Manual de Equipo de Control de Pozo

MANUAL DE EQUIPO DE CONTROL DE POZO

1. OBJETIVO

Los propósitos de esta norma son:

• Asegurar que siempre existan en todos los taladros de Colombia, los equipos y herramientas críticas para el control de pozos y que cumplan con las normas API

• Asegurar una adecuada inspección, pruebas y mantenimiento a los equipos críticos para el control de pozos.

2. ALCANCE

Esta norma es de obligatorio cumplimiento en los taladros de perforación y Workover

3. NORMAS

Las normas consultadas para elaborar esta norma fueron:

API RP 53Shell 58.000 API RP 64

4. APLICACION

La función del equipo para control de reventones (BOP´S) es cerrar el pozo y parar su flujo en el caso de pérdida del control primario y ser capaz de mantener la presión de fondo igual a la presión de formación mientras se restaura el control primario. Cuando se seleccione un equipo para el control de pozos debe considerarse lo siguiente:

• El equipo debe seleccionarse para sostener la máxima presión anticipada en superficie.

• El conjunto de preventores de reventones debe constar de un equipo de control remoto capaz de cerrar el pozo con o sin la tubería adentro.

• En algunas áreas puede ser necesario equipo para el control de pozo adecuado para el servicio de ácido; en tales casos el sistema de BOPs de alta presión completo están construidos en materiales resistentes a los esfuerzos deformantes de los ácidos p. Ej. , El sulfuro.

• El tiempo de respuesta de los BOP´S debe estar de acuerdo con lo especificado en el API RP 53 p. Ej. el sistema de cierre debe ser capaz de cerrar cada ariete del preventor en menos de 10 segundos, el tiempo de cierre

-------------------------------------------“Copia no controlada una vez esté impresa”


para los preventores anulares menores de 20” no debe exceder 30 segundos y 45 segundos para los anulares mayores de 20” .

• La distribución de las preventoras y la posición de los arietes es critico y se debe seguir la norma de la compañía operadora.

• No se deben usar conexiones roscadas en las líneas de alta presión, todas las uniones deben ser flanchadas o soldadas. Solo se admite el uso de roscas NPT para conexiones hasta de 2” de diámetro y 3000 psi de presión de trabajo (API RP 53).

5. CLASIFICACION DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS DE ACUERDO CON LA PRESION DE TRABAJO

Los equipos de control de pozo están divididos en algunas clasificaciones de acuerdo con su presión de trabajo.

Las Presiones de trabajo con las cuales se fabrican los equipos de Control de Pozo son:

• 2.000 PSI W.P. ( 2M)

• 3.000 PSI W.P. (3M)

• 5.000 PSI W.P. (5M)

• 10.000 PSI W.P. (10M)

• 15.000 PSI W.P. (15M)

6. EQUIPOS DE CONTROL DE POZO

6.1 SISTEMAS DESVIADORES (DIVERTER)6.2 ARREGLO O CONJUNTO DE PREVENTORES (BOP STACK) 6.2.1 CODIFICACIÓN DE ARREGLO DE BOP6.2.2 ESPACIADOR (DRILLING SPOOL)6.2.3 PREVENTOR ANULAR6.2.4 PREVENTOR DE ARIETES6.3 LINEAS DE MATAR EL POZO (KILL-LINE)



6.4 LINEA DE EXTRANGULAR EL POZO O LINEA DEL CHOQUE (CHOKE LINE)6.5 MULTIPLE EXTRANGULAR POZO (CHOKE MANIFOLD)6.6 UNIDAD ACUMULADORA DE CIERRE6.7 EQUIPO AUXILIAR

6.1 SISTEMAS DESVIADORES (DIVERTER SYSTEM):

El sistema desviador es un sistema de control que desvía los flujos de un pozo lejos del taladro y su personal. Este sistema provee seguridad en la fase inicial de la perforación de un pozo antes de sentar el revestimiento que soportará el conjunto de preventoras y se instala sobre un tubo o revestimiento conductor. El sistema desviador no está diseñado para detener el flujo del pozo, solo para desviar este flujo por una o varias líneas a una distancia segura para el taladro y su personal.

6.1.1 REQUERIMIENTOS DEL EQUIPO Y SU INSTALACION: En la fase inicial de pozos exploratorios, un tubo conductor o un revestimiento inicial debe ser instalado. Este revestimiento o tubo conductor debe ser cementado y deberá proveer un sello tal que sea capaz de soportar la columna hidrostática desde la base del revestimiento a los niples de salida. El sistema desviador se debe instalar sobre este tubo conductor o revestimiento inicial, el sistema desviador consta de:• Un desviador con un diámetro adecuado que permita correr las herramientas para

perforar las fases posteriores del pozo. Este sistema está conformado por un sello o empaque (BOP anular) que debe cerrar el pozo sobre la kelly, cualquier componente de la sarta de perforación o el revestimiento.

• Líneas de venteo de un tamaño igual a las salidas del revestimiento o tubo conductor debajo del desviador y se deben extender a un sitio lo suficientemente distante del taladro para realizar un venteo en forma segura, Si existen válvulas sobre las líneas de venteo del sistema deben abrir automáticamente cuando el sello o empaque se cierre. , estas válvulas deberán ser de flujo total y se deben mantener en posición abiertas o tener un mecanismo que abran automáticamente antes de cerrar el desviador. Estas válvulas podrán ser equipadas con operadores de falla, sin embargo al menos una línea de venteo deberá permanecer todo el tiempo abierto. El desviador debe tener la salida a las piscinas abierta y la válvula a Shale Shaker cerrada antes de cerrarlo.

• “La presión y capacidad de flujo al utilizar el desviador debe estar de acuerdo al diseño de sus líneas. En casos donde existan discos de ruptura, la válvula de la línea de desviación permanecerá abierta siempre.

• El desviador y sus válvulas deben cerrar en 30 segundos para equipos de 20” de diámetro o menos; para sistemas de mas de 20” de diámetro, el tiempo de operación no debe exceder 45 segundos.


L in e a d e V e n te o d e b e s e r o r ie n t a d a le jo s

d e l t a la d r o p o r s u s f a c i l id a d e s

V a lv u la d e A p e r tu ra T o ta l(D e b e a b r ir a u to m a t ic a m e n te

c u a n d o c ie r ra e l a n u la r )

L in e a D iv e r te r

T u b o C o n d u c to r

A n u la rD iv e r te r

C a m p a n a


• El panel de control se debe ubicar cerca al perforador, con un segundo panel de control localizado en un área segura.

• Las líneas del desviador deben ser diseñadas de acuerdo a la norma API RP-64. Las líneas de desviación en operaciones Costa Afuera deben tener un diámetro interno mínimo de 12” y en operaciones en tierra, un diámetro mínimo de 8”. Todas las válvulas del desviador deben ser Full Opening”.1

• También deberá existir una piscina para disponer de los fluidos que fluyan del pozo.

FIG No. 1 Sistema de desviación (diverter).

Comúnmente, se usan preventores anulares convencionales o cabezas rotativas como desviadores. Las ratas de presión de trabajo del desviador y las líneas de venteo no tienen relativa importancia, estos deben tener un tamaño que permita desviar los flujos

1



del pozo minimizando la presión en cabeza de este. Las líneas de venteo generalmente varían entre 4” y 12” de diámetro nominal.

• El desviador y las válvulas de las líneas de venteo deberán estar debidamente instalados y deberán ser probadas frecuentemente durante la operación para asegurar que están abriendo y cerrando adecuadamente, posteriormente se debe probar su funcionamiento al menos semanalmente. Además se deberá bombear fluido a través del desviador y las líneas de venteo frecuentemente para garantizar que estas líneas no estén taponadas.

6.2 CONJUNTO DE PREVENTORES

Los arreglos para el conjunto de preventores dependerán de la presión de diseño o máxima presión esperada. El arreglo de preventoras es diseñado e instalado con el propósito de prevenir el flujo incontrolado de fluidos desde el pozo. El termino arreglo se refiere a la combinación de equipo instalado en el tope de la último casing, desde el casing head hasta el preventor en la parte mas superior.2

“Para pozos hasta de 5000 psi en cabeza se debe tener como mínimo:• Un preventor anular. • Dos preventores tipo ariete (ram), uno de los cuales debe ser de arietes ciegos

(Blind Rams) o Arietes cotadores (Shear Ram).• Salidas para chocke y kill line.• Un ariete para tubería (pipe ram).

El arreglo de preventoras debe contener un ariete para tubería (pipe ram) que se pueda cerrar sobre el diámetro de D.P. con mayor longitud en la sarta.

Cuando se tienen cables, grapas u otros elementos pegados a la sarta, se debe contar con un ariete que pueda cortar (shear ram) o dar sello (anular) en caso de emergencia.

Cuando se instalan tres arietes, el mas inferior debe considerarse como cierre opcional y usarse solamente en caso de no estar disponible ningún otro del arreglo.

Cada ariete debe tener un seguro operativo”.1

6.2.1 CODIGOS DE LAS COMPONENTES DEL ARREGLO DE PREVENTORAS

Los códigos para designar las componentes del arreglo de preventoras son:

2

1


N O R M A S S O B R E E Q U IP O S D E C O N T R O L D E P O Z O E N L O S T A L A D R O S D E P E R F O R A C I Ó N Y W O R K O V E R

A R R E G L O P R E V E N T O R E S P R E S IÓ N D E T R A B A J O 2 M

N M - 0 0 4

F ig u ra 2 .1A R R E G L O S * A F ig ur a 2 .2

A R R E G L O S * R RP re ve n t o r A r i e t e s D o b le ( O p c i on a l) .

F ig u ra 2 .3A R R E G L O S *R A

E J E M P L O S D E A R R E G L O P R E V E N T O R E S

P A R A U N A P R E S I Ó N D E T R A B A J O D E 2 M

F ig ur a 2 .4A R R E G L O R S * R

S *

R

A

R

S *

R

S *

A

R

R

S *

F IG U R A N o . 2

E J E M P L O S D E A R R E G L O P R E V E N T O R E SP A R A U N A P R E S I Ó N D E T R A B A J O D E 3 M Y 5 M

F i g u r a 3 . 1A R R E G L O S * R R A

P r e v e n t o r A r i e t e s D o b l e ( O p c i o n a l ) .

F i g u r a 3 . 2A R R E G L O R S * R A

R

R

S *

A A

R

S *

R

F I G U R A N o . 3

N O R M A S S O B R E E Q U I P O S D E C O N T R O L D E P O Z O E N L O S T A L A D R O S D E P E R F O R A C I Ó N Y W O R K O V E R

A R R E G L O P R E V E N T O R E S P R E S I Ó N D E T R A B A J O 3 M Y 5 M

N M - 0 0 4


A = Preventor anularR = Preventor de arietes sencillos con un set de arietes ciegos o para tubería de acuerdo con la selección realizada por la operadora.Red = Preventor de arietes doble con dos set de arietes (ciegos y para tubería) posicionados de acuerdo con la selección hecha por la operadoraRt = Preventor de ariete triple. Tres set de arietes (uno de ciegos y dos set para tubería) posicionados de acuerdo con la selección hecha por la operadora.S = Espaciador con dos salidas laterales para las líneas de matar y estrangular el pozo (drilling spool)M = 1000 PSI de rata de presión de trabajo

El conjunto de preventoras se designa desde la cabeza de pozo hacia arriba.

En las FIG N° 2, 3 y 4 aparecen varios ejemplos de los diferentes arreglos de preventores que se pueden utilizar de acuerdo con la máxima presión de servicio esperada.


RRR

F I G U R A N o . 4

E J E M P L O S D E A R R E G L O P R E V E N T O R E SP A R A U N A P R E S I Ó N D E T R A B A J O D E 1 0 M Y 1 5 M

F i g u r a 4 . 1A R R E G L O R S * R R A * *


C A B E Z AP O Z O

R

S *

F i g u r a 4 . 3A R R E G L O R S * R R A * * G * *


F i g u r a 4 . 2A R R E G L O S * R R R A * *


C A B E Z AP O Z O

C A B E Z AP O Z O

S *

R

R

S *

A * *

R

A * *A * *

R R

G * *

N O R M A S S O B R E E Q U I P O S D E C O N T R O L D E P O Z O E N L O S T A L A D R O S D E P E R F O R A C I Ó N Y W O R K O V E R

A R R E G L O P R E V E N T O R E S P R E S I Ó N D E T R A B A J O 1 0 M Y 1 5 M

I M C - 0 5 - 0 4




6.2.2. ESPACIADOR (DRILLING SPOOL)

Aunque las líneas de matar y circular el pozo se pueden conectar a las salidas laterales del preventor de arietes, algunos operadores prefieren que estas líneas sean



conectadas a un espaciador con dos salidas, instalado como mínimo debajo de un preventor de arietes capaz de cerrar el pozo con tubería. La utilización de las salidas laterales del preventor de arietes reducen él numero de conexiones en el conjunto de preventores y su altura total. La utilización del espaciador evita la erosión en el preventor de arietes y se tiene un mejor espaciamiento entre los arietes lo que facilita las operaciones de stripping.

Los espaciadores que se utilicen en el conjunto de preventores deben tener las siguientes especificaciones:

• Las salidas laterales deberán tener como mínimo 2" de diámetro nominal y deberán ser flanchadas o grapadas. Para la clasificación API de 10M y 15M el espaciador deberá tener como mínimas dos salidas una de 3" y otra mínimo de 2" de diámetro nominal.

• El diámetro deberá ser igual o menor del máximo diámetro de la ultima cabeza de pozo como se especifica en la norma API Spec 6 A.

• La presión de diseño del espaciador debe ser igual a la presión de diseño del conjunto de preventoras

• En las operaciones de perforación, las salidas de la cabeza de pozo nunca se deben utilizar para conectar las líneas de circular y matar el pozo, estas salidas se deberán utilizar como líneas auxiliares y solo se podrán utilizar en casos de emergencia por falla de las en el equipo de control primario.

6.2.3 PREVENTOR ANULAR

Los preventores anulares están diseñados para que un pistón forzado hidraulicamente empuje un elemento (empaque circular) hacia arriba o lateralmente, este elemento debe cerrarse contra las herramientas que estén en el pozo no importando su configuración: Kelly, botellas de perforación, tubería perforación, tubing, wire line y en una emergencia puede cerrarse completamente hasta cerrar el hueco abierto. El preventor anular consta de: • Pistón• Elemento empacador o empaque (packing unit)• Cuerpo de dos cavidades una de cierre y otra apertura• Cabeza o tapa

El material de caucho empleado es de alto impacto y/o larga vida y los materiales más común mente usados son:



• Caucho natural: que se usa en operaciones de perforación con lodo base agua y temperaturas inferiores a -30 °F (color negro)

• Caucho Nitrilo: Es un compuesto sintético y se usa para operaciones con lodo base aceite y temperaturas por debajo de 20 °F (color Rojo)

• Caucho Neopreno o buna N: Se usa para operaciones con temperaturas -30 °F y lodo base aceite (color verde.)

La presencia de H2S no afecta la selección del elemento empacador, el H2S solo reducirá la vida de cualquier empaque instalado. Los cauchos son principalmente afectados por la luz solar, luz ultravioleta, luz de fotocopiadoras y por la forma de almacenamiento. Las gomas de cierre se deben cambiar después de tres años de uso.El sello metálico superior se debe cuidar de igual forma que el inferior, porque si se necesita instalar otro anular, una unidad de surgencia o un arbolito de navidad, se presentarían fugas. El tiempo de cierre para BOP menores de 18-3/4” es de máximo 30 segundos y el de apertura total del elemento es de 15 minutos; para BOP mayores es de máximo 45 segundos y el de apertura es de 30 minutos. La inspección total debe hacerse cada 3 años. Al revisar el pistón de accionamiento, si presenta rayaduras mayores de 1/8” de profundidad, este debe ser cambiado.Generalmente, se prueban con el 70% de la presión de trabajo. En caso de ser necesario un cierre en hueco abierto, se debe bajar la presión de cierre del anular para evitar un daño prematuro en el elemento de sello. Las orejas de levantamiento están diseñadas para la carga que representa solo la BOP anular y no el stack completo de preventoras.

Se recomienda en primera instancia, al presentarse un amago de reventón, el cierre del anular, debido a que sella sobre cualquier elemento de la sarta, no produce ningún daño y además permite mover la sarta conservando el control del pozo (si no hay disposiciones al respecto por parte de la operadora).

El siguiente es un cuadro resumen – comparativo de las características principales de los preventores anular Hydril-Shaffer y Cameron.



CAMERON HYDRIL – SHAFFER La presión del pozo NO ayuda en el

cierre del preventor La presión del pozo ayuda en el cierre

del preventor. La mínima presión de cierre es de 1500

psi y la máxima de 3000 psi. La mínima presión de cierre para Hydril

GK es de 600 psi y para Shaffer 1200 psi.

El volumen de hidráulico es pequeño y por lo tanto su cierre es más rápido.

El volumen de hidráulico es mayor (2-3 veces), su cierre es mas lento

Usa dos elementos de sello que actúan como un set, al cambiarlos.

Solo constan de un elemento de sello

Para Shaffer se debe reducir la presión de cierre en casing, para no colapsarlo con las uñas del elemento de sello.

Las mangueras para accionamiento del preventor anular deben ser de por lo menos 1” de diámetro ( 1-1/2” es ideal) y tener el recubrimiento metálico y térmico en buenas condiciones; esto garantiza que resista 700º C durante 30 minutos en caso de un incendio y pueda ser operada la BOP en estas emergencias. Los elementos de sello deben ser almacenados lejos de la luz (solar, fluorescente, de fotocopiadoras), a una temperatura constante (+/- 20º C) y ser almacenados horizontalmente y sin cargas sobre ellos. Su vida útil es de 3 a 4 años.

6.2.3.1 TIPOS Y OPERACIÓN DE LOS PREVENTORES ANULARES

Existen varios tipos de preventores anulares en el mercado, los mas usados son:

♦ PREVENTORAS ANULARES HYDRIL tipo “GK”, “GL”, “MSP”, “GX”.♦ PREVENTORAS ANULARES ”SHAFFER”, Tipo esférico.♦ PREVENTORA ANULAR CAMERON tipo " D".

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO “GK


PLATO DE DESGASTE

ELEMENTO

CABEZA

CAMARA DE APERTURA

PISTON

CAMARA DE CIERRE

NORMAS SOBRE EQUIPOS DE CONTROL DE POZO EN LOS TALADROS

DE PERFORACIÓN Y WORKOVER

PREVENTOR ANULAR GK HYDRILL

NM-004

FIGURA N°. 5PREVENTOR ANULAR GK HYDRILL


Es el preventor anular más usado en operaciones en tierra por Pride Colombia FIG N° 5; esta diseñado para sellar sobre cualquier tipo de herramienta que se encuentra en el pozo o inclusive sobre el pozo vacío, a la máxima presión de trabajo.

Fig 5. Preventor Anular GK Hydrill

La presión hidráulica aplicada en la cámara de cierre levanta el pistón que empuja el empaque a cerrarse sobre las herramientas que estén en el pozo, ver FIG N° 6, la


OPERACION PREVENTOR ANULAR GK HYDRILLLa fuerza hidráulica obliga al empaque a cerrarse sobre la tubería

GRAFICA N°. 6


NORMAS SOBRE EQUIPOS DE CONTROL DE POZO EN LOS TALADROS DE PERFORACIÓN Y WORKOVER NM-004


presión del pozo o la presión de prueba actúan sobre el pistón para ayudar a cerrar el empaque, las herramientas podrán ser rotadas o se podrá realizar stripping a través del empaque cerrado y se mantendrá el sello.

Si la presión en el pozo o la presión de prueba se incrementan, la fuerza de cierre sobre el empaque se incrementa. La presión hidráulica de cierre se debe reducir proporcionalmente al incremento de la presión de pozo o la presión de prueba, para mantener una fuerza sobre el empaque de cierre optimo Ver Tabla No. 1, y así prolongar la vida útil del empaque.



