentación a la entrada de
accionamiento de la BOP, y el retorno de la línea al tanque.
También permiten en otra posición la alimentación de presión a la entrada de la
apertura de la BOP y el retorno al tanque.
Válvulas de 4 vías y 3 posiciones
Las válvulas 4 vías y 3 posiciones siempre que el acumulador esta en operaciones
deberán permanecer, abiertas o cerradas de acuerdo a la función, nunca neutro.
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Curso de BOP
Válvulas reguladoras
Válvulas reguladoras de presión
Mantenimiento del sistema de acumulación de presión
Debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema básico del acumulador,
por lo menos, cada treinta días (o cada pozo). El programa de treinta días, que se
menciona a continuación, es una guía que puede resultar insuficiente para algunas
operaciones. Para el mantenimiento del acumulador maestro, es necesario:
1.
2.
3.
Limpiar y lavar el filtro de aire
Llenar el lubricador de aire con aceite SAE 10 (o el que se especifique).
Verificar el empaque de la bomba de aire. El empaque debe estar lo
suficientemente flojo para que el vástago se lubrique, pero no tanto como para
que gotee.
4. Verificar el empaque de la bomba de accionamiento eléctrico.
5. Desmontar y limpiar los filtros de succión, que se encuentran en las bocas de
succión de las bombas de aire y eléctrica.
6. Verificar el nivel de aceite del cárter de la cadena de rodillos de la bomba
eléctrica, el cual debe estar siempre lleno de aceite adecuado (si es de
transmisión a cadena). Controlar el fondo del cárter de aceite por si hay agua.
7. El volumen de fluido en el reservorio hidráulico debe mantenerse al nivel
operativo (en general, entre dos tercios y tres cuartos).
8. Desmontar y limpiar los filtros hidráulicos de alta presión.
9. Lubricar las válvulas de cuatro vías (válvulas operativas). Existe un alemite de
grasa en el brazo de la armadura de montaje y, por lo general, una copa
engrasadora para el vástago del émbolo.
10. Limpiar el filtro de aire que se encuentra en la línea del regulador.
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Verificar la precarga de los botellones individuales del acumulador (la lectura
debería rondar los 900/1100 psi).
Requisitos de volumen
El sistema de 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. Por
ejemplo, la norma RP 16E de API detalla los cálculos matemáticos a realizar para
calcular el volumen mínimo API. El M.M.S (Servicio de Administración de Minerales
de EE.UU.) requiere una vez y media mas del volumen necesario para cerrar y
mantener cerradas todas las unidades de BOP con una presión mínima de 200 psi
(13,8 bar) por sobre la presión de precarga. Otros organismos gubernamentales
tienen exigencias distintas con respecto al volumen. Dado que es mejor tener más
que el volumen mínimo, la mayoría de los operadores y contratistas prefieren usar
un factor de tres veces el volumen requerido para cerrar todo lo que se encuentre en
la columna. 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 3.000 psi (206,8 bar) se realiza
utilizando la mitad del volumen de los botellones del acumulador. Los cálculos
demuestran que aproximadamente la mitad del volumen total de los botellones
puede utilizarse antes de que la presión disminuya hasta llegar a los 200 psi (13,8
bar) por sobre el nivel de precarga. (Un botellón de acumulador de 10 galones (37,8
litros) tiene un volumen aprovechable de aprox. 5 galones (18,9 litros). En general,
los de tipo esfera de mayor tamaño tienen un volumen de 80 galones (302,8 l) y un
volumen aprovechable de 40 galones (151, 4 l).
EJEMPLO 1 Requerimientos estimativos de volumen del acumulador, utilizando un
factor de cierre de 1,5:
Preventor anular Hydril GK 13 5/8 (346 mm.) para cerrar
(68,06 l)
= 17,98 gal
(3) Esclusas Cameron tipo U 13 5/8 (346 mm.) para cerrar
(65,86 l)
= 17,40 gal
5,8 galones (21,95 l) x 3 juegos de esclusas
______________________
TOTAL = 35,38 gal (133,921 l)
Requerimiento del acumulador (factor de cierre de 1,5) = 35,38 galones (133,92 l) x
1,5 = 53,07 galones (200,89 l) aprovechables. 53,07 galones (200,89 l) se
redondean al múltiplo de 10 más inmediato en galones y se obtiene un total de 60
galones (227,1 l) de fluido aprovechable.
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Del ejemplo procedente surge que se necesitan doce botellones de 10 galones (37,8
l), lo que daría un resultado total mínimo de 60 galones (227,7 l) de fluido
aprovechable. Siempre que se utilice un sistema acumulador que no sea el de
3.000 psi (206,8 bar) o sea necesario seguir requerimientos exactos, deberán
realizarse, en forma precisa, los cálculos adecuados.
Fluidos de carga de acumulador
El fluido utilizado para el acumulador debe ser un
lubricante anti-corrosivo, anti-espumoso y
resistente al fuego y a las condiciones climáticas
adversas.
Además,
debe
impedir
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 glicol para temperaturas bajas) también
puede dar buenos resultados. La mezcla “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, pueden acumularse en el sistema bacterias,
algas y hongos; por lo 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 de el conjunto BOP.
La precarga de nitrógeno
Un elemento importante del acumulador es la precarga de nitrógeno de 1.000psi
(68,9 bar) en los botellones. En caso que los botellones pierdan la carga por
completo, no podrá almacenarse ningún fluido adicional bajo presión. Es necesario
mantener la carga en los botellones cerca de los 1.000 psi (68,9 bar) de presión
operativa de precarga. El nitrógeno tiende a filtrarse o a desaparecer con el tiempo.
Este proceso varia de botellón a botellón. La carga de cada uno de ellos en el banco
debe verificarse y registrarse en cada uno de los pozos.
1.
2.
3.
4.
5.
Cerrar el paso de aire a las bombas de aire y de energía a las bombas
eléctricas.
Cerrar la válvula de cierre del botellón
Abrir la válvula de purga y purgar el fluido hacia el reservorio principal.
La válvula de purga debe permanecer abierta hasta verificar la precarga.
Quitar la protección de la válvula de precarga del botellón del acumulador.
Enroscar el conjunto de carga y medición. Abrir la válvula de precarga del
acumulador enroscando hacia abajo la manija en forma de T. Controlar la
presión de precarga. El medidor debe proporcionar una lectura de 1.000 psi
(68,9 bar) (entre 900 y 1.100 psi (62,05 y 75,84 bar)). Purgar en caso que la
presión sea excesiva o recargar con nitrógeno hasta lograr la presión
adecuada, en caso que la presión fuera baja. Cerrar la válvula de precarga
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6.
7.
desenroscando la barra T, luego retirar el conjunto de carga y medición. Volver
a colocar la protección.
Abrir la válvula de cierre del botellón.
Reconectar el paso de aire y energía. La unidad debe recargarse en forma
automática.
0 psi
1000 psi
3000 psi
Precarga 1000 psi y sistema acumulador a
3000 psi
Este procedimiento es aplicable a una unidad de cierre típica. Pueden ocurrir
variaciones con equipo y operaciones especiales. Por ejemplo las columnas
submarinas de BOP incluyen botellones de acumulador. La precarga de estos
botellones en aguas profundas es: presión hidrostática del agua de mar mas 1.000
psi (68,9 bar) mas un margen de seguridad por filtraciones o temperaturas
inadecuadas. Se utilizan botellones especiales de alta presión evitar que revienten al
precargar en superficie.
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MANIFOLD DE SURGENCIA
El manifold de Surgencia sirve para facilitar la
circulación desde el conjunto del BOP bajo una
presión controlada. Las distintas entradas y
salidas proporcionan rutas alternativas para
poder cambiar los estranguladores o reparar
las válvulas.
Varias muestras de manifold de
estranguladores
El boletín API RP 53 3.A.3 incluye una descripción del manifold de ahogo y provee
recomendaciones para el diseño e instalación. Estas recomendaciones establecen
presencia de:
1.