EL fluido hidráulico aplicado al pistón de cierre debe estar completamente limpio y puede ser aceite hidráulico a una solución soluble aceite-agua.

El tiempo de cierre del preventor es determinado por la rata de flujo que entra en la cámara de cierre, un mínimo tiempo de cierre se lograra usando las líneas de alimentación de fluido entre la unidad de cierre y el preventor anular lo mas cortas y del mayor diámetro posible, así también usando válvulas de un mayor diámetro y el mayor volumen posible de fluido presurizado en la unidad de cierre.

TAMAÑO DE TUBERIA

PRESION INICIAL DE CIERRE PRESION DE POZO (PSI)

500 1500 2500 3500 50002 3/8" 900 825 650 475 300 502 7/8" 800 725 550 375 200 503 1/2" 525 450 275 100 50 50

4 1/2"-5" 450 375 225 100 50 505 ½"-8 5/8" 350 275 125 50 50 50

Tabla 1. Presión hidráulica de cierre preventor anular HYDRIL "GK" en función de presión en el pozo y tamaño de la tubería

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO GKMODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)

7-1/16” X 3000 PSI 2.24 2.857-1/16” X 5000 PSI 3.30 3.8611” X 3000 PSI 5.54 7.4311” X 5000 PSI 7.98 9.8111” X 10000 PSI 18.97 25.1013-5/8” X 3000 PSI 8.94 11.3613-5/8” X 5000 PSI 14.16 17.9813-5/8” X 10000 PSI 26.50 37.18

Tabla 2. Volúmenes de cierre y apertura preventor anular HYDRIL tipo GK

REMPLAZO DE UN EMPAQUE GASTADO

El reemplazo de un empaque gastado es muy simple en este preventor Hydrill GK:o Purge la presión hidráulica de operacióno Desenrosque la tapa superior del preventor o Levante la unidad del empaque gastado


Opening Torque


o Revise los sellos en la tapa y el pistóno Instale una nueva unidad empacadora y rosque nuevamente la tapa

En caso que tenga que reemplazar la unidad empacadora mientras la tubería esta en el pozo siga el procedimiento anexo a esta norma.

Nota:

Si la tapa del anular no-suelta, revise que el tornillo de cierre haya sido removido y que todas las presiones hidráulicas sean 0 (cero), para ayudar a soltar la tapa con el preventor anular instalado es conveniente para este trabajo usar la Kelly y un una herramienta como la que se muestra en la FIG No 7.

FIG. 7 Cambio de sello en preventores HYDRIL

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO GL

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO GLMODELO Volumen de Apertura Volumen de Cierre Volumen Cámara


PLATO DE DESGASTE

SELLO

CABEZAL

CABEZA DE LA CAMARADE APERTURA

PISTON

CAMARA DE CIERRE PRIMARIA

CAMARA DE CIERRE SECUNDARIA

CAMARA DE APERTURA


(galones) (galones) (galones)13-5/8” X 5000 PSI 19.76 19.76 8.2416-3/4” X 5000 PSI 33.8 33.8 17.318-3/4” X 5000 PSI 44.0 44.0 2021-1/4” X 5000 PSI 58.0 58 29.5

Tabla 3. Volúmenes de cierre y apertura preventor anular HYDRIL tipo GL

Están diseñados y desarrollados tanto para operaciones submarinas como de superficie. Provee un cierre total a la presión máxima de trabajo, ya sea en hueco libre o prácticamente contra cualquier pieza, ya sea tubería de revestimiento, tubería de perforación, juntas de herramientas, kelly o tubería de producción. Las características de este tipo de anular lo hacen adecuado para la perforación submarina y de pozos profundos. Las condiciones encontradas en este tipo de operaciones demandan elementos de obturación de larga vida, útil para las operaciones de stripping y para pruebas frecuentes. La cámara, exclusiva del preventor GL, actúa como una cámara de cierre de respaldo para reducir los costos de operación y aumentar los factores de seguridad en situaciones críticas, figuras 8 y 9. La cámara puede conectarse de cuatro maneras a fin de optimizar las operaciones para efectos diferentes:

Reducir a un mínimo los volúmenes de cierre y apertura. Reducir la presión de cierre en operaciones submarinas. Compensar automáticamente (equilibrar) los efectos de la presión hidrostática en el

tubo conductor (nivel de agua – fondo) en aguas profundas. Operar como una cámara de cierre secundario.


PRESION DE APERTURAPRESION DE CIERREPRESION DE LA COLUMNA DE FLUIDO

PRESION CONTRA BALANCE

PRESION DE APERTURAPRESION DE CIERREPRESION DE LA COLUMNA DE FLUIDO

PRESION CONTRA BALANCE


FIG. 8 Preventor anular HYDRIL tipo GL

FIG. 9 Operación del preventor anular HYDRIL tipo GL en tierra

En la conexión de superficie standard ó cámara secundaria – cámara de apertura, requiere el mínimo de fluido de control para el cierre, resultando así en el cierre mas rápido. Para las presiones de cierre, utilice la tabla 4.

En la conexión de superficie opcional ó cámara secundaria – cámara de cierre, reduce la presión de cierre en 1/3, en comparación de la conexión standard. Para las presiones de cierre, multiplique los valores de la tabla 4 por el factor de corrección Γ .


PLATO DE DESG AS TE

E LE M ENTO

C ABE ZA

C AM AR A DE A PERTU RA

PIS TO N

C AM AR A DE C IE RRE

C UE RPO

TAP AP ISTO N IN DIC AD OR


DIÁMETRO EXTERNO DE LA TUBERÍA (pulg)

TAMAÑO DEL PREVENTOR13-5/8” 16-3/4” 18-3/4”

Presión del pozo, psi Presión del pozo, psi Presión del pozo, psi2000 3000 5000 2000 3500 5000 2000 3500 5000

7 900 950 1100 700 825 950 700 825 9505 900 1000 1100 725 850 1000 800 900 1000

3-1/2 1200 1200 1200 800 925 1050 1000 1050 1100Cierre completo 1400 1500 1500 1400 1500 1500 1500 1500 1500

Tabla 4. Presión promedio de cierre (psi) para sellado hermético en preventores anulares GL, en tierra y conexión standard.

GL 5000 psi 13-5/8” 16-3/4” 18-3/4” 21-1/4”Γ 0.71 0.68 0.69 0.66

Nota: Para las conexiones de superficie opcional (cámara secundaria a cámara de cierre) multiplique las presiones indicadas arriba en la tabla 4 por Γ .

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO MSP

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO MSPMODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)

7-1/16” X 2000 PSI 1.98 2.859” X 2000 PSI 2.95 4.5711” X 2000 PSI 5.23 7.4320-3/4” X 2000 PSI 18.93 31.0521-1/4” X 2000 PSI 18.93 31.0530” X 1000 PSI 27.8 87.6

Tabla 5. Volúmenes de cierre y apertura preventor anular HYDRIL tipo MSP

Provee un medio efectivo para controlar el gas a poca profundidad y baja presión. Permite la perforación del hueco hasta el diámetro total, a través del desviador / preventor de seguridad, utilizando una Broca del tamaño total. También hace posible el paso y colocación de tubería guía de mayor tamaño con el preventor instalado.



FIG. 10 Preventor anular HYDRIL tipo MSP

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO GX

Utilizadas en operaciones submarinas, pozos profundos y en tierra, donde se espere alta presión en cabeza. Puede mantener el sello a la máxima presión de trabajo en hueco abierto o sobre casing, botellas, tubería de perforación, tool joint, kelly o tubing. La tubería de perforación y sus tool joint pueden ser stripeados a través de la unidad de empaque sellada. Solo el pistón y la unidad de empaque (packing unit) son movibles.

PREVENTOR ANULAR HYDRIL TIPO GXMODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)

11” X 10000 PSI 17.88 17.8811” X 15000 PSI 24.14 24.1413-5/8” X 10000 PSI 24.14 24.1413-5/8” X 15000 PSI 34.0 34.018-3/4” X 10000 PSI 58.0 58.0

Nota: Los volúmenes de cierre y apertura son iguales.Tabla 6. Volúmenes de cierre y apertura preventor anular HYDRIL tipo GX



Fig. 11 Preventor anular HYDRIL tipo GX PREVENTOR ANULAR NL SHAFFER TIPO ESFERICO

PREVENTOR ANULAR NL SHAFFER SPHERICAL3

MODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)4-1/16” X 10000 PSI 1.94 2.387-1/16” X 3000 PSI 3.21 4.577-1/16” X 5000 PSI 3.21 4.577-1/16” X 10000 PSI 13.95 17.119” X 3000 PSI 5.03 7.239” X 5000 PSI 8.72 11.0511” X 3000 PSI 6.78 11.0011” X 5000 PSI 14.59 18.6711” X 10000 PSI 24.67 30.5813-5/8” X 3000 PSI 14.67 23.5013-5/8” X 5000 PSI 17.41 23.5813-5/8” X 10000 PSI 32.64 40.1616-3/4” X 5000 PSI 25.61 33.26

18-3/4” X 5000 PSI 37.61 48.1618-3/4” X 10000 PSI 66.00 85.0021-1/4” X 2000 PSI 16.92 32.5921-1/4” X 5000 PSI 47.76 61.37

30” X 1000 PSI 55.00 122.00

Tabla 7. Volúmenes de cierre y apertura preventor anular NL SHAFFER tipo SPHERICAL

El preventor anular esférico de shaffer FIG N° 12 usa un pistón de cierre que forza el elemento empacador de caucho hacia arriba contra una tapa cóncava, que a su vez forza el empaque para cerrar. Shaffer en su literatura sugiere una presión de cierre de 1500 psi pero también anota que la presión debe reducirse según las tablas características de operación si la tubería se va a mover.

3 Manual NL SHAFFER.-------------------------------------------“Copia no controlada una vez esté impresa”

PREVENTOR ANULAR SHAFFER

FIGURA N°. 10

Pistón

Puerto de Cierre

Cuerpo Inferior

Puerto de Apertura

PREVENTOR ANULAR SHAFFER

NORMAS SOBRE EQUIPOS DE CONTROL DE POZO EN LOS TALADROS DE PERFORACIÓN Y WORKOVER

Anillo Adaptador

Elemento

Cuerpo Superior

NM-004

FIGURA 12PREVENTOR ANULAR SHAFFER


Los segmentos moldeados de acero dentro del elemento cierran parcialmente sobre la parte superior del caucho para evitar expansión excesiva cuando se sellan altas presiones. Cuando se cierra sobre casing, se debe tener especial cuidado en la disminución de la presión de cierre debido a que se puede colapsar el casing con las uñas del elemento de sello; en este caso se cuenta con packer de uñas mas cortas pero su presión de trabajo es muy baja.

Fig 12. Preventor Anular Shaffer

Solo la parte superior del caucho, en el elemento esférico sellante, contacta la sarta de perforación o la kelly. La mayoría del caucho se queda en reserva, para usarse una vez que la abrasión lo haga necesario para sellar. Esta gran reserva de caucho hace posible el “stripping” adentro o afuera del pozo sin tener que reemplazar el elemento durante el viaje.La larga vida en un “stripping” es especialmente útil costa afuera, ya que un preventor anular cerrado alrededor de la tubería de la perforación de una embarcación flotante esta expuesto constantemente al movimiento de ‘stripping” debido al movimiento de la embarcación.


GRAFICA N°. 8

Entradas Hidráulicas de Cierre

Empaque

Inserto Elemento

Dona

Plato Empuje

Puertas Hidráulicas Apertura

Pistón de Operación

Línea de Venteo

Pistón de Cierre

Puerto

Cilindro de Seguridad

NM-004PREVENTOR ANULAR CAMERON TIPO "D"



PREVENTOR ANULAR CAMERON TIPO D


PREVENTOR ANULAR CAMERON TIPO D

PREVENTOR ANULAR CAMERON TIPO DMODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)

7-1/16” X 10000 PSI 2.55 2.9410” X 5000 PSI 4.69 5.6513-5/8” X 10000 PSI 16.15 18.10

Tabla 8. Volúmenes de cierre y apertura preventor anular CAMERON tipo D

Este preventor anular FIG N°13 tiene un diseño diferente del tipo de elemento de empaque y de pistón. Durante el cierre se admite la presión hidráulica por debajo del pistón de operación en forma de T invertida, moviendo y empujando el plato hacia arriba. El movimiento hacia arriba del empuje del plato forza un toroide (o dona) de caucho grande sólido para mover el elemento de empaque, el cual se cierra alrededor de la tubería o sobre el hueco abierto. Se invierte durante el proceso de abrir. La presión hidráulica sobre la sección de la brida del pistón operador lo forza hacia abajo permitiendo abrir el preventor


Empaque

DonaDona

PRESION DE APERTURA

Tubo

Empaque

Tubo

PRESION DE CIERRE

Empaque

DonaDona

PRESION DE APERTURA

Tubo

Empaque

Tubo

PRESION DE CIERRE


Fig 13. Preventor Anular Cameron Tipo D

Fig 13A. Operación Preventor Cameron Tipo D

MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Al preventor anular se le debe realizar mantenimiento preventivo de acuerdo con el programa máximo (Job Plan 100000183) y los procedimientos de mantenimiento preventivo que se incluye en este Job plan.

OPERACIONES DE STRIPPING EN SUPERFICIE

Para realizar un stripping se deben seguir los siguientes pasos: Instalar la botella de surgencia; Debe tener una carga baja (400 psi +/-), ser ubicada

cerca de la preventora y conectarse a la línea de cierre (la capacidad generalmente es de 11 galones).

Reducir la presión de cierre del anular hasta tener una fuga mínima que garantice un sello óptimo con algo de lubricación para la tubería al pasar por las gomas.

Limpiar las esquirlas o marcas de las manual tong de los tool joint, para evitar que estas dañen el elemento de sello.


0150-1581


Engrasar los tool joint para facilitar su paso por el elemento de sello. La tubería de perforación puede ser rotada y las Juntas(Tool joints) pueden pasar a través del anular cerrado manteniendo sello total sobre la tubería. La vida del empaque puede ser prolongada si la fuerza de cierre se mantiene lo mas baja posible y si se permite una pequeña fuga del liquido de perforación cuando la Junta(tool joint) pase a través del empaque. Esta pequeña fuga de fluido de perforación indica un optimo sello con un mínimo de desgaste del empaque debido a que provee lubricación a la tubería en el momento de atravesar el empaque.Pasar el tool joint, a través del empaque a una baja velocidad, reduce presiones de surgerencia, si la válvula neumática reguladora de presión (TR de Koomey) en el acumulador de presión no responde lo suficientemente rápido, una botella acumuladora que absorba las presiones de surgerencia puede ser instalada en la línea hidráulica de cierre del anular como se muestra en la FIG N° 14. La presión de precarga de esta botella acumuladora debe ser la mitad de la presión requerida para que el anular selle efectivamente de acuerdo con el tamaño de la tubería que sé este utilizando.


GUIA PARA DETERMINAR LA PRESION DE CIERRE DEL PREVENTOR NL SHAFFER EN OPERACIONES DE STRIPPING

21 14" - 2,000 psi

500

0 1,000

500

3 12"

Pre

sió

n d

e C

ierr

e -

PS

I

1,000

1,500

1,000

1,500

5"

Pipe Size

Presión de Pozo - PSI

6,0004,0002,000 3,000 5,000 7,000 8,000 9,000 10,000

7 116" - 3,000/5,000 psi

11" - 3,000/5,000 psi

16 34"/18 3

4" - 5,000 psi9"/13 5

8" - 3,000/5,000 psi

21 14" - 5,000 psi 7 1

16"/11"/13 58" - 10,000 psi




NM-004


Fig. 14 Válvula neumática reguladora de presión KOOMEY tipo TR

Fig 15. Guia para determinar la presion de cierre del preventor NL Shaffer en operaciones de stripping.

6.2.4 PREVENTORES DE TIPO ARIETE



6.2.4.1 TIPOS Y OPERACION DE LOS PREVENTORES TIPO ARIETE (RAM)El preventor normal, consta de un ariete con un material empacador elástico para sellar y una cuña para centrar la tubería. La cabeza forma parte de un pistón el cual lo conecta a los sellos y cámaras hidráulicas. La presión de cierre sobre los arietes es casi universalmente de 1500 psi, sin embargo cuando se hace “stripping” o se mueve tubería a través de los arietes, se reduce la presión de cierre por debajo de 800 PSI para disminuir el desgaste del elemento empacador.

NOTA: El movimiento de la tubería (“stripping”) a través del preventor tipo ariete se permite solo bajo la supervisión directa del toolpusher. Esta practica se acepta solo si se dispone de suficientes arietes de repuesto.

Los arietes vienen para diferentes diámetros de Tubería, en un solo tamaño por juego, pero también pueden ser de diámetro variable. Ellos no deben cerrarse en huecos abiertos con toda la presión de cierre. Si los arietes de tubería van a probarse funcionalmente en un hueco abierto, la presión de operación de cierre se debe reducir a 500 psi, para evitar el daño de los componentes del ariete y su parte frontal.

Fig 16. Tolerancia de arietes en cavidad de cuerpo de BOP.


A

BC

Cuerpo de BOP

Sellos Laterales

Sellos superiores

Cuerpo de RAM


Se debe hacer una inspección cada 5 años, conforme a la norma API RP 53. Su transporte debe hacerse con los seguros de tornillo cerrados, evitando que se dañe la rosca o se tuerzan. En operación se deben cubrir con grasa y evitar que se impregnen demasiado de lodo, facilitando su operación al momento de accionarlos. Al cerrar los arietes, se puede registrar una presión de 4000 a 6000 psi en los sellos. El sello de los ariete se obtienen en un solo sentido, o sea que su funcionalidad es reteniendo la presión que viene desde abajo del pozo. Si observamos un desgaste de mas del 20% en los bloques o cuerpos del ariete, se deben cambiar porque esto generaría fugas dentro de la BOP.Al introducir el ariete completo al cuerpo de la BOP, la tolerancia máxima debe ser de 0.060” en la parte superior (A) y 0.080” sumando la de los sellos laterales (B y C) y el cuerpo. Los arietes deben probarse primero a baja presión y después a alta presión, esto garantiza verificar que no haya fugas por los seals (sellos) defectuosos o muy grande la tolerancia entre el ariete completo y el body (fig. 16).NUNCA ABRA LOS ARIETES CUANDO TENGA PRESION ATRAPADA, esto genera sobre esfuerzos en la cabeza del pistón posibilitando fatigas y fracturas.Los sellos deben ser resistentes al H2S. Las mangueras de accionamiento deben tener el recubrimiento metálico en buenas condiciones; esto garantiza que resista 700º C durante 30 minutos en caso de un incendio y pueda ser operada la BOP en estas emergencias. Los sellos deben ser almacenados lejos de la luz (solar, fluorescente, de fotocopiadoras), a una temperatura constante (+/- 20º C) y ser almacenados horizontalmente y sin cargas sobre ellos. Su vida útil es de 3 a 4 años.La presión de accionamiento de los arietes en la prueba de funcionamiento de los BOP ó en la apertura de los bonets para el cambio de arietes, debe estar entre 300 – 400 psi, para asegurar que no se dañen los sellos en el cierre y que no salgan demasiado fuertes los bonets.Nunca se deben hacer trabajos de soldadura en el cuerpo de los preventores; esto conlleva al debilitamiento de la estructura del material de la BOP.

BOP TIPO ARIETE CAMERON TIPO U

La Fig. 17 muestra un diagrama del preventor tipo ariete cameron tipo U tres posiciones de operación.