Un equipamiento de múltiples entradas y salidas sujeto a la presencia del pozo
y/o de bombeo (por lo general, corriente arriba de los estranguladores e
incluyéndolos) debe contar con una presión de trabajo por lo menos igual a la
presión de trabajo nominal de los BOP que se estén utilizando. Una vez
instalado, el equipamiento debe probarse para verificar que las presiones sean
iguales a la presión nominal de el conjunto del BOP en uso.
2.
Los componentes deben seguir las especificaciones aplicables API parta
soportar la presión, temperatura, abrasión y corrosión de los fluidos de la
formación y de perforación previstos.
3.
Para presiones de trabajo de 3M (3000 psi) o superiores, se deben utilizar
conexiones a bridas, soldadas o tipo grampa (clamp) para los componentes
sujetos a la presión del pozo.
4.
El estrangulador múltiple debe colocarse en un lugar de fácil acceso,
preferentemente fuera de la subestructura del equipo.
5.
La línea al estrangulador (que conecta el conjunto del BOP al estrangulador
múltiple) y las líneas corriente abajo del estrangulador deben:
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a) ser lo más rectas posibles; si fueran necesarias curvas, deberán
diseñarse y protegerse adecuadamente.
b) estar perfectamente ancladas para impedir movimientos bruscos o
vibraciones.
c) tener un orificio del tamaño necesario para evitar erosión excesiva o
fricción del fluido:
d) El tamaño mínimo recomendado para las líneas del estrangulador es
de 3 pulgadas (76,2 mm) de diámetro nominal (para instalaciones
Clase 2M (137,9 bar), se consideran aceptables los diámetros
nominales de 2 pulgadas (50,8 mm)).
e) El tamaño mínimo recomendado para las líneas de ventilación
corriente debajo de los estranguladores es de 2 pulgas (50,8 mm) de
diámetro nominal.
f) En caso de operaciones de volúmenes elevados y de perforaciones
con aire o gas, se recomiendan líneas de diámetro nominal de 4
pulgadas (101,6 mm) o superiores.
6.
Se deben suministrar derivaciones alternativas para el flujo y hacia el quemador
corriente debajo de la línea del estrangulador para poder aislar las partes
erosionadas, taponadas o defectuosas y poder repararlas sin interrumpir el
control del flujo.
7.
Deben tomarse en cuenta las propiedades a bajas temperaturas de los
materiales utilizados en las instalaciones que quedaran expuestas a
temperaturas excesivamente bajas.
8.
La línea de purga (la línea de venteo que permite obviar el paso por las válvulas
estranguladoras debe tener al menos 3 pulgadas. Esta línea permite la
circulación en el pozo con los preventores cerrados mientras se mantiene un
mínimo de contrapresión. Además, permite la purga de un gran volumen de los
fluidos del pozo para aliviar la presión en el casing estando los preventores
cerrados.
9.
Aunque no aparece en las ilustraciones típicas de un equipo, a veces se instala
un colector corriente debajo de los estranguladores con el fin de derivar juntas a
las líneas de salida. Al utilizar un colector debe tomarse la precaución de poder
aislar el elemento que falla o este en malas condiciones sin interrumpir el
control del flujo.
10. Deben instalarse manómetros adecuados para soportar el problema de fluidos
abrasivos, y lograr que las presiones en el tubing o la tubería de perforación
puedan monitorearse con precisión y leerse con facilidad en el lugar donde se
llevan a cabo las operaciones para el control de pozo.
11. Todas las válvulas del estrangulador múltiple que puedan verse afectadas por
la erosión proveniente del control de pozo deben ser de paso pleno y diseñadas
para la operación con elevadas presiones y servicio con fluidos abrasivos. Se
colocan dos válvulas de paso pleno entre el conjunto de BOP y la línea al
estrangulador en instalaciones con presiones nominales de 3M (206,8 bar) o
superiores.
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12. Se recomienda lo siguiente para instalaciones con presiones de trabajo
nominales de 5M (344,7 bar) o superiores:
a) Unas de las válvulas del punto 11 debe funcionar a control remoto.
b) Debe instalarse un par de válvulas inmediatamente corriente arriba de
cada estrangulador.
c) Debe instalarse por lo menos un estrangulador a control remoto. Si se
prevé usar el estrangulador durante un tiempo prolongado, deberá
instalarse otra válvula de características similares.
13. Todos los estranguladores, válvulas y tuberías deben ser para servicio de H2S.
La norma API RP 53 separa tres esquemas básicos de configuración de los choke
manifold
según las presiones:
• 2.000 - 3.000 psi
• 5.000 psi
• 10.000 psi y presiones superiores
Para 2.000 y 3.000 psi:
• Válvulas simples
• Chokes manuales
• Diámetro mínimo de 2” para los chokes y 3” para la línea al campo.
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Para 5.000 psi:
• Válvulas simples aguas arriba de los chokes –(Se estila duplicar las válvulas,
aunque la norma no lo exige).
• Chokes manuales y mínimo un hidráulico remoto.
• Diámetro mínimo de 2” para los chokes y 3” para la línea al campo.
Para 10.000 psi:
• Válvulas duplicadas aguas arriba de los chokes
• Chokes manuales, y como mínimo un (1) hidráulico remoto.
• Diámetro mínimo de 3” para los chokes.
• Ramal con un tercer choke derivado de uno de los laterales, opcional hidráulico o
manual.
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Se admiten conexiones roscadas (No hace excepciones para aguas abajo de los
chokes ni aclara nada especifico para las líneas derivadas) siempre que estén
contempladas en la Norma API 6. Por lo tanto no esta admitido el uso de
uniones
dobles
a
golpe,
en
las
instalaciones
sometidas a la presión del pozo
Hasta las válvulas aguas abajo de los chokes, las mismas deben ser de presión
nominal.
Por tanto si un manifold tiene válvulas de menor presión en estos puntos, esa es la
presión nominal del manifold y no la de las válvulas aguas arriba.
La norma indica, y aclara, que no están mostrados en los esquemas, pero se
instalan colectores, aguas abajo de los chokes, comunicando los ramales.
En estos casos se deben prever las posibles fallas: esto es, si hay colector, se debe
prever que la comunicación de los ramales de los chokes implica flujos o presiones
a contracorriente.
Por tanto, se deben probar a contrapresión todas las válvulas entre el colector y los
chokes. El segundo punto conflictivo cuando hay un colector, es el cruce entre la
línea de venteo directa y el colector. Nunca deben estar comunicada la línea y el
colector: sino la presión directa del pozo, sin regular, se comunica al colector.
Para evitar esto hay dos formas:
1.- Pasar la línea de venteo por dentro del colector
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2.- Variar la posición del plano de todo el colector, de manera que la línea directa
pase por arriba del colector. Esto implica tener altura y que todas las salidas del
colector deben soldarse en posición horizontal:
La norma no admite en ningún punto conexiones articuladas, tipo codo giratorio.
Siendo: R: radio de curvatura d : diámetro nominal del tubo.
En todas las líneas que cambien dirección, la relación R/d debe responder a:
• Si R/d > 10 , la curva puede hacerse con curvas de mas espesor que el caño.
• Si R/d < 10 , el cambio debe hacerse colocando cubos de desgaste.
La línea directa debe tener un diámetro mínimo por lo menos igual al diámetro de
pasaje de los chokes, para evitar contrapresionar el pozo en caso de venteos de
grandes volúmenes de fluidos o gas.
Los CHOKE MANIFOLD o Manifold de Surgencia deben probarse según los
procedimientos de RP53:
1.- Testear en cada montaje
2.- Testear al menos cada 21 días
Pruebas en baja y alta presión
Esta prueba incluye las válvulas del choke y kill line
Para probar no debe utilizar la bomba del equipo, si esta no asegura un
funcionamiento tan lento (típico de los motores eléctricos de CC), ya que puede
provocarse aumentos de presión y un accidente.