DESCRIPCIONa. Posición abierta (FIG 15A)

La presión hidráulica se suministra vía la puerta j a el ariete lateral de los pistones del ariete E. El flujo de cierre regresa vía la puerta K.

b. Posición cerrada (FIG 15 B)


F

LE

HCI2 D

I1

F

EL

J

AI1

K

D I2CH

B

G G

B

E

F

L

I1

J

I1 A

L

F

E

H C I2 D

K

D I2 C H

c . R e p l a c e m e n t o f r a m s

b . C l o s e d

a . O p e n

L

E

F

L G

B

G

BF

E

I1

J

AI1

K

HCI2DDI2CH

H . C i l i n d r o p a r a C a m b i a r l a C u b i e r t a ( C y l i n d e r t o s h i f t t h e b o n n e t )I1. P i s t ó n p a r a C e r r a r l a C u b i e r t a ( B o n n e t c l o s i n g p i s t o n )I2. P i s t ó n p a r a A b r i r l a C u b i e r t a ( B o n n e t o p e n i n g p i s t o n )J . P u e r t a p a r a " A b r i r " l a C u b i e r t a ( R a m " o p e n " p o r t )K . P u e r t a p a r a " C e r r a r " l a C u b i e r t a ( R a m " c l o s e " p o r t )L . T o r n i l l o d e C i e r r e ( L o c k i n g b o l t )

A . C u e r p o ( B o d y )B . A r i e t e ( R a m s )C . C u b i e r t a ( B o n n e t )D . S e l l o d e C u b i e r t a ( B o n n e t S e a l )E . C i l i n d r o d e l A r i e t e ( R a m C y l i n d e r s )F . P i s t o n d e l A r i e t e c o n V á s t a g o y e x t e n s i ó n ( R a m P i s t o n W i t h R o d a n d E x t e n s i o n )G . C o l l a r s o b r e l a E x t e n s i ó n ( C o l a r o n E x t e n s i o n )


La presión hidráulica se suministra vía la puerta K al tornillo de cierre lateral de los pistones del ariete E. El fluido para abrir regresa vía la puerta j.

c. Reemplazo de arietes (FIG 15C)d. La presión de cierre del ariete sobre la puerta K. También sirve par abrir las

cubiertas para dar acceso a los arietes. Cuando se sueltan los tornillos de la cubierta y se aplica presión para cerrar el fluido hidráulico empuja los arietes hacia adentro y al mismo tiempo mueve las cubiertas hacia fuera del cuerpo del preventor. Aunque los arietes se mueven hacia adentro el golpe de la cubierta es suficiente para sacar los arietes afuera del cuerpo del preventor.


4321

a. Ariete Ciego (Blind Ram)

1. Ariete (Ram)2. Sello (Seal)3. Empaque (Packer)4. Ariete de ensamble (Ram Assembly)


Fig. 17 Diagrama de operación de preventor de arietes CAMERON Tipo UAplicando la presión para abrir sobre la puerta J cerrara ahora las cubiertas. El fluido hidráulico atrae la cubierta de regreso contra el cuerpo de la preventora. Después que se han regresado los arietes, los tornillos de la cubierta sirven para mantener la cubierta cerrada.

Cuando un pozo tiene que cerrarse por un periodo largo o cuando la sarta de perforación se va a dejar sobre los arietes, estos deben asegurarse con los tornillos de cierre. Estos tornillos se operan manualmente con la varilla de extensión con volante, primero cerrando hidráulicamente los arietes y posteriormente llevar estos tornillos hasta el tope de seguro. El volante debe tener acceso y operación fácil.

COMENTARIO:Los preventores tipo “U” tienen salidas laterales por debajo de los arietes 2” para la línea de matar y de 4” para la línea del choque, con bridas de acuerdo con el estándar API 6 A o con conexiones con abrazadera.Los preventores de ariete “U” están disponibles sencillos, dobles ó triples.

Los arietes para tubería pueden ser: Arietes Fijos Estos arietes están diseñados para una dimensión especifica de tubería o pueden ser ciegos para cerrar el pozo cuando esta vacío(sin ninguna herramienta dentro de este). La razón de cierre (la razón de presión del pozo y la presión necesaria para operar el pistón para cerrar los arietes) para la mayoría de los BOP tipo U es de 7 a 1. La presión de cierre también sirve para abrir los bonets para el cambio de los arietes. Cuando los tornillos de los bonets están sueltos y se aplica la presión de cierre, empuja el ariete dentro y al mismo tiempo mueve el bonet fuera del BOP.


b. Arietes Variables (Rams Variables)


Fig. 18 Tipos de arietes para preventores CAMERON tipo U

Arietes Variables VBR

EL ariete de hueco variable de cameron aumenta la versatilidad del BOP tipo U”. Este diseño permite que un conjunto de arietes selle algunos tamaños diferentes de tubería o aun la kelly hexagonal. Por ejemplo, los arietes variables del BOP tipo ‘U” con un hueco de 16 ¾” pueden sellar diámetros desde 7” a 3½”Los arietes de hueco variable eliminaran la necesidad de cambiarlos cuando se utilizan diferentes diámetros de sartas de perforación.

El empaque del ariete variable contiene insertos de refuerzo de acero semejantes a los del empaque del BOP anular CAMERON tipo “D”, los insertos rotan hacia adentro cuando se cierran los arietes, así el acero suministra un soporte sólido para el caucho el cual sella contra la tubería. Los insertos cumplen el mismo propósito que las placas retenedoras en el empaque estándar del ariete para la tubería “U”.En pruebas normales de fatiga, los empaques del ariete de hueco variables han mostrado excelente comportamiento comparable a los de los empaques de ariete estándar de tubería. Generalmente la capacidad de carga sobre la parte más amplia es de 600.000 lb, pero al quedar el soporte en las uñas, su capacidad se reduce a 150.000


G u ia ( G u id e )

C u c h i l la d e C o r te (L o w e r b l a d e )

S e ll o d e C o r t e ( S id e s e a li n g )

A r ie t e d e C o r te( S h e a r B la d e r )

S e llo p a ra P r e s i o n In fe r io r(S e a l fo r p re s s u r e f ro m b e l o w )

A r ie t e c o r te in fe r io r ( L o w e r s h e a r ra m )

T u b e r ía (P ip e )

S e l lo (S e a l in g )

E m p a q u e F ro n ta l ( F ro n t P a c k e r )


lb. aprox. Sus desventajas son; menos capacidad de carga en los diámetros de trabajo menores en su rango, los bloques donde van los sellos son especiales, son mas costosos que los de diámetro fijo y no son recomendables para altas temperaturas.

Arietes de corte

Los arietes de corte, además de cortar la tubería, sellan el pozo en una operación. La presión de cierre hidráulico necesaria para cortar la DP esta por debajo de la presión normal del acumulador 1500 PSI. Estos arietes también funcionan como arietes de sello completo (CSO) para operaciones normales. Cuando corta, la cuchilla inferior pasa por debajo del borde inferior agudo del bloque superior del ariete y corta la tubería como se muestra en la figura.La sección inferior de la tubería cortada se acomoda en el espacio entre la cuchilla inferior y el soporte superior. La sección superior de la tubería cortada se acomoda en el espacio en la parte superior del bloque inferior del ariete, ver fig. 19.

El movimiento de cierre de los arietes continúa hasta que se encuentran las puntas de los bloques del ariete. El cierre continuo del soporte presiona los sellos semicirculares hacia arriba en contacto sellante con el asiento en el cuerpo del BOP. Estos sellos tienen medios anillos moldeados en acero que limitan el prensamiento impartido a ellos por los soportes. El sello horizontal se energiza al mismo tiempo que el sello circular. El movimiento de cierre del soporte superior empuja el sello horizontal hacia adelante y abajo sobre el tope de la cuchilla inferior dando un contacto de sello apretado. El sello horizontal tiene una placa soporte moldeada que lo mantiene en su puesto cuando se abren los arietes.



Fig. 19 Esquema de corte de tubería con Arietes de corte (Shear Ram) CAMERON

Procedimiento recomendado para el corte Asegúrese de haber instalado los arietes de corte apropiado. Cuelgue la sarta en los arietes de tubería; así, libera la sarta del fondo y previene

pegas, ubica fuera de las cuchillas los tool joint y asegura el pescado. Bloquee los tornillos de seguro de los arietes. Saque la sarta un poco, tensión de 10.000 lb – 20.000 lbs, para mejorar la acción de

los cortadores. Accione la válvula de by pass del manifold del acumulador y transfiera a este la

presión del acumulador (3000 psi, mínimo 2800 psi). Cierre los arietes de corte.

Capacidad de corte Los tamaños máximos de tubería que pueden cortarse con los arietes ciegos de corte están limitados por el tamaño de la preventora, la amplitud de las cuchillas y la capacidad de operación del sistema. La siguiente es una relación del tamaño del preventor y el tamaño de tubería para corte.

Tamaño del BOP Tubería que cortaMm Pulgadas Mm Pulgadas

179.5 7-1/16 101.7 4209.4 11 127.0 5346.0 13-5/8 139.7 5

Los BOP tipo “Ü” con un hueco más grande no están tan limitados en la amplitud de la cuchilla o la capacidad de operación del sistema y es posible cortar con ellos tuberías



de diámetro exterior (de) más grandes, no obstante que los SBRS fueron diseñados para cortar solo DP estándar.

PREVENTOR DE ARIETES TIPO U CAMERONMODELO Volumen de Apertura

(galones)Volumen de Cierre (galones)

7-1/16” X 3000 PSI 1.17 1.227-1/16” X 5000 PSI 1.17 1.22

7-1/16” shear X 5000 PSI 1.48 1.547-1/16” X 10000 PSI 1.17 1.227-1/16” X 15000 PSI 1.17 1.22

10” X 3000 PSI 3.16 3.3110” X 5000 PSI 3.16 3.31

10” SHEAR X 5000 PSI 4.03 4.2311” X 10000 PSI 3.16 3.31

11” SHEAR X 10000 PSI 4.03 4.2311” X 15000 PSI 5.42 5.54

13-5/8” X 3000 PSI 5.20 5.5413-5/8” X 5000 PSI 5.20 5.54

13-5/8” SHEAR X 5000 PSI 6.36 6.7813-5/8” X 10000 PSI 5.20 5.54

13-5/8” SHEAR X 10000 PSI 6.36 6.7813-5/8” X 15000 PSI 11.28 11.70

16-3/4”X3000 PSI 9.45 10.1616-3/4”X5000 PSI 9.45 10.16

16-3/4” SHEAR X 5000 PSI 11.19 12.0316-3/4”X10000 PSI 11.19 12.0318-3/4”X10000 PSI 22.99 24.8820-3/4”X3000 PSI 7.61 8.11

20-3/4” SHEAR X3000 PSI 8.77 9.3521-1/4” X 2000 PSI 7.61 8.11

21-1/4” SHEAR X 2000 PSI 8.77 9.3521-1/4” X 10000 PSI 24.14 26.54


c . M o d e l L W P m a n u a l - lo c k B O Pb . M o d e l L W S m a n u a l - lo c k B O P

a . M o d e l S L P o s lo c k B O P


21-1/4” SHEAR X 10000 PSI 27.42 30.1526” X 2000 PSI 9.84 10.5026” X 3000 PSI 9.84 10.50

TABLA 9. Volúmenes de cierre y apertura preventor de arietes CAMERON tipo U

BOP SHAFFER TIPO ARIETE

La Fig. 20 muestran preventores tipo ariete de Shaffer. Se muestra que los BOPS no se fabrican necesariamente como unidades sencillas. El diseño es muy compacto y por lo tanto, atractivo para situaciones donde hay poco espacio bajo la estructura; Sin embargo tiene la desventaja que si un cuerpo del preventor se daña el conjunto completo debe enviarse a reparación.


Las Rams se montan horizontal, en BOP de 10000 psi de presión de trabajo y menores.

Las Rams se montan vertical, en BOP de 15000 psi de presión de trabajo.


Fig. 20 Tipos de Arietes SHAFFER

RASGOS DE DISEÑO.Cada ariete y su operador están completamente autocontenidos en la sección final, con conexiones hidráulicas construidas dentro de la bisagra. Esto elimina los problemas de drenaje y la necesidad de partir o rehacer conexiones cuando se cambia o se le hace servicio a los arietes.Los arietes se cambian fácilmente destornillando y abriendo las puertas (Fig. 21). Las puertas interiores abren desde la parte inferior de los cilindros superiores así se pueden conectar una línea para levantar directamente los arietes para facilitar su manejo. EL máximo requerimiento de torque para los tornillos de la puerta es 6600 ft-lbs el cual puede obtener con llaves de impacto que se mantiene en la mayoría de los equipos.



Fig. 21 Cambio de arietes en preventores NL SHAFFER

Operados “poslock” sellan automáticamente los arietes cada vez que ellos se cierran. Esto elimina el costo de una segunda función hidráulica para cerrar los arietes. Esto también simplifica la operación de emergencia, porque los arietes se cierran ambos y se sellan activando solo la función de cierre.El operador simple del pistón tiene un mínimo numero de partes de trabajo. Esto asegura confiabilidad y mantenimiento bajo.El sello de pistón tipo lengüeta grande esta diseñado para un servicio dinámico. Ellos limpian hacia fuera el material extraño de los cilindros y así contribuyen a un servicio libre de problemas.El sello de la puerta en la mayoría de los tamaños tiene un molde de refuerzo duro dentro del caucho. Esta textura y el refuerzo fenólico evitan la expansión y la contracción a todas las presiones.Las salidas laterales eliminan un carrete de perforación suministrando conexiones para el choque y la línea de matar en los cuerpos de todos los modelos menos en la unidad de baja presión de trabajo (LWP) de 7 1/16” – 3000 PSI.

La FIG. 22 muestra las partes de este tipo de Preventor. El sello de los arietes también está afectado en el lado superior y los frentes por un solo caucho, que se mantiene en su puesto por un bloque atornillado al receptor.


C a b e z a re d o n d a e je a r ie te(R o u n d h e a t ra m s h a f t )

S e l lo d e l e je d e l a r ie te(R a m s h a f t s e a l )

S e l lo d e p is to n e s(P is to n s e a ls )

C il in d ro( C y lin d e r)

O r ific io d e d e s a g ü e( W e e p h o le )

P u e rta p la n a( F lat d o o r)

A rie te(R a m )

P is to n d e m o n ta je(P is to n a s s e m b ly )

C a b e za c ili n d ric a(C y l in d e r h e a d )

A n il lo s d e d e sg a s te( W e a r r in g s )

E m p a q u e d e l e je d e l a rie te( R a m s h a f t p a c k in g re te in e r)

S e llo e je d e a rie te se cu n d a r io(S e c o n d a ry ra m sh a f t s e a l )


Fig. 22 Esquema del preventor de arietes NL SHAFFER

Se encuentran 3 modelos básicos de preventores NL SHAFFER:



SL , generalmente de grandes diámetros y gran rango de presión. Usados en operaciones submarinas y perforaciones profundas. LWS , usados principalmente en operaciones en tierra. LWP , usados para operaciones de producción y workover.

PREVENTORES NL SHAFFER TIPO ARIETEPresión de Trabajo (psi) Diámetro (pulgadas) Modelo

1500013-5/8

117-1/16

SLSL

LWS

10000

21-1/418-3/416-3/413-5/8

117-1/164-1/16

SLSLSLSLSL

LWSLWS

5000

16-3/413-5/8

119

7-1/164-1/16

SLSL

LWSLWSLWSLWS

3000

20-3/413-5/8

119

7-1/16

LWSSL

LWSLWPLWP

2000 21-1/4 LWS

Tabla 10. Tipos de preventores NL SHAFFER

PREVENTOR DE ARIETES SHAFFER MODELO SL

La relación de cierre es mayor de 7 a 1.


Fig. 23. Tipo de Ram BOP NL SHAFFER

Bloque (Block)

Caucho (Rubber)

Soporte (Holder)

Bloque (Block)

Caucho (Rubber)

Soporte (Holder)

a. Ariete Ciego (Blind Ram)

b. Ariete para Tubería(Pipe Ram)


Nota: Phc = Pw / Rc ; Donde:Phc es presión hidráulica de cierre en psi, Pw presión del pozo, en psi. Rc relación de cierre del preventor.

PREVENTOR TIPO ARIETE NL SHAFFER MODELO SLMODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)

7-1/16” X 10000 PSI 5.57 6.007-1/16” X 15000 PSI 5.57 6.00

11” X 10000 PSI 7.00 9.4511” X 15000 PSI 8.10 9.40


16-3/4”X5000 PSI 10.67 11.6716-3/4”X10000 PSI 12.50 14.4718-3/4”X10000 PSI 13.21 14.5518-3/4”X15000 PSI 13.33 14.6221-1/4” X 10000 PSI 13.86 16.05

Tabla 11. Volúmenes de cierre y apertura preventor de arietes SHAFFER SL

Cada set de arietes requiere una línea de apertura y otra de cierre, las cuales se ubican en la parte trasera del preventor y están claramente marcadas. Un acumulador con 1500 psi puede cerrar cualquier modelo SL con la presión de trabajo en la boca del pozo, excepto los preventores 11” y 13-5/8” x 5000 psi, los cuales necesitan 2100 psi. Sin embargo, estos dos cerrarían con 10000 psi en boca de pozo con 1500 psi de presión hidráulica.Se pueden usar 3000 psi de presión hidráulica pero esto aceleraría el desgaste de los pistones y empaques de los arietes.


Caucho Superior(Lower Rubber) Bloque Superior

(Lower Block)

Soporte Superior(Lower Holder)

Cuchilla de Corte(Shear Blade)

Caucho Inferior(Upper Rubber)

Bloque Inferior(Upper Block)

Soporte Inferior(Upper Holder)

c. Ariete de Corte (Shear Ram)


Fig. 23 Tipos de arietes preventor NL SHAFFER

Fig 23C. Tipos de arietes preventor NL SHAFFER

PREVENTOR DE ARIETES SHAFFER MODELO LWS

Un manifold externo de tubos conduce el hidráulico entre las bisagras en todos los tamaños de preventores, exceptuando 4-1/16”x10000 psi, 20-3/4”x3000 psi y 21-1/4”x2000 psi; cualquier sistema de acumulación puede ser usado para accionarlos.

PREVENTOR TIPO ARIETE NL SHAFFER MODELO LWSMODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)


9” X 5000 PSI 2.27 2.5811” X 3000 PSI 1.45 1.7411” X 5000 PSI 2.62 2.98



20-3/4” X 3000 PSI 13.59 14.5021-1/4”X2000 PSI 13.59 14.50

Nota: Los volúmenes de cierre y apertura de los preventores de 20-3/4” y 21-1/4” fueron tomados con un diámetro de pistón de 14”.

Tabla 12. Volúmenes de cierre y apertura preventor de arietes SHAFFER LWS

PREVENTOR DE ARIETES SHAFFER MODELO LWP

PREVENTOR TIPO ARIETE NL SHAFFER MODELO LWPMODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)

7-1/16” X 3000 PSI 0.51 0.559” X 3000 PSI 0.68 0.77

Tabla 13. Volúmenes de cierre y apertura preventor de arietes SHAFFER LWP

Se encuentran modelos desde 9” hasta 7-1/16” x 3000 psi y son diseñadas para operaciones de Workover y Servicios de Pozo. Tiene las mismas características de los preventores LWS. Con menos de un galón de hidráulico se puede cerrar. Conductos perforados dentro del cuerpo permiten el flujo del hidráulico sin necesidad de tubos externos.

Arietes de Corte: Los arietes de corte cortan y sellan la tubería en el pozo en una operación. La presión de cierre hidráulico necesaria para cortar la DP esta por debajo de la presión normal del acumulador 1500 PSI en BOP con pistones de 14”. Estos arietes también funcionan como arietes de sello completo (CSO) para operaciones normales. Cuando corta, la cuchilla inferior pasa por debajo del borde inferior agudo del bloque superior del ariete y corta la tubería como se muestra en la figura 24.