Se debe utilizar una bomba neumática, tipo Koomey (Similar a las de los
acumuladores), que provee altas presiones con volúmenes de desplazamiento muy
pequeños.
Para testear puede iniciarse con todo el manifold lleno y vaciado de aire, y testear
hacia las válvulas de mayor presión, o iniciar desde el cubo de entrada e ir
testeando válvula por válvula, verificando si hay pérdidas.
Cualquier método es correcto si se ejecuta de modo que se pueda verificar
correctamente el sello de todas las válvulas en las direcciones correspondientes.
1.- Testear en cada montaje:
Válvulas anteriores a los chokes:
Baja presión: 200-300 psi
Alta presión: A la presión de las esclusas de la BOP
Válvulas aguas abajo de los chokes:
Baja presión: 200-300 psi
Alta presión: Opcional
2.- Testear cada 21 días máximo:
Válvulas anteriores a los chokes:
Baja presión: 200-300 psi
Alta presión: A la presión esperable en superficie
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.Válvulas aguas abajo de los chokes:
Baja presión: Opcional
Alta presión: Opcional
Si hay colectores, las válvulas de éstos están aguas abajo de los chokes, y por tanto
deben testearse a esos valores.
Testear todas las válvulas aguas abajo de los chokes, en los ramales laterales en
ambas direcciones si la línea de venteo esta comunicada con el colector: todas las
válvulas deben testearse a la presión de las del ramal central, incluido el colector y
hacer esto es: Normalmente el colector esta construido con tubos de menor presión
porque está aguas abajo de los chokes. Debe verificarse siempre, (en todos los
casos), cual es la presión admisible del colector, antes de testear.
Esta es una información muy importante para evitar un accidente. Se corre el riesgo
de reventar el colector o los casquetes, etc. si se sobrepasa la presión admisible.
Si hay colectores, se debe saber este dato, si no, se debe suponer el peor caso, de
un acero con tensión de fluencia de 35.000 psi y calcular la máxima presión con la
formula aproximada que vimos en líneas de alta.
Y considerar la presión máxima de prueba como un porcentaje de la presión de
trabajo calculada, por ejemplo el 50% y no superar esa presión.
Precauciones
Toda la boca de pozo es de vital importancia cuando hay presiones.
No debe haber ningún elemento que no esté en condiciones operativas.
No debe haber conexiones fuera de norma en las líneas de chokes, kill line, manifold
y separadores primarios.
Respetar las secuencias de pruebas indicadas por las normas de Pride.
Dejar registrado la prueba.
La bomba de prueba debe tener registrador. Es el único documento de certifica que
la prueba se realizó correctamente.
No admitir pruebas con presiones no verificadas en ningún elemento.
Verificar la operatividad de TODOS los elementos de choke y kill line, manifold, etc.
• Revisar el funcionamiento de válvulas y chokes periódicamente.
• Efectuar las pruebas de acuerdo a API RP 53 o bajo las normas que le indique
Pride.
• Durante las operaciones de prueba, no debe haber personal en el área , a
distancias y posiciones peligrosas.
Seguridad de operaciones.
• Verificar el cumplimiento del mantenimiento de válvulas y chokes, engrase, lavado
final, etc. • (esto le evitara pérdidas de tiempo en la operación, y lo más importante:
el riesgo de accidentes, materiales y personales)
• Verificar que se inspeccionen las líneas y chokes según los programas de
inspección.
Verificar la operatividad de todos los elementos de choke y kill line, manifold, etc.
• Revisar el funcionamiento de válvulas y chokes periódicamente.
• Efectuar las pruebas de acuerdo a RP 53 o bajo las normas que indiquen los
procedimientos de Pride.
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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 de control del caudal de flujo y
de la presión de pozo.
Los estranguladores utilizados para el control del pozo –estranguladores de lodotienen un diseño algo diferente a los de producción de gas y petróleo. Por lo general,
el 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 un alojamiento
porta orificio en su interior para permitir la
instalación o cambio de orificio calibrados.
Estrangulador ajustable
Los estranguladores ajustables pueden ser de
accionamiento manual o remoto para variar el
tamaño del orificio 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 el espacio anular y se restringe el paso
de fluido. Esto produce una mayor “contrapresión”
en el pozo.
Este tipo de estrangulador es con
frecuencia una parte del equipo de control
de pozo que no se toma en cuenta. Sirve
como estrangulador de soporte, y a
menudo como estrangulador principal para
muchas operaciones. Se debe proceder a
la verificación de su funcionamiento y
correcta lubricación en forma periódica
conforme a la reglamentación en vigencia.
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Estrangulador ajustable a control remoto (Choke hidráulico)
Los estranguladores ajustables a control remoto son los preferidos en operaciones
de perforación y en trabajos con presión. Tienen la ventaja de permitir monitorear
presiones, emboladas, y controlar la posición relativa de apertura del desde la
consola. Los fabricantes más comunes de estranguladores son Cameron y Swaco.
Cameron
El estrangulador Cameron se presenta por lo general en modelos de 5.000 a 15.000
psi (344,7 a 1034,2 bar), adecuados para servicio con H2S. Utilizan un vástago que
se mueve hacia adentro y hacia fuera de una compuerta de estrangulamiento
cónica. La abertura plena cuando el vástago esta totalmente fuera de la compuerta,
es normalmente de dos pulgadas (~ 50 mm). El mecanismo de apertura consiste en
un cilindro de doble acción operado por presión hidráulica desde la consola del
estrangulador. Existen otros fabricantes de estranguladores de diseño muy similar al
Cameron.
Swaco
El Súper estrangulador SWACO se presenta por lo general en modelos de 10.000
(689,4 bar) a 15.000 psi (1034,2 bar). El estrangulador de 10.000 psi (689,4 bar)
puede ser para servicio normal o para H2S. Este tipo de estranguladores utiliza dos
placas de carburo de tungsteno solapadas, cada una con una abertura de media
luna que rotan dentro y fuera de línea. La apertura total cuando las dos media lunas
están en línea produce un abertura levemente inferior al área de apertura del pasaje
de 2 pulgadas (~50 mm) que se tiene con los estranguladores de orificio ajustable.
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. La presión hidráulica se provee desde el panel del estrangulador.
Ambos estranguladores tienen paneles de operación que incluyen: posición del
estrangulador, cantadores de emboladas, manómetro de presión de sondeo y
casing, válvula de posición y una bomba para la operación hidráulica.
Los dos tipos de estranguladores son aptos para operaciones de ahogo de pozo.
Las limitaciones básicas aplicables a ambos son que el estrangulador no es de
utilización frecuente, por lo que tiende a engranarse, perder presión el manómetro y
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tener los contadores de bomba desconectados. Todos estos inconvenientes pueden
solucionarse utilizando el estrangulador y verificando la operación del panel, al
menos una vez por semana.
Choke Swaco
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SEPARADORES DE GAS.
Los separadores de gas son por lo
general, la primera línea de defensa
contra el gas en el lugar del equipo. Un
separador de gas es un recipiente
simple con abertura conectado al final
del manifold o línea de estrangulación
justo antes de la entrada del fluido a la
pileta. La mayor parte del gas que
acompaña a una surgencia se separa
del fluido después del estrangulador.
Este es el gas del que se ocupa el
separador. El separador de gas
permite que el gas que se separa del
fluido salga del sistema y gravite o sea
expulsado hacia la línea de quemado.
Los diseños varían desde un simple
cilindro con abertura que se utiliza con
la mayoría de los manifolds a más
complejos separadores de esos que
se operan por flotadores.
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Cuando se utilizan fluidos sin sólidos, puede ser suficiente el separador de gas. La
baja viscosidad de los fluidos libres de sólidos permite la separación del gas bajo
presión atmosférica. Cuando se utiliza fluido viscoso (más espesos) un separador de
gas puede no ser suficiente.