La sección inferior de la tubería cortada se acomoda en el espacio entre la cuchilla inferior y el soporte superior. La sección superior de la tubería cortada se acomoda en el espacio en la parte superior del bloque inferior del ariete.El movimiento de cierre de los arietes continúa hasta que se encuentran las puntas de los bloques del ariete. El cierre continuo del soporte presiona los sellos semicirculares hacia arriba en contacto sellante con el asiento en el cuerpo del BOP. Estos sellos tienen medios anillos moldeados en acero que limitan el prensamiento impartido a ellos por los soportes. El sello horizontal se energiza al mismo tiempo que el sello circular. El movimiento de cierre del soporte superior empuja el sello horizontal hacia adelante y abajo sobre el tope de la cuchilla inferior dando un contacto de sello apretado. El sello horizontal tiene una placa soporte moldeada que lo mantiene en su puesto cuando se abren los arietes.


S e l l o H o r i z o n t a l( H o r i z o n t a l S e a l )

P l a t o d e S o p o r t e( S u p p o r t P l a t e )

A n i l l o d e A c e r o( S t e e l - H a l f R i n g )

S e l l o S e m i c i r c u l a r( S e m i c i r c u l a r S e a l )


Fig. 24 Esquema de operación de arietes de corte.

TIPOS DE CIERRE PARA PATADAS DE POZO.


11

22CHOKE ESTA CERRADOCHOKE ESTA CERRADO


Cierre Duro; el primer paso es cerrar el preventor anular o de arietes. Posteriormente se abre la válvula hidráulica (HCR), teniendo en cuenta que la válvula master del choke manifold está cerrado. Esto nos da un mejor control del pozo, en cuanto a que no se permite entrar mas influjo por la rápida reacción de cierre. Es la práctica recomendada para PRIDE Colombia, en caso que no haya alguna disposición diferente de la operadora.

Cierre Blando; el primer paso es abrir la válvula HCR. Posteriormente cerrar el preventor anular y por último cerrar la válvula master del choke manifold. En este cierre se mantiene al principio abierta la válvula maestra. Esta acción genera que el influjo entre al pozo, debido a mayor tiempo usado en presurizarlo.

CIERRE DURO


22

11CHOKE ESTA CERRADOCHOKE ESTA CERRADO

22

11

33


CIERRE DURO

CIERRE BLANDO



Fig. 25 Esquema de cierres de BOP.

Comentarios:Antes de comenzar la instalación del arreglo de preventores, siempre se debe tener en cuenta: El esquema del arreglo de las BOP, su disposición y alturas, altura de la mesa,

líneas de salida al choke manifold y de entrada de Kill Line. Realizar un check list después de su instalación y antes de la prueba. Verificar la correcta instalación de las mangueras, los elementos de cierre y el

ajuste de las conexiones. Llevar actualizado diariamente la hoja de matar en una parte visible (tablero) de la

mesa.6.3 LINEAS DE MATAR EL POZO (KILL LINE)

Esta línea se utiliza para bombear el lodo para controlar o matar el pozo en caso de una surgencia, esta compuesta mínimo por:• (2) válvulas de compuerta(gate valves) de sellos metal - metal y apertura plena y de

la misma presión nominal que las preventoras, si es posible una de accionamiento hidráulico.

• (1) Válvula cheque, se debe evitar este tipo de válvulas, ya que el sello se deteriora con la presencia de los fluidos del pozo y de trabajo.

• Línea de alta presión que une el Stand pipe y la válvula cheque.

Esta línea de matar el pozo debe estar instalada en el espaciador, también puede ser instalada en el cuerpo de las preventoras si estas disponen de entradas laterales y siempre se debe instalar debajo de la última sección de arietes, nunca se debe instalar en el cabezal del pozo. “Todos los arreglos superficiales deben incorporar al menos un choke line y un kill

line, los cuales estarán instalados en la salida más baja de arietes en la BOP. El choke line y kill line deben ser usados solo para pruebas de presión o monitoreo

del pozo. Todos los arreglos deben tener doble válvula full opening en cada chocke line y kill

line. La válvula externa del chocke line debe ser accionada remotamente. La válvula externa del kill line debe ser también accionada remotamente o ser una válvula cheque.

Las válvulas hidráulicas remotas deben permanecer cerradas y las manuales abiertas. Las válvulas manuales deben estar en la parte externa del arreglo.



Tanto el manifold del Stand Pipe como el de cementación deben tener doble válvula de aislamiento desde el kill line.1

6.3.1 Válvulas de compuerta: Posee un vástago que opera con un elemento de cierre y ajusta en un asiento, produciendo sello. Su rango de operación es de 3000 psi a 15000 psi y sus diámetros de 2-1/16” a 4-1/16”. Se deben inspeccionar cada 5 años de acuerdo a la norma API RP 53, se deben lubricar con grasa para alta presión, en el lado del fluido y grasa lubricante multipropósito en lado del vástago; debe tener instaladas todas las manijas de accionamiento, haber repuestos completos, ser resistentes al H2S y los testigos de fuga estar con grasa, así mismo debe disponer de grasera de alta presión. Válvulas de compuerta CAMERON ; La principal característica es el conjunto

asiento – compuerta de cierre que difiere de los demás sistemas empleados por otros fabricantes. La compuerta es de una sola pieza y lleva en su base una uña. El asiento está formado por dos piezas laterales (una a cada lado de la compuerta). Cada pieza lateral lleva un anillo cuya cara interior está tallada como un engranaje. Cada vez que abrimos la válvula y al final del recorrido de la compuerta la uña se mete en el anillo dentado y le hacer girar un poco (una fracción de vuelta). El momento en que se produce mayor erosión, cuando se maniobra una válvula bajo presión, es al comienzo de la apertura y cuando se está terminando de cerrar, ya que en esos momentos el orificio de paso es mínimo. Con el dispositivo uña dentada se cambia la posición del anillo en cada maniobra de la válvula y se reparte uniformemente el desgaste por erosión a lo largo de todo el anillo, con lo que se consigue una vida de trabajo mucho mayor de los elementos de cierre.

El espacio entre la compuerta y asientos laterales se lubrica periódicamente por medio de una grasera. Dos rodamientos de aguja facilitan la maniobra de la válvula. El volante de la válvula actúa sobre el eje por medio del pasador; este pasador tiene unas dimensiones determinadas para que si la válvula queda pegada y se aplica gran torsión al volante, se rompa evitando el daño del eje o cualquier otra parte interna.

1


9

1

8

6

7

3

2

5

4

6 . S e l lo d e E j e .7 . P in d e S e g u r id a d .8 . P u e r t a d e In y e c c ió n d e p r e n s a .9 . C u e rp o d e la v á lv u l a .

1 . S e llo d e n t a d o y u ñ a .2 . A s i e n t o - C o m p u e r ta d e C i e r r e .3 . C o m p u e r t a .4 . R o d a m ie n t o s .5 . E je .


Fig. 26 Válvula de compuerta CAMERON tipo F



Válvulas de compuerta WKM; Tienen puertas paralelas expandibles que producen alta fuerza sellando ambos lados ( aguas abajo, aguas arriba), simultáneamente. Esta fuerza de sello es completamente mecánica sin verse afectada por las fluctuaciones de la presión o vibraciones en la línea.

Fig. 27 Válvula de compuerta WKM

6.3.2 Válvula cheque: Es principalmente usada en choque manifold, arboles de inyección de alta presión y líneas de matar (Kill Line). Su rango de operación es de 3000 psi a 20000 psi y sus diámetros de 1-13/16” a 7-1/16”. Su sello es metal - metal. Su principal desventaja es la pérdida de su capacidad de limitar el flujo en el sentido contrario de operación, debido al atascamiento por los sólidos transportados por los diferentes fluidos que pasan a través de ella.


N i p le p a r a G r a s a( G r e a s e N i p l e )

G r a s a p a r a e l p r e n s a e s t o p a( G r e a s e s t u d f o r s t u f f i n g b o x )

R e s o r t e( S p r i n g )

E s p a c ia d o r( D is t a n c e p ie c e )

E j e a x ia l( A x ia l B e a r i n g s )

C u e l l o( G la n d )

A n i l l o s d e e m p a q u e( P a c k i n g R i n g s )

A n i l l l o d e t e f l o n( T e f lo n r i n g )

A s i e n t o( S e a t )


Fig. 28 Válvula CHEQUE

6.4 LINEA DE ESTRANGULAR EL POZO O LINEA DEL CHOQUE (CHOKE LINE)

Esta línea se utiliza para conectar el conjunto de preventoras y el múltiple o extrangulador por la cual se dirige el flujo del retorno del pozo cuando las preventoras están cerradas y esta compuesta mínimo por:• (1) válvula de compuerta (gate valve) de sellos metal y apertura plena y de la

misma presión nominal que las preventoras • (1) válvula de compuerta(gate valve) de sello metal metal y apertura plena y de la

misma presión nominal que las preventoras y de operación hidráulica también llamada “HCR” (High Closing ratio)

• Línea de alta presión que une las válvulas y el múltiple extrangulador

6.4.1 Válvula de la línea del choque operada hidráulicamente (HCR): Son adaptaciones de las válvulas de compuerta, que constan de un cilindro hidráulico de doble acción montado en la compuerta. Requieren baja presión para su operación. La -------------------------------------------“Copia no controlada una vez esté impresa”

F ig . 2 8 . C h e k V a lv e - (V a lv u la C hequ e) C am ero n

C ub ie rta(B on ne t)

J unta d e la C ub ierta(B onn e t G as ket)

A sien to de l resorte(S ea t S p rin g)

A sien to re tenedo r(S ea t R eta ine r)

R es orte C ab eza M ovil(P opp e t S p rin g)

A sie nto(S ea t )


relación de cierre de la presión de boca de pozo y su presión de operación es de 8 a 1. La compuerta es empacada con elementos similares a ensamblajes de los preventores de arietes. Generalmente tienen rangos de presión de trabajo y tamaño entre 1-13/16” x 2000 psi – 15000 psi y 6-1/8” x 2000 psi – 5000 psi.La inspección de estas válvulas debe hacerse cada 5 años de acuerdo a la norma API RP 53; se debe usar la grasa apropiada en los diferentes puntos de lubricación. Debe contar con un volante para su cerrado en caso de falla en el sistema (no se puede abrir manualmente)

Fig. 29 Válvula hidráulica HCR


T o r n i l l o p a r aC i e r r e M a n u a l

T u e r c a d e A j u s t e

P u e r t a s d e l C i l i n d r o

E m p a q u e d e l c a s q u i l l od e l p r e n s a e s t o p a s

H o m b r o s d e a s e n t a m i e n t o v á s t a g oo p e r a d o r y d e f i n a l v a r i l l a

F i n a l d e l a v a r i l l a


6.5 ESTRANGULADOR MÚLTIPLE O CHOQUE PARA MATAR EL POZO (CHOKE MANIFOLD)

El estrangulador o choque para matar el pozo es un conjunto de válvulas a través del cual se circula el pozo con las preventoras cerradas, con el objeto de ejercer una contra presión o de mantener la presión de fondo constante en el momento de circular un pozo fuera de control (Fig. 29). Dado el gran desgaste a que está sometido, debido a la abrasión y la facilidad con que puede quedar taponado, es necesario que el manifold de estrangulamiento tenga al menos dos reguladores de choke. En instalaciones con presiones de servicio superiores a 5000 psi se recomienda utilizar 3 chokes regulables, de los cuales dos serán de mando manual y el 3º de mando hidráulico. Debe contar con dos manómetros antes de los chokes; uno para lectura de la presión en la tubería y el otro para la del casing o anular.La presión de las válvulas que están antes de los chokes (aguas arriba) deben ser de la presión de trabajo de los preventores de arietes y las que se encuentran después de los chokes deben ser resistentes a bajas temperaturas, debido a la acción de expansión del gas (API RP 53, API SPEC 16C). Se recomienda que los manifold tengan dos buffer tank (tanque de amortiguación al final del manifold), esto facilitaría el direccionamiento del flujo si se tapona alguna línea. Igualmente, una línea auxiliar llamada línea de pánico, la cual funcionaría como de descarga en caso de tener excesivo flujo que no se pudiera controlar por el choke.La relación entre el radio de curvatura de la tubería y el diámetro de la misma, es importante para controlar su grado de erosión. El radio de curvatura ( R ) debe ser 10 veces mayor que el diámetro de la tubería ( d ), si este valor es mas bajo se tendrá alta erosión en las curvaturas de la tubería. En algunos casos se usan T-Cross (Target), las cuales tienen unos tapones en plomo que reducen este fenómeno de erosión. Para evitar que estos tapones se partan, se realizan 2 agujeros de ¼” en ellos. Se recomienda hacer la prueba de alta presión por un tiempo de 10 minutos y la de baja por 5 minutos.No están permitidas las conexiones con rosca de más de 2” NPT, solo uniones soldadas o flanchadas.Generalmente un ciclo de cerrado del choke hidráulico dura de 25 a 30 segundos (desde la posición abierto hasta posición de cerrado); si es mas rápido el control no será muy exacto y si es mas lento, la reacción será tardía.



Fig. 30 Choke y kill manifold

Para controlar una invasión, debemos circular inyectando un lodo de la densidad requerida y al mismo tiempo manteniendo una contra presión sobre la formación, ligeramente superior a la presión del fluido de la formación. Los caudales no pueden ser regulados por válvulas de compuerta y por tanto debemos tener una serie de reguladores de caudal (chokes) para esta operación.

Existen varios tipos: Regulador de choke de mando hidráulico Regulador de choke fijo Regulador de choke variable de mando manual


Tanque de expan sión

T rasd uc tor

V alvu la M anual

C ross

V alvu la M an ual

R eg ulad or de flu jo Hidrau lico

V alvu la de Co mp uerta Manual

A guas A bajo


6.5.1 Regulador de choke de mando hidráulico: Se controla remotamente desde un control ubicado generalmente en la mesa y su función es mantener, en lo posible, la presión de fondo constante mientras se circula el lodo contaminado a superficie. Los diámetros de los choques hidráulicos van desde 3-1/16” - 4-1/16” y 5000 psi- 20000 psi y su orificio estándar es de 2”. El control o superchoke consta de los siguientes elementos: Un depósito de fluido de maniobra. Una bomba (con motor de aire) que proporciona la energía hidráulica. Una o dos manillas de accionamiento del o los reguladores. Dos manómetros indicadores de la presión en cabeza de la tubería y presión de

casing. Un indicador de golpes de la bomba, con totalizador. Un indicador de la posición del choke.Hay diferentes chokes controlados remotamente, algunos de los cuales características de operación específicas que pueden afectarlas operaciones de matada del pozo. Algunos de ellos son:6.5.1.1 Choke CAMERON AX: Su presión de operación es de 10000 psi y utiliza un tapón que se mueve dentro y fuera de un asiento. El movimiento es controlado por un cilindro hidráulico de doble acción. La acción de regulación es producida al aproximarse el tapón al asiento y luego entrar. Las áreas de desgaste son de carburo de tungsteno.

Fig. 31 Choke hidráulico CAMERON


Gas LodoFuerza Operadora

Camisa

Gas Lodo

a. Principio de Trabajo

b. Vista en Corte

Cilindro Hidraulico

Asiento


6.5.1.2 Choke SWACO: Su presión máxima de trabajo es de hasta 10000 psi y utiliza dos discos de carburo de tungsteno, cada uno con una abertura semicircular. El disco posterior es fijo y el otro móvil es accionado por el eje. La rotación del disco móvil se efectúa por medio de un pistón hidráulico montado sobre una cremallera. Al actuar el fluido hidráulico un cilindro empuja el pistón y una pieza anexa a él; esta pieza engrana con un piñón montado sobre el eje, que a su vez hace girar el disco móvil. La abertura de este regulador puede variar por medio de la rotación del disco móvil respecto al fijo desde un máximo valor de 20 cm2 al cierre completo. La principal ventaja es que cuando se cierra puede mantener la presión.

Fig. 32 Choke hidráulico SWACO


A b ie r t o

R e s tr in g id o

C e r ra d o

G a s / L o d oA c e i t e H id r a u l ic o

G a s / L o d o

P la t o F ijo

P la t o M o v ib le

A s ie n t o

P la t o M o v ib le

C a m is a d e d e s g a s t e

a . P r in c ip io d e t r a b a jo

b . V is t a e n C o r t e


6.5.2 Regulador de choke fijo: Además de usar una válvula de eje ajustable, el asiento puede ser cambiado por diferentes tamaños. Algunos chokes son usados solamente si el retorno del pozo tiene una producción a rata constante por un período de tiempo comsiderable.

6.5.3 Regulador de choke variable de mando manual: El vástago y el área del asiento son de carburo de tungsteno para hacerlos mas resistentes al desgaste; esto explica porque el choke no debe ser usado como una válvula. Esta herramienta es diseñada para crear una restricción de flujo y no para dar un sello a alta presión. Las áreas de los sellos son comúnmente lavadas. Por lo tanto el choke puede ser usado para cierres iniciales solamente y respaldado inmediatamente por una válvula del circuito aguas arriba (válvulas ubicadas en el manifold antes de los chokes).4

Los chokes de estrangulamiento NUNCA deben probarse con PRESION, están diseñados solo para restringir flujo, no mantener presión.

Fig. 33 Choke variable de mando manual

6.5.4 Líneas y mangueras de alta presión:4 Well Control Equipment, part 16, SHELL.-------------------------------------------“Copia no controlada una vez esté impresa”

M a nija (H an d w heel)

E je (S tem )

E s ca la d e C a lib ra c ion (C a lib ration s ca le)

C a rca z a d e l e je (S te m hous ing)

T u erc a (N ut)

C u e rp o (H o using)

A g u ja (N e edle)

A s ie n to (S eat)

S a lid a (O ut)

E m p aq u e (P a ck ing)

A n illo d e se llo (O -ring sealing)

A ni llo d e s e llo (S e a ling ring)

E n tra da

S alida


6.5.4.1 Uniones de golpe: Las uniones entre el equipo de alta presión es normalmente un arreglo montado en tubería de acero. La unión de golpe consta de 4 partes: Un sustituto macho con una cara de sello convexa Un sustituto hembra con una cara de sello concava, una rosca cuadrada externa y

un receso interno para el anillo de sello. Una mariposa con rosca cuadrada y dos o tres agarraderas Un sello de caucho.

La forma convexa del sustituto sirve para auto alinearse cuando conectan la unión; esto facilita la conexión y asegura el asentamiento de las superficies de sello.Es importante inspeccionar ambos sellos y el sello de caucho cuando se conectan las líneas.Nota: Siempre verifique las partes por separado de las uniones para que sean las correspondientes a las presiones, ántes de conectarlas. Algunas de las clases tienen mariposas y sustitutos hembras que difieren muy poco en sus dimensioens, p.e., una unión mariposa WECO tipo 1502 entra en un sustituto macho tipo 1002, pero las roscas penetran solamente sobre una pequeña área. Cuando se aplica alta presión la unión se expande y se aparta. Cuando hay se manejan grandes volumenes pueden producir graves accidentes. Se recomienda asegurar conectando las uniones con una cadena o cable de seguridad.

Fig. 34 Uniones de golpe

6.5.4.2 Juntas giratorias chicksan: Se usan por cortos períodos en trabajos de cementación y bombeo de fluidos en trabajos especiales. La flexibilidad de una


a . S us tituto M acho

b . M ariposa c . S u s titu toH e m bra

S ust itu to M acho

A ga rrad era

A nillo de C aucho, Se llo

S us titu to H em bra


manguera giratoria es lograda por un número de juntas giratorias instaladas entre las secciones rectas de tubería. Las juntas giratorias constan de un rodamiento de balines sellado. Las bolas (balines) actúan como retenedores y rodamientos evitando que las juntas se separen al aplicar presión. Estas juntas también son llamadas chicksan y se encuentran en curvaturas cortas o largas. En líneas de operación hidráulica para BOP se recomienda el uso de chicksan cortos; para líneas de circulación, para reducir la caída de presión por fricción, se usan los chicksan largos.