“Desborde”(“Gas blow by”) es un termino que designa la sobrecarga de este equipo
por incremento de presión dentro del separador de gas y desplazamiento del fluido
en el tubo descargador, permitiendo el ingreso de gas al área de las piletas. Debe
controlarse la presión dentro del separador de gas cuando el gas está en superficie
y mantenerse dentro de valores que eviten esta sobrecarga y asimismo reduzcan el
riesgo de ruptura del recipiente.
DESGASIFICADORES
El desgasificador tiene una capacidad muy limitada para manejar volúmenes de gas;
sin embargo, al ser bajo el volumen de gas entrampado en el fluido, normalmente el
degasificador es adecuado.
Si la viscosidad del fluido fuera alta, o el fluido estuviera contaminado, el gas podría
no separarse libremente. Los desgasificadores separan el gas del fluido mediante
una cámara de vacío, una cámara presurizada, un rociado centrífugo, o una
combinación de estos diseños. El tipo más común de desgasificador es el tanque de
vacío o bamba de rociado; no obstante existen muchas clases de desgasificadores,
algunos de las cuales tienen funciones combinadas. Los tres tipos más comunes
son los desgasificadores SWACO y Welco de sistema al vacío y el Drilco Seeflo de
sistema de bomba.
Los degasificadores no requieren demasiado mantenimiento. Existen bombas que
deben ser lubricadas y cuando se utiliza brazo flotador, las articulaciones deben
mantenerse lubricadas. Cuando se utiliza una bomba de vacío, la trampa de agua
adelante del compresor debe vaciarse diariamente.
Por lo general, los degasificadores de vacío son más efectivos cuando se trabaja
con lodos de alta viscosidad donde es difícil extraer el gas. En cualquier operación
de desgasificación, el tiempo de transito y los requisitos de energía de extracción
aumentan en la medida que aumenten la viscosidad del lodo y las fuerzas del gel.
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INSTALACIÓN DEL CONJUNTO DE BOP
Existen muchas reglas generales de instalación destinadas a mejorar la operación y
verificación del conjunto. Al instalar el sistema, verificar cada preventor para
asegurar que la inscripción que aparece en la pieza forjada se encuentre cabeza
arriba. Las aberturas de circulación de las esclusas, si hubiera, deben ubicarse ene
la parte inferior de la esclusa. 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 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 empalmes y alojamiento de aros, afectando la prueba del conjunto.
Debes 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.
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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 armando del equipo que puede dar lugar a fallas en
pruebas de presión posteriores. Probablemente las fallas principales sean raspones
en los anillos, alojamiento y superficies de empalmes producidos durante el armado
y limpieza en el proceso de la instalación. Se debe evitar que la dotación utilice
cepillos de alambre o raspadores sobre la superficies de unión y ranuras alojamiento
de aros. Las malas aislaciones afectarán la prueba de presión y provocaran el
desarmado del conjunto, y podían causar asimismo cortes por lavadura en las
conexiones.
Con frecuencia la dotación no tiene en cuenta la importancia de mantener ajustados
las tuercas en las bridas de conexión. La introducción de aros de tipo “X”
energizados por presión ayuda a mantener las bridas ajustadas, pero nada
reemplaza el re-ajustado.
Las bridas de los equipamientos de alta presión, BOP , Válvulas, etc. Están
normalizadas por API.
Todos los elementos bridados, se unen por medio de espárragos de medidas y
roscas estándar y de resistencias especificadas.
El sello entre bridas de alta presión se hace con anillos metálicos entre alojamientos
a medida en las bridas.
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Las bridas deben sellar, para lo cual se utilizan anillos metálicos, de distintos
diseños.
Veamos que anillos son y que indican las identificaciones de las letras que tienen :
• Tipo R
• Tipo RX - RX modificada - RX Cameron
• Tipo BX
Tipo R
Son octogonales u ovaladas. No sellan entre sí las bridas metal - metal
Tipo RX:
Octogonal asimétrica. No sella metal - metal entre bridas.
RX modificada:
Se usa para uniones con grampas. Sellan las caras de las bridas metal - metal.