Fig. 35 Mangueras giratorias y chicksan

6.5.4.3 : Mangueras de alta presión: Las mangueras de alta presión son compuestas de tres partes principales: una manguera interna, una carcaza y una manguera externa. La manguera interna es lavada y este material debe ser resistente a los fluidos que transporta. Generalmente cable de acero trenzado es vulcanizado en el caucho.La capa externa de la manguera o cubierta es dirigida para protegerla contra la corrosión y el desgaste.


a . M a n g u e ra m e tá l ic a g ira to ria

b . C h ic k s a n L a rg o c . C h ic k s a n C o rto


El diámetro del espesor de las líneas de alta presión no debe ser menor al 75% de su valor original, o sea que su desgaste máximo debe ser de un 25%. La línea que va desde la válvula HCR debe ser una manguera coflexip, la cual tienen un recubrimiento metálico, que garantiza su integridad al estar expuesta al fuego a una temperatura de 700º C por aprox., ½ hora. Se recomienda enviar cada año las mangueras coflexip a inspección de la capa interna por medio de Calibroscopio.

Conexiones de las mangueras: Las conexiones de las mangueras deben al menos tener la misma resistencia que la manguera. El punto más débil de una manguera siempre es detrás de la conexión. Las conexiones de las mangueras pueden ser: b. Desmontables (para diámetros pequeños), c. prensadas (presurizadas), d. Niples integrados y asegurados mecánicamente con una terminación macho API roscada.

Fig. 36 Diseño de manguera metálica (coflexip) y tipos de conexiones.


a . D i s e ñ o d e m a n g u e r a C o f l e x i p

b . C o n e x i o n D e s m o n t a b l e

P u n t a m a s D e b i l

D i e n t e R o s c a

T u e r c a

L i n e a d e t u b e r i a

N i p l e

c . R o t a r y H o s e

d . P r e n s a d a

B u j e d e p r e s i o n

T r o m p a

T u e r c a


Recomendaciones: Las mangueras metálicas (coflexip) son muy vulnerables. Las recomendaciones siguientes deben ser seguidas para evitar desenroscamiento, enrollamiento y minimizar el daño y vibración.

Las mangueras deben ser de la longitud adecuada e instaladas sin entorchamiento. Las mangueras deben tener la correcta relación entre el radio de curvatura y su

diámetro (R >10d, R, radio curvatura; d, diámetro manguera.) Se deben usar cuellos de ganso (goose neck) o codos para disminuir el excesivo

curvamiento en las puntas de las mangueras. Se debe prevenir golpes contra elementos metálicos. Se deben usar damper para prevenir los movimientos violentos mientras se

bombea. Las mangueras deben ser transportadas en contenedores especiales, durante la

movilización de los equipos. La máxima temperatura de trabajo es de 82º C.


P o s i c i o n m a s a lt a

P o s i c i o n m a s a lt a

L o n g i t u d d e V i a j e d e l a M a n g u e r a

A l t u r a d e l S t a n d P i p e

A lt u r a m i n i m a s o b r e l a m e s a R o t a r ia


Fig. 37 Instalación correcta de la manguera de lodos de la kelly (kelly hose)6.5.5 circuito de baja presión: En el control del pozo, para pasar el fluido contaminado y retirarle el gas, se utiliza un desgasificador vertical o poor boy, una línea de quemadero, piscinas de lodo y sistema de embudos.6.5.5.1 Separador vertical o Poor Boy: Es el primer paso para desgasificar el lodo. Es un depósito cilíndrico y vertical. El lodo entra por un lado, pasa a través de unas ranuras o bandejas soldadas al cuerpo del separador. Su objeto es laminar el lodo y facilitar la separación del gas que sale por la parte superior. El lodo desgasificado sale por debajo, por medio de un tubo en U. Para saber la cantidad de gas que lleva un lodo, suele medirse la densidad de varias muestras tomadas, una a la salida del pozo y otras de las piscinas y la diferencia es el corte de gas. La salida de fluido del separador se instala en el tanque de las rumbas. Agregar norma para diseño. 6.5.5.2 Línea del quemadero: Su instalación es obligatoria. No debe tener válvulas de corte ni en su salida ni en su trayecto y mínimo debe ser de 6” de diámetro y en tramos de 15 a 20 ft, para facilitar su manejo.

6.6 UNIDAD ACUMULADORA

Un gran volumen de fluido de operación hidráulica, almacenado bajo alta presión en el acumulador, da la energía hidráulica necesaria para cerrar y abrir los BOPs y las válvulas operadas remotamente. La capacidad de los acumuladores y su prueba de capacidad debe hacerse conforme a la norma API RP 16E. Esta unidad y su operación se discutirán como sigue:

6.6.1 REQUERIMIENTOS6.6.2 UNIDAD ACUMULADORA6.6.3 CAPACIDAD DEL ACUMULADOR


Aire a Presión de Rig (120 Psi)Aire a Presión ReguladaFluido a Presión AtmosféricaFluido a Presión Regulada 1500 PsiFluido a Alta Presión 3000 Psi

22

24 25

2728

29

30

31

32

3334

35

36

37

1213

1119

21

1716

13

10

15

1420

18

38

9

7

6

5

4

23

3

2

1


6.6.4 OPERACIÓN DEL CONJUNTO BOP

6.6.1 REQUERIMIENTOS

Fig. 38 Esquema general de unidad Acumuladora

1, Botellas de acumulación; 2, válvula de aislamiento del banco de botellas; 3, Válvula relief del acumulador (de seguridad); 4, filtro de aire; 5, lubricador de aire; 6, medidor de presión de aire; 7, interruptor de presión de aire a las bombas neumáticas; 8, válvula de bypass de interruptor de presión de aire; 9, válvulas de suministro de aire; 10, válvulas de succión de bombas de aire; 11, filtros de succión bombas de aire; 12, bombas neumáticas; 13, válvula cheque descarga de bombas neumáticas; 14, bomba dúplex o tríplex; 15, guardacadena; 16, motor eléctrico explosión proof; 17, interruptor eléctrico de presión; 18, arrancador de motor eléctrico; 19, válvula de succión bomba tríplex o dúplex; 20, filtro succión bomba dúplex o tríplex; 21, válvula cheque descarga bomba dúplex o tríplex; 22, válvula de aislamiento bomba dúplex o tríplex; 23, filtro de alta presión; 24, regulador del manifold; 25, válvula bypass del regulador del manifold; 26, válvula de 4 vías; válvula relief del manifold (de seguridad); 28, válvula descarga acumulador; 29, manómetro del acumulador; 30, unidad de regulación de presión del anular; 31, regulador de aire; 32, manómetro de presión manifold; 33, regulador anular; 34, manómetro



de presión anular; 35, transmiter de presión anular; 36, transmiter de presión del acumulador; 37, transmiter de presión del manifold; 38, caja de conexiones de líneas de aire. La unidad acumuladora debe proveerse con:

- Un múltiple de control, con capacidad de 3000 PSI de Presión de trabajo que muestre claramente las posiciones “abierto” y “cerrado” para el preventor (S) y la operación remota de la válvula en la línea del choque. Es básico que todas las unidades que operen hidraulicamente y por aire el BOP estén equipadas con válvulas reguladoras de 0 a 3000 PSI similar al tipo TR de Koomey, que no se abrirá causando perdida completa de la presión de operación.

- Bombas de alta presión impulsadas eléctricamente o por aire que cargan automáticamente las botellas acumuladoras y la presión preestablecida.Sin recargar, la capacidad acumuladora debe ser adecuada para cerrar y abrir todos los preventores y cerrar de nuevo el preventor anular y un preventor tipo ariete, y mantenerlos cerrados contra la presión de trabajo de los preventores. La unidad debe colocarse en un área segura fuera del piso de la perforación [ por lo menos 20 a 35 m (60 a 100 ft)]. Debe tener un sistema de aire de emergencia. Dos tableros gráficos para control remoto ambos mostrando claramente las

posiciones “abierto“ y “cerrado” para cada preventor y válvulas en la línea de choque. Cada uno de estos tableros debe incluir una válvula principal de cierre y controles para las válvulas reguladoras las de desvío. Un tablero debe colocarse

cerca al puesto del perforador, el otro cerca de la salida de la localización o cerca de la oficina del tool pusher. La señalización debe hacerse en placas grabadas y no pintadas.

- Se prefieren mangueras de control de alta presión con presiones de 20700 kPa (3000 psi), aunque las juntas de acero Chiksan son aceptables.

- Todas las manijas principal y de operación remota, debe tener movimiento libre en su posición a toda hora, p.ej. la manija para operar el ariete de corte nunca debe bloquearse.

- Toda las línea S de operación y conexiones de repuestos, que no se usen en el sistema, deben bloquearse correctamente.

NOTA: Todas las válvulas de cuatro vías deben estar en posiciones completamenteabiertas o completamente cerradas según se necesite; nunca deben dejarse en una posición normal o neutral. Las válvulas relief (de seguridad) deben ser certificadas cada 2 años y su presión de alivio debe ser el 10% de la presión de trabajo del acumulador (para acumuladores a 3000 psi, 3300 psi presión de alivio).

6.6.2 UNIDAD ACUMULADORA



Para la selección de la unidad acumuladora se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:♦ Hacer un diagrama del arreglo de preventores y las válvulas hidráulicas que van a

ser accionadas.♦ Determinar la cantidad de fluido y la capacidad del acumulador.♦ Seleccionar el tipo, tamaño y número de botellas para la capacidad determinada.Dentro de las unidades de acumulación tenemos: Cameron, Shaffer y Koomey, de las cuales la última es la mas usada en Colombia.

6.6.2.1 Unidades de Acumulación CAMERON.

Las unidades Cameron describen sus modelos de la siguiente forma:S 160 – 2 – 20

S= Tipo de botellas del acumulador. C, cilíndrico; S, esférico.160= Volumen total del acumulador (galones)2= Número de bombas neumáticas20= HP del motor eléctrico de la bomba tríplex.

ESPECIFICACIONES ACUMULADORES ESFERICOS CAMERON

Modelo Capac. Botellas

Fluido útil 1M a 3M psi, gal.

Número y tamaño de

botellas

Número bombas de aire

Vol. Tot. Bombas aire, gal

Vol. Tot. bombas elect, gal

H.P motor bomba

eléctrica

Tiem carga de 1M - 3M psi, min.

Volum. Tot. tk.

Alm. gal.

S-80-2-00 80 53.2 1-80 2 7.0 - - 7.6 100S-80-2-03 80 53.2 1-80 2 7.0 1.3 3 6.4 100S-80-2-10 80 53.2 1-80 2 7.0 4.3 10 4.7 100S-80-2-20 80 53.2 1-80 2 7.0 8.8 20 3.3 100

S-160-2-10 160 106.5 2-80 2 7.0 4.3 10 9.4 200S-160-2-20 160 106.5 2-80 2 7.0 8.8 20 6.7 200S-160-2-30 160 106.5 2-80 2 7.0 14.8 30 4.9 200S-240-2-20 240 159.8 3-80 2 7.0 8.8 20 10.0 300S-240-2-30 240 159.8 3-80 2 7.0 14.8 30 7.3 300S-320-2-20 320 213.1 4-80 2 7.0 8.8 20 13.4 400S-320-2-30 320 213.1 4-80 2 7.0 14.8 30 9.8 400

Tabla 14. Especificaciones acumuladores esféricos CAMERON



ESPECIFICACIONES ACUMULADORES CILINDRICOS CAMERON

Modelo Capac. Botellas

Fluido útil 1M a 3M psi, gal.

Número y tamaño de

botellas

Número bombas de aire

Vol. Tot. Bombas aire, gal

Vol. Tot. bombas elect, gal

H.P motor bomba

eléctrica

Tiem carga de 1M – 3M

psi, min.

Volum. Tot. tk. Alm. gal.

C-27-1-00 27 17.9 1-27 1 3.5 - - 5.1 58C-54-1-00 54 35.9 2-27 1 3.5 - - 10.2 58C-81-2-00 81 53.9 3-27 2 7.0 - - 7.7 100C-81-2-03 81 53.9 3-27 2 7.0 1.3 3 6.5 100C-81-2-10 81 53.9 3-27 2 7.0 4.3 10 4.8 100C-81-2-20 81 53.9 3-27 2 7.0 8.8 20 3.4 100

C-108-2-10 108 71.9 4-27 2 7.0 4.3 10 6.4 100C-108-2-20 108 71.9 4-27 2 7.0 8.8 20 4.5 100C-135-2-10 135 89.9 5-27 2 7.0 4.3 10 8.0 150C-135-2-20 135 89.9 5-27 2 7.0 8.8 20 5.7 150C-162-2-10 162 107.9 6-27 2 7.0 4.3 10 9.5 200C-162-2-20 162 107.9 6-27 2 7.0 8.8 20 6.8 200C-189-2-20 189 125.8 7-27 2 7.0 8.8 20 7.9 200C-216-2-20 216 143.8 8-27 2 7.0 8.8 20 9.0 250C-216-2-30 216 143.8 8-27 2 7.0 14.8 30 6.6 250C-243-2-20 243 161.8 9-27 2 7.0 8.8 20 10.2 300C-243-2-30 243 161.8 9-27 2 7.0 14.8 30 7.4 300C-270-2-20 270 179.8 10-27 2 7.0 8.8 20 11.3 300C-270-2-30 270 179.8 10-27 2 7.0 14.8 30 8.2 300

Tabla 15. Especificaciones acumuladores cilíndricos CAMERON

6.6.2.2 Unidades de Acumulación NL SHAFFER: Se pueden designar por funcionamiento neumático o eléctrico. Las unidades NL SHAFFER describen sus modelos de la siguiente forma: Unidades de Acumulación de accionamiento Neumático:

Modelo 2 4 120 – 3 SDonde:2: número de bombas de aire4: Relación de las bombas (4 significa 43:1)120: Capacidad total nominal del acumulador en galones3: presión de trabajo (3 = 3000 psi, 5 = 5000 psi)



S: Acumulador tipo separador (10 galones nominales por cada botella; G, Flotador guiado; B, tipo bola) Unidades de Acumulación de accionamiento Eléctrico:

Modelo T 20 120 – 3 SDonde:T: Bomba tríplex; D, bomba duplex20: HP del motor eléctrico120: Capacidad total nominal del acumulador en galones3: presión de trabajo (3 = 3000 psi, 5 = 5000 psi)S: Acumulador tipo separador (10 galones nominales por cada botella; G, Flotador guiado; B, tipo bola)

6.6.2.3 Unidades de Acumulación KOOMEY.Koomey ofrece tres series básicas de equipos: Serie T: El máximo equipo en seguridad y confiabilidad para el control de los

preventores. Serie M: Características de línea media, diseñado para alto desempeño en el

control de los preventores. Serie E: Características de la línea económica, diseñadas para un seguro y

económico control de los preventores.

Las unidades Koomey describen sus modelos de la siguiente forma:

MB110-11BFDonde:M: Serie del acumulador. E, económico; M, medio; T, topeB: Tamaño del skid. Ver tablas de especificación de unid. Acumulación.110: Volumen total del acumulador, galones.11: Tamaño de botellas acumuladoras. Galones.BF: Tipo de botellas de acumulación. BF, flotador boyante; MF, flotador metálico; ST, separador de carga en el tope; SB, separador de carga en el fondo.

Unidad acumuladora serie M: Consta de una unidad acumuladora, un ensamblaje de bombas de aire y eléctrica y un manifold de control, ademas de botellas con blader de carga superior de 11 galones.

Unidad acumuladora serie E: Consta de una unidad acumuladora, un ensamblaje de bombas de aire y eléctrica y un manifold de control. Sus botellas son de tipo flotador o blader de 80 galones montado sobre un skid.



Unidad acumuladora serie Super T: Consta de una unidad acumuladora, un ensamblaje de bombas de aire y eléctrica y un manifold de control. Sus botellas de 11 a 15 galones full open de tipo flotador boyante de carga superior.

Modelo Botellas de acumulación Max. No. Válvulas Cap. nominal de tanque, galonesInstalado Maximo

ACUMULADOR DE BOYA FLOTANTE 11 GALONES

TA100-11BF 10 209 365

TA110-11BF 11 20 9 365TA120-11BF 12 20 9 365TA130-11BF 13 20 9 365TA140-11BF 14 20 9 365TA150-11BF 15 20 9 365TA160-11BF 16 20 9 365TA170-11BF 17 20 9 365TA180-11BF 18 20 9 365TA190-11BF 19 20 9 365TA200-11BF 20 20 9 365

ACUMULADOR DE FLOTADOR BOYANTE 15 GALONESTA140-15BF 10 20 9 365TA154-15BF 11 20 9 365TA168-15BF 12 20 9 365TA182-15BF 13 20 9 365TA196-15BF 14 20 9 365TA210-15BF 15 20 9 365TA224-15BF 16 20 9 365TA238-15BF 17 20 9 365TA252-15BF 18 20 9 365TA266-15BF 19 20 9 365

TA280-15BF 20 20 9 365

Tabla 16. Especificaciones acumuladores KOOMEY serie SUPER T

Modelo Botellas de acumulación Max. No. Válvulas Cap. nominal de tanque, galonesInstalado Maximo

MA080-11ST 8 14 6 210MA090-11ST 9 14 6 210MA100-11ST 10 14 6 210MA110-11ST 11 14 6 210MA120-11ST 12 14 6 210



MA130-11ST 13 14 6 210MA140-11ST 14 14 6 210

MB150-11ST 15 22 8 280MB160-11ST 16 22 8 280MB170-11ST 17 22 8 280MB180-11ST 18 22 8 280MB190-11ST 19 22 8 280MB200-11ST 20 22 8 280MB210-11ST 21 22 8 280MB220-11ST 22 22 8 280

M230-11ST 23 26 10 350M240-11ST 24 26 10 350M250-11ST 25 26 10 350M260-11ST 26 26 10 350

MD270-11ST 27 32 12 420MD280-11ST 28 32 12 420MD290-11ST 29 32 12 420MD300-11ST 30 32 12 420MD310-11ST 31 32 12 420MD320-11ST 32 32 12 420

Tabla 17. Especificaciones acumuladores KOOOMEY serie M

Modelo Botellas de acumulación Max. No. Válvulas Cap. nominal de tanque, galones

ACUMULADOR DE BOYA FLOTANTE DE 80 GALONESEA080-80BF 1 5 210EA160-80BF 2 7 280EA240-80BF 3 10 350EA320-80BF 4 13 420

ACUMULADOR DE BOYA METALICA DE 80 GALONESEA080-80MF 1 5 210EA160-80MF 2 7 280EA240-80MF 3 10 350EA320-80MF 4 13 420

ACUMULADOR DE SEPARADOR DE 80 GALONESEA080-80SB 1 5 210EA160-80SB 2 7 280EA240-80SB 3 10 350EA320-80SB 4 13 420



Tabla 18. Especificaciones acumuladores KOOMEY serie E

6.6.3 MANIFOLD DE VALVULAS DE LA UNIDAD DE ACUMULACION:

6.6.3.1 Manifold de Unidades de Acumulación CAMERON: Usa válvulas de 4 vías y 3 posiciones haciendo confiable su uso, además de su poca frecuencia de mantenimiento. Estas resistentes válvulas pueden ser montadas en gran variedad de configuraciones dependiendo del uso y disposición que se le vayan a dar. El accionamiento de las válvulas puede ser manual, hidráulico o neumático.

Las unidades Cameron describen sus manifold de la siguiente forma:T 8 – 5 – 2 – 0

T= Tipo de montaje. T, tanque; S, stand8= Tamaño del manifold de las válvulas de cuatro vias en 1/8’s de pulgada.5= Número de válvulas2= Número de reguladores0= Número de transmiter de presión.

6.6.3.2 Manifold de Unidades de Acumulación NL SHAFFER: Usa válvulas de 4 vías. Las unidades NL SHAFFER describen sus manifold de la siguiente forma:

SU2KB6SDonde:S: Serie del modelo. S, serie S; G, serie G; E, serie EU: Clase de montaje. U, montado sobre unidad; S, montado en skid2K: Número de válvulas K. 2K, 2 válvulas; 1K, 1 válvula; 00, ninguna válvula.B: Válvula by pass. O, sin válvula by pass.6: Número de válvulas de 4 vías. 8, 6, 2.S: Tipo de válvulas de 4 vías. S, tipo selector; M, tipo manipulador.