RX Cameron
Octogonal. Sello metálico. Anillo de mayor diámetro interior, que sella sobre más
superficie.
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Tipo BX:
Puede o no sellar metal –metal las bridas, dependiendo de la tolerancia de
fabricación.
Anillos tipo cuadrado.
.
Las bridas de carreteles, BOP, etc. casi nunca se desembridan para verificarse.
Están en contacto con lodos corrosivos, agua, barro, etc. y no se engrasan nunca, y
si se hace, es con grasa “soluble” o de baja resistencia al agua.
Lo mismo sucede con los alojamientos de los anillos, cada BOP o carretel
desarmado e inspeccionado, normalmente termina en un corrimiento del alojamiento
por pitting severo. (ver figura de abajo).
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Curso de BOP
Daños en los alojamientos de los aros empaquetadores
Las bridas que no están en uso, se colocan en cajones de herramientas, sin limpiar
y proteger las superficies de sello con grasa pesada o con elementos de protección
mecánica (maderas, etc.)
LO MISMO ES APLICABLE A LOS ESPARRAGOS DE UNION .Estos en el montaje
deben quedar 1 ½ a 2 filetes por sobre la cara de la tuerca.
Las bridas de elementos que se desconectan, se mantienen en los cajones de
herramientas, se les ponen elementos pesados encima, se las manipula con
guinches con eslingas metálicas, etc.
Es común encontrar golpes y marcas en las superficies de sello o en los
alojamientos de anillos.
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Curso de BOP
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
esclusas y preventor anular cierran y pueden ensayarse. Sin embargo, el daño a
largo plazo puede ser severo. Puede derivar en un desgaste excéntrico del conjunto,
producido por el roce del trépano, de herramientas en el diámetro del conjunto,
esclusa y caras del empaque anular. Puede ocurrir también un desgaste del casing
y la cabeza de pozo. Un daño menor puede no afectar la aislación 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 anillo 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 nicles demasiado livianos, aros de sello sucios, superficies de empalme dañadas,
tuercas flojas y nicles o tuberías largas mal soportadas. Es poco lo que se puede
agregar sobre estos puntos que no determine el sentido común.
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 e exceso de curvas en la tubería o el uso de curvas en
situaciones de alta presión no es una práctica recomendable. Esto resulta
especialmente riesgoso cuando la línea involucrada es la del estrangulado.
Válvulas de alta presión
Sello metálico: Manuales, Hidráulicas HCR
Válvulas de retención
Las válvulas de sello metálico se utilizan en las líneas de alta presión, de control de
presión de pozo: líneas de ahogue y de choque, árboles de surgencia, choke
manifolds, etc.
Hay varias marcas, modelos, tipos y diseños Básicamente se agrupan por la presión
de trabajo, que en la industria son: 3.000 – 5.000 y 10.000 psi y 15.000 psi.
Las válvulas de sello metálico son BI DIRECCIONALES. (Hay algunas excepciones.)
Se deben probar a dos presiones según la norma API RP53:
Baja presión: 300-500 psi
Alta presión: presión NOMINAL- o a la presión nominal del elemento de menor
presión conectado (BOP, etc.)- Se admite una caída de presión de 100 psi en 15
minutos.
Las válvulas HCR son válvulas de sello metálico, que tienen un actuador hidráulico,
para su accionamiento a control remoto.
Son “similares” a las manuales, pero tienen un vástago de guía inferior, que a su vez
indica la posición de la válvula y un sistema de cierre que permite el cierre hidráulico
o manual de la válvula.
El actuador hidráulico es un pistón de doble efecto, de apertura y cierre.
Las válvulas HCR pueden operarse manualmente solamente PARA CERRAR –
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La presión normal de operación hidráulica es de 1200-1500 psi – Es decir que se
necesita una salida regulada del comando a distancia, si este fuese de 3.000 psi.
La válvula hidráulica debe operarse para cerrar manual, con la línea de retorno del
cilindro abierta o desconectada.
Cameron FL
Detalle de la válvula
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Volúmenes requeridos para abrir y cerrar las esclusas (en galones)
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