6.6.3.3 Manifold de Unidades de Acumulación KOOMEY: Usa válvulas de 4 vías. Las unidades KOOMEY describen sus manifold de la siguiente forma:

UM2RB07A10Donde:U: Estilo de montaje. U, montado en unidad; S, skid; P panelM: Serie del manifold. T, serie T; M, serie M; E, serie E.2R: Número de reguladores. 0R, no hay; 1R, 1 regulador; 2R, 2 reguladores.B: By pass regulador. 0, no hay by pass; B, by pass; I, Válvula TR.07: Número de funciones (06 mandos manifold, 1 anular).A: Tipo de fuente de operación. 0, ninguno; M, manual; A, neumática; H, hidráulica, P,



Motor neumático; E, motor eléctrico.10: Tamaño de válvula anular y regulador. 0, ninguno; 05, ½”; 07, ¾”; 10, 1”; 15, 1 ½”.

Las válvulas de 4 vías son usadas para cerrar y abrir los preventores y ellas son actuadas remotamente, los cuales activan hidráulicamente o manualmente un cilindro. La señal piloto puede ser eléctrica, acústica, hidráulica o neumática. La válvula de 4 vías tiene un giro completo de 90º para cerrar o abrir un preventor.

Fig. 39 Operación de válvulas de 4 vías

6.6.4 PANEL REMOTO DE LA UNIDAD DE ACUMULACION: En pozos en tierra, la bomba y la unidad de acumulación con el manifold de válvulas de control son ubicados a cierta distancia lejos de la boca del pozo, por seguridad. En la mesa, un panel de control contiene válvulas operadas por aire para controlar remotamente las válvulas del manifold de la unidad de acumulación.

6.6.4.1 Panel Remoto CAMERON: Las unidades Cameron describen sus paneles remotos de la siguiente forma:

G A RC – 6 – 3 G= Gráfico (esquema de las BOP en el panel)A= Operado por aireRC= Control Remoto6= Número de válvulas3= Número de manómetros


Panel de Operacion

Panel de Operacion

Panel de Operacion

de la Bomba

a la preventora(a cerrar)

Palanca

de la Preventora

Retorno

a la Preventora(a Abrir)

de la Preventora

Fuente de Aceite

30 m (100 ft) Distancia del Pozo

Retorno

de la Bomba


MODELO No. VALVULAS 4 VIAS No. DE MANOMETROS ESTILO DE VALVULASGARC-2-2 2 2 4 VIAS RESORTE CENTRAL

GARC-3-2 3 2 4 VIAS RESORTE CENTRAL





Tabla 19. Panel de control remoto neumático CAMERON

6.6.4.2 Panel Remoto NL SHAFFER: Las unidades NL SHAFFER describen sus paneles remoto de la siguiente forma:

M G B K 6 ADonde:M: Mini panelG: Estilo de panel gráficoB: Válvula By pass, O, sin válvula By passK: Válvula KR(remota anular). 0, sin válvula KR; K, una válvula KR; 2K, 2 válvulas KR.6: Número de válvulas de 4 vías remotas.A: A, panel operado por aire; EH, operado electro hidráulicamente; EP, operado electro neumáticamente

6.6.4.3 Panel Remoto KOOMEY:Existen tipos de paneles operados por aire e hidráulicamente. PRIDE Colombia utiliza los primeros. Los paneles de control remoto operados por aire, permiten el accionamiento del acumulador desde la mesa. Las válvulas del panel de control envían señales a través del cable a los cilindros montados en las válvulas de 4 vías en el manifold del acumulador. Estas válvulas aplican la presión de fluido para operar los preventores.Los paneles de control remoto neumáticos pueden ser no empotrado, empotrados y auxiliares.Las unidades KOOMEY describen sus paneles remotos de la siguiente forma:

AO G R B 07 – FCDonde:A0: Tipo de operación. Aire; 0, no hay indicadores de posición; AE, Aire, indicadores eléctricos de posición; AP, aire, Indicadores de Posición neumáticos.G: Tipo de identificación de función. G, Ilustración gráfica; N, No gráfico.R: Control de regulador de presión; 0, ningún regulador; R, con control regulador anular de presión



B: Bypass en regulador de manifold. 0, ningún by pass; B, Bypass07: No. de funciones. p.e, 1 válvula anular y 6 en el resto del manifoldFC: Estilo de panel. FC, no empotrado; MC, Mini empotrado ó empotrado.

6.6.5 BOMBAS ELECTRICAS

6.6.5.1 Bombas eléctricas NL SHAFFER: Son bombas tríplex movidas por un motor eléctrico. Se distinguen dos modelos, montadas en la unidad de acumulación o en un skid separado. Las unidades NL SHAFFER describen sus bombas eléctricas de la siguiente forma:

T315 – 15 – 3Donde:__: Montaje de bomba. Sin símbolo, montado en la unidad; S, montado en skidT: Modelo de bomba. D25, bomba duplex (3HP - 7-1/2HP); T315, bomba tríplex (10HP – 25HP); T330, bomba tríplex 30HP; T360, bomba tríplex (40HP – 60HP).15: HP motor eléctrico3: Presión de trabajo del sistema.

La siguiente es una tabla del galonaje de cada bomba por modelo.

Modelo GPM TOTAL A 3000 PSIGALONES LITROS

BOMBAS MONTADAS EN LA UNIDADD25-3-3 1.14 4.32D25-5-3 2.19 8.29

D25-7 1/2-3 2.50 9.46T315-10-3 4.55 17.22T315-15-3 6.40 24.23T315-20-3 8.70 32.93T315-25-3 11.40 43.15T330-30-3 14.20 53.75T360-40-3 20.20 76.47T360-50-3 25.20 95.39T360-60-3 30.00 113.56

BOMBAS MONTADAS EN SKIDSD25-3-3 1.14 4.32SD25-5-3 2.19 8.29

SD25-7 ½-3 2.50 9.46ST315-10-3 4.55 17.22ST315-15-3 6.40 24.23ST315-20-3 8.70 32.93



ST315-25-3 11.40 43.15ST330-30-3 14.20 53.75ST360-40-3 20.20 76.47ST360-50-3 25.20 95.39ST360-60-3 30.00 113.56

Tabla 20. GPM y modelo de bombas eléctricas NL SHAFFER

6.6.5.2 Bombas eléctricas KOOMEY: Estas bombas pueden alcanzar por lo menos 4.9 gpm de acuerdo al diseño de ella, diámetro del pistón, longitud de recorrido y HP del motor eléctrico. Las unidades KOOMEY describen sus bombas eléctricas de la siguiente forma:

U E T 25 H T 460 Donde:U: estilo del montaje. U, unit; S, skid.E: tipo de accionamiento. E, eléctricoT: Tipo de bomba. T, tríplex; D, dúplex25: HP del motor eléctrico.H: configuración del motor. H; horizontal; V, verticalT: serie de la bomba. T, serie T movida por cadena; M, serie M movida por cadena; E, serie E movido por correas; X, especial460: voltaje de operación

La siguiente tabla muestra el galonaje de las bombas para la serie T

MODELO HORSE POWER DIAMETRO PISTON FLUJO @3000 PSIG.P.M L.P.M

UED03HT460 3 5/8 1.14 4.31UED05HT460 5 ¾ 2.19 8.29UED07HT460 7 ½ ¾ 2.50 9.46UET10HT460 10 ¾ 4.55 17.22UET15HT460 15 ¾ 6.40 24.22UET20HT460 20 7/8 8.70 32.93UET25HT460 25 1 11.40 43.15UET30HT460 30 1 ¼ 14.20 53.75

Nota: Las bombas eléctricas de las series E y M con motores de 10, 15 y 20 HP tienen la misma capacidad de bombeo que las de la serie T.

Tabla 21. GPM y modelo de bombas eléctricas KOOMEY

6.6.6 BOMBAS NEUMATICAS



6.6.6.1 Bombas neumáticas NL SHAFFER: Se distinguen dos modelos, montadas en la unidad de acumulación o en un skid separado. Las bombas montadas en la unidad dan menor tiempo de carga del acumulador conjunto a las bombas eléctricas. Las bombas montadas en skid sirven de soporte cuando se requiere mayor capacidad de bombeo. Todas las bombas incluyen Switch de presión hidroneumático, strainer de entrada de aire, lubricador, manómetro de aire y válvula by pass. Las unidades NL SHAFFER describen sus bombas neumáticas de la siguiente forma:

F A 4 1 SDonde:1: Número de bombasS: Montado en Skid; cuando no aparece es montado en unidad.

ENSAMBLAJE DE BOMBAS NEUMATICASMODELO No. BOMBAS RATA DE FLUJO GPM

1000 PSIG 2000 PSIG 3000 PSIG 4000 PSIGFA-41 1 10.0 9.0 6.0 2.6FA-42 2 20.0 18.0 12.0 5.2

Tabla 22. GPM y modelo de bombas neumáticas NL SHAFFER

6.6.6.2 Bombas neumáticas KOOMEY: Son usadas para suministrar alta presión al sistema de BOP. Están diseñadas para cada serie de acumulador. Las unidades KOOMEY describen sus bombas neumáticas de la siguiente forma:

U A 85 26 – TDonde: U: Tipo de montaje. U, unidad; S, skidA: Tipo de accionamiento. A, aire85: Tamaño del motor. 52, 5 ¼ “; 60, 6”; 73, 7 3/8”; 80, 8”; 85, 8 ½ “. 26: Cantidad de bombas y relación. 15, una 50:1; 25, dos 50:1; 35, tres 50:1; 16, una 60:1; 26, dos 60:1; 36, 60:1.T: Serie de la bomba. T, serie T; M, serie M; E, serie E.

Las siguientes son tablas de especificación de las bombas neumáticas KOOMEY para las series T, M y E.

ESPECIFICACIONES PARA BOMBAS NEUMATICAS SERIE T

MODELO NUMERO BOMBASGPM @ 125 psi de aire

1200 psi 2000 psi 3000 psiUA8516-T 1 6.0 5.0 3.9UA8526-T 2 12.0 10.0 7.8UA8536-T 3 18.0 15.0 11.7

ESPECIFICACIONES PARA BOMBAS NEUMATICAS SERIE M-------------------------------------------“Copia no controlada una vez esté impresa”


UA8016-M 1 5.6 4.6 3.6UA8026-M 2 11.2 9.2 7.2UA8036-M 3 16.8 13.8 10.8UA7316-M 1 3.9 3.6 3.2UA7326-M 2 7.8 7.2 6.4UA7336-M 3 11.7 10.8 9.6

ESPECIFICACIONES PARA BOMBAS NEUMATICAS SERIE EUA6015-E 1 2.5 2.2 1.75UA6025-E 2 5.0 4.4 3.50UA6035-E 3 7.5 6.6 5.25UA5215-E 1 3.3 3.0 2.5UA5225-E 2 6.6 6.0 5.0UA5235-E 3 9.9 9.0 7.5

Tabla 23. GPM y modelo de bombas neumáticas KOOMEY

6.6.7 SISTEMA DE ALARMAS: 6.6.7.1 ALARMA DE BAJA PRESIÓN: Cuando la presión hidráulica cae por debajo de la presión seteada, se activa un switch el cual acciona una luz y un pito, dando la alarma.6.6.7.2 ALARMA DE BAJO NIVEL: Cuando el flotador del tanque cae por debajo del mínimo nivel de fluido, acciona un switch que activa una luz y un pito, dando la alarma. 6.6.8 VALVULA NEUMATICA REGULADORA DE PRESION DEL ANULAR (TR) Esta válvula es exclusiva de Koomey la cual se encuentra en dos tamaños (4x4 TR4 y 5X5 TR5) y reemplaza las válvulas manuales de tornillo. Esta válvula tiene una gran capacidad de flujo. Esta válvula es muy sensible, excelente para trabajos de stripping. Puede ser usada con anulares Hydril o Shaffer, los cuales requieren un máximo de presión de 1500 psi. Con una simple adaptación, la válvula puede ser usada con el anular Cameron tipo D el cual requiere una presión de cierre de 3000 psi.KOOMEY describe su diseño de válvula TR de la siguiente manera:

M TR L 4 1500 0 05Donde:M: Tipo de operación. M, manual; P, neumático; H, hidráulico; S, submarinoTR: Serie. Marca registrada.L: Control remoto. Sin L, manual; L, remoto.4: Tamaño. 4, tamaño de cuerpo 4”; 5, tamaño cuerpo 5”.1500: Límite de presión. 500 psi, 1000 psi, 1500 psi, 3000 psi.0: Accesorios. 0, ninguno; I, mecanismo interno05: Subplate. 00, ninguno; 05, ½ “ NPT; 10, 1” NPT; 15, 1 ½ “ NPT.


2 . B o t e l l a s C i l í n d r i c a s

1 . B o t e l l a A c u m u l a d o r a s E s f é r ic a s 8 0 G a l o n e s

b . T i p o D i a f r a g m aa . T i p o F l o t a d o r

c . S e r i e " E " D i a f r a g m a S t a n d a r d

b . S e r i e " M " D i a f r a g m a C a r g a S u p e r i o ra . S e r i e " T " F lo t a d o r


Este válvula reguladora de presión del anular es más segura que la válvula AKR (Air Koomey Regulator). La válvula AKR necesita suministro constante de aire para mantener su regulación; al momento de cortarse este suministro, la presión pasa directamente desde el acumulador al sistema de cierre del anular.

6.6.9 BOTELLAS DE ACUMULACIONLa energía hidráulica necesaria para operar los BOP”s se almacena en varias botellas pequeñas que contienen un diafragma de tipo arrastre o un pistón para separar el nitrógeno del fluido hidráulico (ver fig. 16.36).

La presión de precarga de nitrógeno debe ser 6.900 kPa. (1.000psi) en un sistema para 20.700 kpa (3000 psi. la precarga del nitrógeno debe revisarse mensualmente, si es operacionalmente posible, con un sistema hidráulico de presurizado y usando para recargar solamente nitrógeno. Las botellas están disponibles cada una con una capacidad de 37.85, 75.7 o 113.155 lts (10, 20, 30 galones.)EL tamaño necesario del acumulador se puede encontrar en las recomendaciones del fabricante y esta basado en la ley de Boyle.Las botellas de acumulación deben dividirse en cuatro secciones (dependiendo del número de ellas) para evitar mal funcionamiento de todo el sistema si alguna de ellas se daña (API RP 16E).Cada 10 años se deben someter a pruebas hidrostáticaS (API 510, sección 6.4), generalmente 1.5 la presión de trabajo.



Fig. 40 Tipos de botellas acumuladoras

RECOMENDACIONES DE MANTENIMIENTO DE ACUMULADOR KOOMEY:1. Unidad de Acumulación: a) Botellas de acumulación; chequee la precarga de nitrógeno semanalmente, la

presión debe ser de 1000 psi +/- 10%.b) Fluido del tanque de hidráulico; inspeccionar semanalmente por formación de

sedimentos. Drenar y limpiar si se necesita. Llenar el tanque hasta 8” abajo del tope.

2. Bombas neumáticas:a) Interruptor de presión de aire de las bombas neumática; Para subir el punto de

apagado, gire la tuerca de ajuste del resorte de izquierda a derecha. Para bajar el punto de apagado, gire la tuerca de ajuste del resorte de derecha a izquierda.

b) Lubricador de aire; chequee semanalmente el nivel de aceite. Llene con aceite lubricante SAE 10 solamente.

c) Filtros de succión de bombas neumática; limpiar semanalmente con agua caliente o ACPM.

d) Empaque de la bomba; Las bombas super sixty y Big sixty tienen un resorte cargado empacado y no requiere ajuste o mantenimiento. En las demás bombas, sus empaques deben ser ajustados para evitar fugas; no se deben sobre ajustar.

3. Bomba tríplex eléctrica: a) Ajuste de interruptor eléctrico de presión; remueva la tapa del tornillo al lado

derecho del interruptor para mostrar el tornillo de ajuste. Para subir el punto de apagado, gire el tornillo de ajuste en contra de las manecillas del reloj hasta el punto



deseado de apagado. Para bajar el punto de apagado, gire el tornillo de ajuste en sentido de las manecillas del reloj hasta el punto deseado de apagado.

b) Carter; chequee el nivel de aceite mensualmente.c) Guarda cadena; chequee el nivel de aceite mensualmente.d) Empaque de la bomba tríplex o dúplex; inspección semanal. Revisar el

apretamiento de los empaques y ajustarlos para evitar fugas, dejando una película muy fina para lubricación.

4. Manifold de Control.a) Reguladores; opere completamente la válvula en todo el rango operativo y resetié a

la presión requerida. Varíe el seteo para eliminar el desgaste permanente del asiento y el corte de los sellos.

b) Transmiters de aire; El regulador del transmiter de aire debe ser seteado a 15 psi. NO CAMBIE ESTE VALOR.

c) Válvula de Control de 4 vías; Aplique grasa a la válvula.d) Cilindros de aire; Lubrique el pistón con un buen lubricante a base de silicona.

Engrase el montaje del tornillo en el cilindro de aire.e) Chequeo semanal; abra la puerta de inspección de 4” e inspeccione el venteo de los

retornos de los reguladores, válvulas de control y válvulas relief (de seguridad), por fugas. Repare o remplace si es necesario.

INSTRUCCIONES PARA PRECARGA CON NITROGENO DE BOTELLAS TIPO DIAFRAGMA

1. Pare las bombas neumáticas cerrando las válvulas de suministro de aire.2. Pare la bomba eléctrica girando el interrruptor eléctrico a la posición apagado

(OFF).3. Abra las válvulas de cierre del banco de botellas.4. Abra la válvula de purga para liberar todo el sistema.5. Siga las instrucciones de precarga.

a) Remueva la tapa y la guarda de la válvula de la botella y conecte un ensamblaje de carga con manómetro.b) Baje el tornillo T manual para chequear la presión de precarga de nitrógeno. Se debe leer 1000 psi +/- 10%. 1. Si la presión es mas baja, conecte la línea de precarga al ensamblaje. Abra lentamente la válvula de la bala de nitrógeno hasta llegar a 50 psi, luego proceda a incrementar hasta la presión deseada. Cierre la válvula. Si la presión no se incrementa, el diafragma está dañado y debe ser remplazado. 2. Si la presión es mas alta, abra la válvula de purga del ensamblaje hasta la presión deseada.c) Remueva ensamblaje de carga y el manómetro y chequee la válvula por fugas.d) Reubique la tapa y la guarda de las botellas de acumulación.



Para botellas acumuladoras esféricas de 80 galones siga las mismas instrucciones para su precarga.

6.6.10 DIMENSIONAMIENTO DE UNIDAD DE ACUMULACION:

6.6.10.1 METODO CAMERON; Se debe sacar un resumen de los elementos que van a necesitar accionamiento hidráulico desde la unidad de acumulación; remitirse a la tabla 17 y recopilar los datos de volúmenes de cierre y apertura para cada uno realizando la función de cerrar – abrir – cerrar. Al volumen total multiplíquelo por 1.25 como reserva de fluido y a este resultado multiplíquelo por 1.5 (factor de seguridad)∗ . Para acumuladores CameronPor ejemplo: Usando una BOP cameron anular tipo D y tres tipo U 13-5/8” x 5000 psi.

PREVENTOR VOL.CERRAR VOL. ABRIR VOL. CERRAR TOTAL GALONESAnular tipo D 12.1 10.3 12.1 34.5

Arietes #1 tipo U 5.8 5.5 5.8 17.1Arietes #2 tipo U 5.8 5.5 5.8 17.1Arietes #3 tipo U 5.8 5.5 5.8 17.1Valv. Hidráulica 0.0 0.6 0.0 0.6Valv. Hidráulica 0.0 0.6 0.0 0.6

Total galones requeridos para cerrar – abrir – cerrar 87.0Volumen 25% de reserva, galones. 21.8Volumen Total de fluido requerido, galones. 108.8

Para hallar el volumen total necesario del acumulador, se debe multiplicar por 1.5. Así,

108.8 gal x 1.5 = 163.2 gal.

Se recomendaría un acumulador con un volumen de 160 o 162 galones. Por lo tanto, el acumulador sería un modelo C-160-2-10 ó C-162-2-10. Las especificaciones serían: 6 botellas cilíndricas de 27 gal c/u, fluido útil 108.8 galones (163.2 x 0.667= 108.8 gal.), 2 bombas neumáticas, una bomba tríplex con un motor de 10 HP, volumen del tanque de hidráulico 200 galones y un tiempo de carga de 9.63 minutos (108.8/(7.0gpm+4.3gpm)= 9.63 min.).

Con 1000 psi de precarga, cada botella contiene 2/3 de su volumen de fluido útil. Por lo tanto, se divide el total de fluido útil requerido por 2/3 (0.667) o se multiplica por 1.5.-------------------------------------------“Copia no controlada una vez esté impresa”


6.6.10.2 METODO NL SHAFFER: Se debe sacar un resumen de los elementos que van a necesitar accionamiento hidráulico desde la unidad de acumulación; remitirse a la tabla 17 y recopilar los datos de volúmenes de cierre y apertura para cada uno realizando la función de cierre y al total del volumen se multiplica por 1.5, como factor de seguridad, para hallar el volumen total requerido.

PREVENTOR VOL.CERRAR (galones)Anular Spherical 13-5/8” x 5000 psi 23.6Arietes #1 tipo U 11.6Arietes #2 tipo U 11.6Arietes #3 tipo U 11.6Volumen total cierre BOP 58.4Volumen seguridad 50%4 29.2Volumen total incluyendo factor seguridad 87.6

Cálculo del fluido útil: P1V1 = P2V2 = P3V3Donde P= Presión absoluta en psi V= Volumen de Nitrógeno 1= Precarga (1000 psi)

2= Carga completa (3000 psi) 3= Descargado (1200 psi)

El volumen de fluido acumulado en cada botella de 11 galones (10 galones de capacidad nominal):V2 = P1 V1 / P2V2 = (1000) x (10) / 3000 V2 = 3.4 galones de nitrógeno, entonces 10 gal-3.4 gal = 6.6 gal de fluido de control almacenado en cada botella.El fluido útil a 1200 psi: V3 = (1000) x (10) /1200V3= 8.4 galones de nitrógeno; entonces, 10 gal – 8.4 gal = 1.6 galones de fluido de control remanente.Por lo tanto, sustrayendo el remanente de fluido de control del fluido almacenado:

6.6 – 1.6 = 5.0 galones disponibles de fluido útil.

Para dimensionar el acumulador necesario se pueden hacer los siguientes cálculos: Galones para cerrar + Factor de seguridad (50%) x 2.0

Usando el ejemplo de arriba: 87.6 galones x 2.0 = 175.2 galones; Así el volumen requerido de hidráulico en las botellas es de 180 galones.

4 Es recomendado este factor, para remplazar el fluido de cierre en las líneas al accionar las BOP. Manual Shaffer.-------------------------------------------“Copia no controlada una vez esté impresa”

V2

Fluidoútil

V3 V1

Nivel de fluido @3000 psi




Fig. 41 Esquema volumen en botellas de acumulación a 1000, 1200 y 3000 psi

TABLA RESUMEN DE VOLUMENES DE APERTURA Y CIERRE DE PREVENTORESTamaño /

presion psi.Cameron

tipo D, gal.

Cameron tipo U,

gal

Cameron Tipo F W2 oper. Gal

Cameron tipo ORC

gal.

Hydril tipo GL, gal

Hydril Tipo GK,

gal

Hydril Tipo

MSP, gal

Shaffer LWS w /

posi-lock

Shaffer Spherical,

galClose Open Close Open Close Open Close Open Close Open Close Open Close Open Close Open Close Open

4-1/16x10M - - - - - - - - - - - - - - - - - -6X2M - - - - - - - - - - - - 2.85 2.85 - - - -6 X3M - - 1.3 1.3 1.5 2.3 0.81 0.95 - - 2.9 2.9 - - - - 4.5 3.26 X 5M 1.7 1.4 1.3 1.3 1.5 2.3 0.81 0.95 - - 3.9 3.9 - - - - 4.5 3.2

7-1/16X 10M 2.7 2.4 1.3 1.3 1.5 2.3 - - - - 9.4 9.4 - - - - - -7-1/16X 15M 1.3 1.3 1.5 2.3 - - 7.2 6.6

8 X 2M 4.6 4.68 X 3M 2.4 2.7 4.3 4.3 7.2 5.08 X 5M 2.4 2.7 6.8 6.8 11.1 8.79 X 10M 15.9 15.910 X 2M 7.4 7.410 X 3M 3.4 3.2 2.8 3.7 2.8 3.2 7.4 7.4 11.0 6.810 X 5M 5.6 4.7 3.4 3.2 2.8 3.7 2.8 3.2 9.8 9.8 4.8 4.2 18.7 14.611 X 10M 10.1 9.0 3.4 3.2 2.8 3.7 - - 25.1 25.1 4.2 3.712 X 3M 5.8 5.5 4.1 5.3 4.4 5.0 11.4 11.4 5.3 4.7 23.5 14.7

13-5/8X5M 12.1 10.3 5.8 5.5 19.8 13.2 18.0 18.0 5.3 4.7 23.6 17.413-5/8X10M 18.1 16.1 5.8 5.5 34.5 34.5 11.7 105 51.2 43.713-5/8X15M 11.7 11.3

14 X 5M 4.1 5.316 X 2M 5.0 6.0 6.0 7.0 17.4 17.416 X 2M 10.6 9.8 5.0 6.0 21.0 21.0 7.3 6.4

16-3/4X5M 10.6 9.8 33.8 23.5 28.7 28.7 7.3 6.4 33.3 25.618 X 2M 6.0 7.0 21.1 21.1

18-3/4X5M 44.0 29.3 43.2 37.618-3/4X10M 24.9 23.0 15.3 13.2 32.6 16.9

20 X 2M 8.4 7.9 5.0 6.0 31.1 31.1 7.8 6.920 X 3M 8.4 7.9 5.0 6.0 7.8 6.9

21-1/4X5M 58.0 38.7 61.4 47.8



21-1/4X7.5M 20.4 17.8 16.1 13.9

21-1/4X10M 26.5 24.1 16.1 13.9

26-3/4X2M 10.4 9.926-3/4X3M 10.4 9.9

Tabla 24. Volúmenes de cierre – apertura vs marca, tamaño y presión de preventores.

6.6.10.3 METODO KOOMEY: El volumen total del acumulador para un sistema de control de preventores operando a alta presión o en un ambiente de H2S, debe ser dimensionado para un cierre total (arietes de tubería, arietes ciegos, anular, HCR), abrir y cerrar el anular y cerrar todos los arietes. Esto debe ser hecho con las bombas apagadas mientras se tiene un mínimo de 1200 psi de presión de operación.

1. Determine los galones totales para cerrar, abrir y cerrar los preventores.

TIPO DE PREVENTOR MARCA TIPO TAMAÑO PRESION TRABAJO

GALONES PARACERRAR ABRIR

Anular HYDRIL GK 11’’ 10000 PSI 25.10 18.07Arietes de Tubería CAMERON U 11’’ 10000 PSI 3.31 3.16

Arietes Ciegos CAMERON U 11’’ 10000 PSI 4.23 4.03Arietes de Tubería CAMERON U 11’’ 10000 PSI 3.31 3.16

TOTAL 35.95 28.42

La capacidad total del sistema de acumulación sería o excedería los siguientes requerimientos:Galones para cerrar todos los preventores 35.95Galones para abrir todos los preventores 28.42Galones para cerrar todos los preventores 35.95Galones totales útiles de fluido requerido (VR) 100.32

2. Calcule el volumen total requerido de las botellas del acumulador (nitrógeno y fluido, derivado de la ley de Boyle, P1V1 = P2V2):

V3 = VR/((P3/P2)-(P3/P1)) = 100.32 / ((1000/1200)-(1000/3000)) = 200.64 ó 200 galones.

3. Determine el número de botellas de acumulación requeridas dividiendo el volumen total de las botellas (nitrógeno mas fluido) por la capacidad nominal. La capacidad nominal el tamaño de las botellas, menos un galon disponible para el desplazamiento del diafragma.

Usando botellas de 11 galones,Volumen total de las botellas 200.64



Capacidad nominal de las botellas (11-1=10) ÷ 10.0

Número botellas de 11 galones 20.06 ó 20

6.7 EQUIPOS DE CONTROL EN LA SARTASon los equipos que permiten cerrar rápidamente la sarta de perforación. Su presión de trabajo debe ser igual o superior a la presión de trabajo de la cabeza del pozo. La kelly debe estar equipada en su parte superior de una válvula de cierre rápido y de pleno paso como el KELLY COCK. Se recomienda colocar una segunda válvula en la parte inferior.

6.7.1 KELLY COCKS6.7.1.1 Kelly Cock superior: Es una válvula accionada exteriormente por medio de una llave. El sello se mejora a medida que la presión del pozo aumenta. Esta válvula no necesita lubricación. Sus conexiones hembra y macho son izquierdas.

6.7.1.2 Kelly Cock inferior: Es una válvula de cierre esférico entre la cabeza de la sarta y la kelly. Tiene el mismo diámetro nominal que esta, y sus conexiones son macho y hembra. Tiene la característica de cerrar hacia ambos lados. Para asegurar el cierre tiene un pasador que hace de stop, impidiendo que la bola de cierre gire mas de 90º desde su posición abierta a cerrada.

6.7.1.3 Kelly Guard: Está fabricada en una sola pieza, lo que permite una gran resistencia a la tracción (1.000.000 lb) y a la presión (10.000 psi). Elimina el punto débil que supone la conexión en mitad del cuerpo y permite ahorro de longitud y peso. Está diseñada para que pueda ser abierta al estar sometida a presión.


Anillo Sup. Partido

Anillo Inf. Partido

Bola

Anillo resorte

Asiento Superior

Orificio hexagonalpara manejo

Asiento Inferior

Sello

Bola

Anillo

b. Kelly Cock Hydril Superior b. Kelly Cock Hydril Normal c. Gurada Kelly Cock Hydril Especial

Empaque del eje

Tuerca Ciega

RetenedorPlato retenedor

Arandela del eje

Llave


Fig. 42 Kelly Cock, kelly cock inferior, kelly guard.

6.7.2 INSIDE BOP’s

6.7.2.1 Gray Valve: Es mantenida en la mesa en posición abierta por medio de una varilla y un tornillo. Cuando hay un poco flujo la válvula se puede instalar directamente en la tubería. Sin embargo, con flujos fuertes no se puede instalar, así que primero se instala una kelly cock la cual permite un flujo mayor y posteriormente se instala la gray valve. Una vez roscada se retira la cabeza con el tornillo y se puede conectar la kelly.

6.7.2.2 Drop-in check valve: Llamada válvula anti retorno tipo bombeada. No está montada normalmente en la sarta así que no interfiere en las operaciones de perforación. Solamente se bombea para controlar la presión en la tubería durante un amago de reventón. El sustituto o asiento debe ubicarse cerca de las botellas de perforación. Al bombear la válvula, esta se anclará automáticamente al llegar al asiento. Después el lodo puede ser bombeado sin problemas a través de ella.

6.7.2.3 Float Sub (válvulas flotadoras): Se colocan dentro de la sarta encima de la broca, para evitar el retorno de lodo por la tubería. Tiene ciertas desventajas como: Riesgo de taponamiento en caso de bombeo de material sellante. Dificultad para medir la presión en cabeza de la tubería durante una patada de

pozo. Necesidad de llenado de la sarta durante la bajada en un viaje.Las válvulas mas usadas son las BAKER en sus modelos F, G y GC.




a. Modelos de Float Valve Baker

Modelo F Modelo GC Modelo G

Sub de cierre con saliente(Locking sub with lugs)

Tornillo de cierre soltador de la valvula(Valve release lock screw)

Varilla de la valvula(Valve rod)

Asiento de la valvula(Valve Seat)

Valvula(Valve)

Resorte(Spring)

Yaws

Cuerpo Deslizador(Slip Body)

Arandela(Washer)

Cuerpo(Body)

Bola(Ball)

Empaque(Packer)

Copa de la Nariz(Chose Cup)

b. Gray Valve c. Drop in Check Valve d. Sistituto de Drop in Check Valve

Bola(Ball)

Anillo(Stop Ring)


Fig. 43 Inside BOP

7.PRUEBA DEL EQUIPO PARA CONTROL DE POZO

La cabeza del pozo y el equipo para control del pozo deben probarse para asegurar una correcta operación e integridad de presión contra las presiones anticipadas más altas.Deben hacerse pruebas funcionales:- Después de instalar y armar.- Sobre los arietes ciegos y de corte cada vez que se saca la broca.- Sobre todos los preventores (cierre de los arietes de tubería alrededor de la

tubería), válvulas en la línea de matar/choque y válvulas tapón cada vez que se corra una broca nueva. (Cuando la broca este en el zapato del revestimiento.

Debe hacerse regularmente pruebas de presión (con agua):- Después de la instalación de la cabeza del pozo y BOP’s.- Una vez por semana.- Antes de perforar dentro de una zona que se presuma de alta presión

Todas las pruebas deben informarse en el registro diario del perforador.Este tema cubrirá lo siguiente: PRUEBA DE REVESTIMIENTO PRUEBA DEL “X BUSHING” Y EL CONJUNTO DE CUÑA PRUEBA DE PRESION DEL EQUIPO PARA CONTROL DE POZO PRUEBAS PARA ACUMULADORES EVALUACION DE LAS PRUEBAS DE PRESION

7.1 PRUEBA DE PRESION DE REVESTIMIENTO



El revestimiento se prueba directamente después que el tapón superior se ha asentado, cuando la lechada de cemento se ha desplazado mientras el cemento este aun blando.La presión calculada para la prueba debe compararse con el 75% de la presión de rotura de revestimiento. La presión real de prueba es el valor mas bajo de los dos valores.

7.1.1 PRUEBAS SUBSECUENTES DE PRESION: Los revestimientos de superficie e intermedio pueden probarse a presión después de un periodo de 30 días de perforación a través de ellos y luego cuando se juzgue necesario. Estos revestimientos también se prueban después que de instale un “Liner”.Los 80 m (250 ft) inferiores del revestimiento no se prueban a presión durante estas pruebas subsecuentes. Esto para evitar el daño de la cementación primaria. La misma consideración se aplica si hay hidrocarburos presentes detrás del revestimiento, y la prueba de presión no se ejecuta dentro de los 80 m (250 ft) de la sección pertinente.

7.2 PRUEBA DEL “X BUSHING” Y EL CONJUNTO DE CUÑA Y SELLO O COLGADOR BRX: Antes de que se instale el carrete de la cabeza del revestimiento sobre la cabeza del pozo se deben instalar las válvulas laterales. Estas válvulas se prueban primero a su presión designada usando una brida de prueba. Una vez que se instale el carrete sobre la cabeza del pozo se energiza el sello del “x bushing” por sometimiento plástico. Tan pronto como se energice el sello se prueba a presión antes que se atornille completamente el conjunto del BOP.

7.3 PRUEBA DE PRESION DEL EQUIPO PARA CONTROL DE POZO7.3.1 PRUEBA PARA LA CABEZA SUPERFICIAL DEL POZO Y EL EQUIPO BOP: Después de armar los BOP’s se hace una prueba funcional para que todas las líneas de operación hidráulica estén armadas correctamente. La cabeza completa del pozo los BOP’s y las conexiones del múltiple se pueden probar entonces usando un probador tipo copa (Cup Tester) y el preventor anular cerrado. La presión de prueba es el valor mas bajo entre la presión de rotura del revestimiento y el rango de presión de la cabeza del pozo y del BOP. Los preventores se prueban a su presión de trabajo utilizando un probador tipo copa (Cup Tester) el cual asienta en las áreas de asentamiento del carrete de la cabeza del revestimiento. También puede usarse un probador tipo tapón (Plug Tester) o una herramienta de combinación para prueba y para correr el “wear bushing” (fig. 44).Cuando se aplique la presión de prueba las salidas laterales del carrete de la cabeza del revestimiento que están por debajo del tapón de prueba deben abrirse para evitar presurizar el revestimiento por debajo. Los preventores de ariete se prueban cerrándolos alrededor algunas juntas de tubería ó se puede usar una junta o un sub



corto de prueba con un hueco perforado lateralmente, o la línea de matada. El primer método tiene la ventaja que la presión de prueba se puede descargar en un choque, instalado para este propósito en el múltiple del “Standpipe”.Para probar a los arietes ciegos, debe usarse la línea de matada, ya que la presión del pozo (o la presión de prueba ) ayuda a cerrar la mayoría de los preventores. Estos también deben probarse a una presión de operación baja (3450 kPa a 500 psi).El probador tipo de copa se corre con la punta de la tubería abierta para evitar presurizar el revestimiento. La tubería debe ser suficientemente fuerte para sostener la carga de tensión causada por la presión hidráulica sobre el área de la copa. F= P x ADonde F= carga de la tubería; P= presión, en psi; y A = área, en pulgadas cuadradas


T u b e r ia( d r i l l p ip e )

B r id a d e c ie r re( lo c k in g f la n g e )

P re v e n t o r a d e l C a r r e t e d e p e r fo ra c io n( b lo w -o u t p re v e n t e r o f d r il li n g s p o o l)

C a r re te d e c a b e z a d e re v e s tim ie n t o( h o u s in g o r c a s in g h e a d s p o o l)

P ro b a d o r t ip o c o p a( c u p - ty p e t e s te r)

A n i ll o s " O " o e m p a q u e h id ra u lic o( O - r in g s o r h y d ra u l ic p a c k in g )

R o s c a s d e la v a lv u la d e c o n tra p re s io n( b a c k -p re s s u r e v a lv e th re a d s )

a . P r o b a d o r t ip o c o p a

b . P r o b a d o r t ip o T a p ó n

c . U s a d a c o m o h e r ra m ie n ta d e p ru e b ad . U s a d a c o m o h e r ra m i e n ta p a ra

c o r re r o re c u p e ra r u n W e a r B u s h in g

P re v e n t o r a d e l C a r r e t e d e p e r fo ra c io n( b lo w -o u t p re v e n t e r o f d r il li n g s p o o l)

B r id a d e c ie r re( lo c k in g f la n g e )

C a r re te d e c a b e z a d e re v e s tim ie n t o( h o u s in g o r c a s in g h e a d s p o o l)

P re v e n t o r a d e l C a rr e t e d e p e r fo ra c io n( b l o w -o u t p re v e n t e r o f d r il l in g s p o o l)

B ri d a d e c ie r re( lo c k in g f l a n g e )

C a r re te d e c a b e z a d e re v e s t im ie n to( h o u s in g o r c a s in g h e a d s p o o l)


Fig. 44 Prueba en superficie de cabeza de pozo y BOP

La sarta de prueba en tal caso, se suspende del bloque para supervisar la carga de tensión. Cuando se prueban los ariete ciegos debe usarse un probador tipo tapón (Plug Tester) ó el probador tipo copa (Cup Tester) debe convertirse en tapón ciego.

7.3.2 MULTIPLE DEL CHOQUE, VALVULAS, LINEAS DE MATADA Y DEL CHOQUE Y VALVULAS EN LAS SALIDAS LATERALES: El múltiple del choque, válvulas, líneas de matada y del choque y válvulas en las salidas laterales se prueban a presión con agua hasta la capacidad de presión de trabajo de los preventores tipo ariete. Cada parte debe probarse separadamente. Para asegurarse que las líneas no estén bloqueadas deben lavarse antes, y recordar que las pruebas no deben hacerse contra los choques cerrados. Para programas de pruebas tenga en cuenta:- Asegurarse de tener disponibilidad de los tamaños de los probadores tipo tapón

(Plug Tester) y de copa (Cup Tester) necesarios para la prueba de presión de la cabeza del pozo y del equipo BOP para todos los revestimientos programados.

- La kelly y sus “kelly cock” también deben probarse regularmente a su capacidad de presión de trabajo con un sustituto de prueba.

- Si cualquiera de las pruebas de arriba indican una falla del equipo, este debe reparase y probarse de nuevo antes de realizar la perforación, o antes que se permita ejecutar cualesquiera otras operaciones.

- Revise frecuentemente que estén apretados los tornillos de las bridas y grapas, en especial después de las pruebas de presión.

- Bombee por las líneas de matada y de choque a intervalos regulares pero desplace el lodo pesado del múltiple del choque y de las líneas de matada para evitar el asentamiento de la barita en las líneas. En condiciones de congelamiento reemplace el lodo en las líneas por un fluido que pueda soportar bajas temperaturas.

RECOMENDACIONES: Todo el equipo de control de pozo, exceptuando el preventor anular, deberá ser

probado según los siguientes criterios:♦ Máxima presión esperada en el hueco para la prueba de la cabeza de pozo.♦ 90% de la presión de Burst del casing.-------------------------------------------“Copia no controlada una vez esté impresa”


♦ Presión de trabajo de la cabeza de pozo.♦ Presión de trabajo de las preventoras.♦ Los preventores anular deben ser probados a máximo el 70% de la presión de

trabajo si no se especifica otra. La prueba de presión y de funcionamiento del equipo de control de pozo, debe

llevarse a cabo siguiendo las normas anteriores y con frecuencia no mayor a 15 días. Los resultados deben ser reportados en el formato para este fin (OP 007).2

7.4 PRUEBAS PARA ACUMULADORES: La presión de precarga del acumulador debe revisarse antes que se perfore el cemento y luego a intervalos regulares. La prueba de comportamiento de la unidad reguladora se hace operando todos los BOP’s con la energía almacenada en el acumulador, p.ej., la presión y el volumen disponibles sin recargar. El procedimiento completo de prueba es como sigue: Revise la presión del fluido en el acumulador. Revise el nivel del deposito en el acumulador. Desconecte las bombas del acumulador. Cierre y abra todos los preventores y revise la presión del fluido en el acumulador,

informe los tiempos de cierre. Debe quedar presión y volumen remanentes para cerrar un preventor anular y uno tipo ariete.

Conecte las bombas del acumulador. Registre el tiempo de recarga del acumulador por cada set de bombas (neumáticas

y eléctrica). Compare el tiempo de cierre del BOP y el tiempo de recarga del acumulador con los

datos del fabricante para el sistema en uso.

7.5 EVALUACION DE LAS PRUEBAS DE PRESION: Como el objetivo de las pruebas de presión es detectar escapes; todas las pruebas de presión en el equipo del control del pozo se hacen con agua. Esto es porque el lodo tiene propiedades sellantes que podrían sellar temporalmente escapes pequeños. Para asegurar que todos los escapes pequeños también se detectan debe observarse por lo menos 10 minutos la presión de prueba aplicada y hacer un registro de presión contra tiempo. Este gráfico permite una evaluación de la prueba de presión. Una presión constante durante 10 minutos totales de la prueba obviamente es aceptable, pero una cierta caída de presión también se acepta con frecuencia, según la forma en la cual ocurra esta.

Los siguientes requerimientos para la instalación permiten efectuar operaciones seguras para el control del pozo:

2 Drilling and Well Operations Policy, BP global, may 2003, pag. 9-1, 9-2, 9-3, 9-5, 9-6, 9-7, 16-1, 20-2, 20-3-------------------------------------------“Copia no controlada una vez esté impresa”


- Instale adecuado equipo en la cabeza del pozo para sostener las presiones anticipadas y deje para operaciones futuras remediales.

- Instale los preventores tipo ariete en forma correcta.- Todas las conexiones accesorios, válvulas, tuberías, etc...; sujetos a presiones del

pozo, deben ser bridadas, grapadas o soldadas y deben tener una mínima presión de trabajo igual a la capacidad de presion de trabajo de los preventores.

- Las válvulas deben lavarse por los huecos cuando estén en posición abierta. Las válvulas y accesorios roscados son aceptables solo en instalaciones hasta 3000 psi de presión de trabajo.

- Revise que todos los empaques del anillo estén limpios e instale los nuevos recubiertos con aceite ligero. Nunca instale empaques de anillos secos o usados.

- Todos los tornillos y accesorios deben estar en su puesto y apretados, y todas las conexiones probadas a presión antes de reanudar la perforación.

- El DI del niple campana que se instale debe ser suficientemente grande para pasar los conjunto de cuña y sello. Los conjuntos de cuña y sello deberán asentarse preferiblemente a través de los BOP’s

- Todas las válvulas operadas manualmente deberán estar equipadas con volantes y listas para su uso inmediato.

- Los preventores tipo ariete en conjuntos de BOP en superficie deberán instalarse con extensiones y volantes conectados listos para usarlos.

- Las salidas laterales de la cabeza del pozo no deben usarse para propósitos de matada, excepto en emergencias serias.

- Todas las líneas de tubería deberán anclarse con seguridad.- Las líneas de choque deberán estar tan rectas como sea posible: no más de una

línea de choque debería conectarse al múltiple del choque.- Las líneas de matada no deben usarse para operaciones rutinarias de llenado

8. FLANCHES O BRIDAS.

Existen varios tipos de flanches disponibles. El tipo y material de un flanche depende de la labor de servicio de la línea o equipo en donde se instalara

8.1 Estándares de los flanches.Para tubería de procesos los dos estándares de flanche mas comúnmente usados son ANSI B16.5 (American National Standards Institute) y BS 1560 (British Standards). Un tercer estándar es API 6A (American Petroleum Institute) especifica flanches para equipo de la cabeza del pozo, Bop´s y de árboles de Navidad.



8.1.1 Caras de los flanches: Existen tres tipos de caras de flanche comúnmente encontrados. Los cuales son:

a) Flanche de Unión De Tipo Anillo o Ring Gasket (RTJ): Típicamente usado en las labores más severas, por ejemplo en tubería de gas a alta presión. Una empaquetadura metálica de tipo anillo(ring gasket) debe ser usada en estos flanches.

RTJs o sellos para API 6A Tipo 6B, BS 1560 y ANSI B16.5: El sello está hecho por deformación plástica de la empaquetadura RTJ o ring gasket en la ranura en el flanche resultando en un contacto intimo metal-metal entre la empaquetadura y la ranura del flanche. Las caras de los dos flanches opuestos no hace contacto pues la presencia de la empaquetadura mantiene un vacío. Tales flanches RTJ normalmente tienen caras levantadas, pero las caras planas también se pueden usar.

RTJs o sellos para API Tipo 6BX: Los flanches API Tipo 6BX se sellan por un efecto combinado de compresión de la empaquetadura y contacto cara-a-cara de los flanches y, por eso, siempre tienen caras levantadas. Estos flanches también incorporan uniones especiales de anillo metálico. Las uniones de flanche Tipo 6BX que no logran contacto cara-a-cara no sellan y no se deben poner en servicio.

b) Flanches de Cara levantada (CL): El sellado en un flanche de CL se logra cuando una empaquetadura plana no-metálica es acoplada entre los pernos de un flanche. El refrentado de un flanche CL tiene una ranura concéntrica o fonográfica con un acabado de superficie controlado. Si las ranuras están demasiado profundas o tienen un acabado rústico, se requiere alta compresión para empujar el material de empaquetadura relativamente suave hacia las ranuras. Si las ranuras son demasiado someras o tienen un acabado de superficie excepcionalmente suave, se requiere de nuevo alta compresión pues se hace más posible un drenaje. En este caso, también hay un riesgo incrementado que la empaquetadura estalle debido a un agarre insuficiente a la superficie del flanche.

Demasiada compresión puede llevar a que los flanches excedan su tolerancia, así que es importante asegurar un acabado de superficie correcto para la empaquetadura que sé este usando. Siempre es importante chequear que el acabado de la superficie del flanche no tenga imperfecciones que puedan dificultar el sellado. Un defecto de ranura radial (por ejemplo) es virtualmente imposible de sellar.



Nótese que el acabado de la superficie de la cara del flanche puede variar significantemente de acuerdo con el tipo de empaquetadura que sé este usando. Se deben seguir en todo momento las recomendaciones del estándar de la empaquetadura o del flanche, o de las distribuidoras.

c) Cara Plana (CP): El sellado se logra por compresión de una empaquetadura plana no-metálica, (inusualmente una empaquetadura plana metálica), entre las superficies ranuradas de los flanches CP que se acoplan. La empaquetadura encaja sobre la cara entera del flanche. Los flanches CP normalmente se usan en las labores menos arduas tales como drenajes de agua a baja presión y en particular cuando se usa hierro fundido o aleación de bronce. Aquí, la amplia área de contacto de la empaquetadura esparce el la carga del flanche y reduce el estrés del flanche.

NOTA: tanto el BS 1560 como el ANSI B16.5 especifican los flanches de cara plana y los de cara levantada, así como el UTA. API 6A es especifico para los JTA solamente.

8.1.2 Tipos de flanche: El tipo de flanche esta definido por la manera en que se une al tubo:

a)Flanche de cuello soldado (CS): El flanche CS esta soldado a tope al tubo. Los flanches CS se usan típicamente en labores arduas involucradas con altas presiones y/o fluidos peligrosos. La soldadura a tope siempre se debe inspeccionar con radiografía o ultrasónica así como por MPI o DPI durante la fabricación. Existe, por eso, un alto nivel de confidencia en la integridad de la soldadura. Una soldadura a tope también tiene un buen desempeño de fatiga y su presencia no induce esfuerzos altos locales en la tubería.

b) Flanche de enchufe soldado (socket weld): Los flanches de enchufe soldado son usados a menudo en labores peligrosas que involucran alta presión, pero están limitados a un tamaño de tubo nominal de 1 ½ pulgadas.

El tubo esta soldado con filete a la campana del flanche de enchufe soldado. La radiografía no es practica en la soldadura de filete, y por ello es crucial un ajuste y una soldadura correctos. La soldadura de filete normalmente se inspecciona por MPI o DPI.

c) Flanche de deslizamiento (slip-on, SO) : Usado típicamente a baja presión, en servicios de bajo riesgo tales como calentar o enfriar agua, etc. El tubo es “doblemente soldado” tanto a la campana como al diámetro del hueco del



flanche pero de nuevo la radiografía es impractica. Se usan MPI o DPI para chequear la integridad de la soldadura. Cuando se especifique, el flanche de deslizamiento se usa en tubos de tamaño mayor a 1 ½ pulgadas con una preferencia por el flanche de enchufe soldado para tamaños hasta de 1 ½ pulgadas, incluyéndolo.

d) Flanche de unión compuesta de solapa (composite lap joint) : Comprende de una campana soldada al tubo y un flanche de respaldo, o flanche solapado, es cual se usa para atornillar la unión. Este tipo de unión de flanche se encuentra típicamente en tubería de cunifer y otras altas aleaciones. Una campana de aleación con respaldo de acero galvanizado es más barata que un flanche de aleación completo. El flanche tiene una cara levantada y el sellado se logra con una empaquetadura plana tal como una empaquetadora comprimida de fibra de asbesto.

e) Flanche de anillo de eslabón giratorio (swivel ring): Como con el flanche de unión compuesta de solapa, hay una campana soldada al tubo. Un anillo de eslabón giratorio reposa sobre la campana y permite que la unión sea atornillada. Estos flanches son normalmente encontrados en servicios submarinos donde el anillo de eslabón giratorio facilita la alineación del flanche. El flanche luego se sella usando una empaquetadura de metal.

8.1.3 Especificación e identificación del flanche: Un flanche es especificado por la siguiente información:

a) Tipo y caras: Por ejemplo, si el flanche es de cuello soldado o de enchufe soldado.

b) Tamaño nominal de tubo: requerido para todos los flanches, usualmente en pulgadas.

c) Clase de presión del flanche: requerido para todos los flanches, por ejemplo, clase 150, 300, 900, 1500, etc.

d) estándar: por ejemplo ANSI B16.5, BS 1560 o API 6Ae) material: una especificación de material debe ser mencionada y será tal como

se cita en la especificación de la tubería.f) Agenda del tubo: solo para flanches de cuello soldado, enchufe soldado, de

unión compuesta solapada y de anillo de eslabón giratorio donde el diámetro del flanche debe emparejar con el del tubo, por ejemplo, 40, 80, 120, 160, etc.



8.1.4 Identificación: Normalmente, la especificación del flanche será estampada en el flanche, pero en el caso de una planta existente, la información podría no ser legible. Es entonces necesario identificar el flanche por referencia al Pie and Instrumental Darwin (P & ID). La observación visual y medición física debe ser hechas como ultima opción.

a)Observación visual: se requiere para identificar el tipo de flanche y el tipo de empaquetadura usada.

b)Medición física: se requiere para identificar el diámetro nominal y la clase del flanche. Chequear él numero de pernos, diámetro de los pernos, PCD de los pernos y grosor del flanche. Estos valores no se deben comparar con los datos estándar de flanches encontrados en la sección 6.

RECOMENDACIONES Flanches de tubo Hacer

a) Siempre inspeccione visualmente el acabado de la superficie del flanche, que debe estar limpia, desengrasada y libre de defectos, rayones o rebabas. Esto es importante para el respaldo de la cara del flanche donde las tuercas deben reposar así como la cara critica de la empaquetadura. Los flanches de cara levantada y de cara plana deben también ser chequeados para ver que tan planos están, con una regla recta (straight-edge).

b) Chequear la ranura fonográfica o concéntrica sobre la cara de los flanches de cara levantada y de cara plana. Por ejemplo, si se encuentra algún defecto radial es virtualmente imposible el sello.

c) Las ranuras del UTA deben ser limpiadas escrupulosamente, libres de corrosión y en buen estado.

No hacera) Cuando sé este limpiando una cara de flanche, nunca usar una herramienta que

pueda dañar el acabado de la superficie. Se recomienda un cepillo suave de alambre.

b) No usar innecesariamente la fuerza para juntar los flanches que estén claramente desalineados pues esto podría poner demasiado estrés sobre la tubería adyacente y dificultar y hacer poco confiable el sellado de la unión. En vez de eso, esta situación se debe reportar.

c) No acoplar los flanches manufacturados a diferentes estándares a menos que se especifique en un diseño aprobado.

8.2 Empaquetaduras (Ring gasket)



La correcta selección e instalación de la empaquetadura son de vital importancia. La empaquetadura crea un sello entre las dos caras del flanche y contiene la presión interna en esa junta.NUNCA CORTE O DEFORME UNA EMPAQUETADURA PARA QUE SE AJUSTE AL FLANCHE

8.2.1 Empaquetaduras de unión de tipo anillo (ring type joint)Las empaquetaduras de unión tipo anillo están formadas por anillos que se ajustan a la ranura torneada de un flanche de unión tipo anillo. Estas empaquetaduras son generalmente usadas para aplicaciones de alta presión. El sellado se logra por medio de un contacto metal-a-metal entre la empaquetadura y el flanche. Existen tres tipos de anillo comúnmente asequibles:a) Tipo R: estos pueden ser de forma oval u octagonal en la sección transversal, la oval es el diseño original. La octagonal es una modificación del diseño oval que provee mejores cualidades de sellado. Los anillos tipo R se pueden especificar para los flanches de clase 150 a 2500, pero generalmente no se usan en puntajes por debajo de la clase 900. Se usa en flanges 6B.

Los anillos tipo R se pueden usar en cualquier cara plana o levantada de los flanches. La ranura del flanche debería acoplarse idealmente con el perfil del casquete pero una empaquetadura de sección transversal oval reposa satisfactoriamente en una ranura octagonal. Sin embargo, una empaquetadura de sección transversal octagonal no reposa satisfactoriamente en una ranura oval.

b) Tipo RX. Las empaquetaduras tipo RX se ajustan y sellan en las ranuras del mismo tamaño que las de las empaquetaduras tipo R. la ranura del flanche para una empaquetadura RX debe ser octagonal y no oval. Notar también que la empaquetadura tipo RX es más ancha que la empaquetadura tipo R y la separación entre las caras del flanche será, por lo mismo, mayor.

Las empaquetaduras RX están normalmente especificadas hasta los flanches clase 5000 API 6A tipo 6B. Son usadas cuando se requiere un sello más efectivo que sea resistente a vibraciones, choques, como, por ejemplo, sobre las cabezas del pozo y los árboles de navidad. La sección transversal asimétrica hace que la empaquetadura sea auto-energizante. El bisel externo del anillo hace el contacto inicial con las ranuras del flanche y así precarga la empaquetadura contra la superficie externa de la ranura.

C) Tipo BX. Estas son solo usadas en flanches API 6A Tipo 6BX y están calificados par las clases 5000 a 15000. El diámetro primitivo (pitch diameter) del anillo es



levemente mayor que el diámetro primitivo de la ranura del flanche. Esto precarga la empaquetadura y crea un sello energizado por la presión.

Las empaquetaduras tipo BX NO son intercambiables con empaquetaduras R o RX. La ranura de un flanche que se acomoda a una empaquetadura BX es dimensionalmente diferente que el de las empaquetaduras R o RX. Cuando esta correctamente ajustada, la separación de cara a cara del flanche usando una empaquetadura BX es nula.Nota: para todas las empaquetaduras de unión de tipo anillo es particularmente importante chequear la separación entre cara y cara del flanche, que debe ser uniforme alrededor de la circunferencia entera del flanche. Las uniones planchadas de este tipo de empaquetadura son particularmente susceptibles a que el apriete de los pernos sea disparejo y a que se desalinee el anillo dentro de la ranura.

8.2.2 Identificación y especificación de la empaquetadura de unión tipo anilloa) tipo: puede ser R, RX o BX. Si es R, se debe mencionar si es octagonal u ovalb) Numero del anillo: por ejemplo el R46 se ajusta a un flanche de 6 pulgadas 6B

clase 1500 de unión de tipo anillo. c) Material: una variedad de materiales son asequibles. De nuevo chequear con la

especificación de la tubería para saber cual es el material correcto. El grado del material tiene un código de identificación. Por ejemplo:

Hierro suave: DAcero inoxidable: 316 : S316

d) Estándar: puede ser ANSI B16.5 o API 6A; como se menciona en la especificación de la tubería.

e) Identificación: el tipo, el material y numero del anillo siempre serán marcados en el lado de este.CONEXIONES DE BRIDA API CON JUNTA DE ANILLO (FLANGE – RING GASKET)

PRESION (PSI)DIAMETRO (PULGADAS) 2000 3000 5000 10000 15000 20000

2-1/16 R-23 R-24 R-24 BX-152 - -2-9/16 - - R-27 BX-153 - -3-1/8 R-31 R-31 R-35 - - -

3-1/16 - - - BX-154 - -4-1/16 R-37 R-37 R-39 BX-155 BX-155 BX-1557-1/16 R-45 R-45 R-46 BX-156 BX-156 BX-156

9 R-49 R-49 R-50 BX-157 - -11 R-53 R-53 R-54 BX-158 - -

13-5/8 - R-57 BX-160 BX-159 - -16-3/4 R-65 R-66 BX-162 - - -17-3/4 R-69 R-70 - - - -18-3/4 - - BX-163 BX-164 - -



20-3/4 - R-74 - - - -21-1/4 R-73 - BX-165 BX-166 - -

Tabla 25. Relacion tamaño y presion de trabajo de flange vs junta de anillo

8.3 Tornillos

8.3.1 Grado De Material Del Tornillo: La escogencia del grado de material del perno depende de la labor de la línea; usar unos pernos incorrectos podría tener consecuencias serias. Por ejemplo, los pernos con acero de aleación normal (B7) a baja temperatura de servicio no son viables pues los pernos son susceptibles de resquebrajarse y fracturarse. Los pernos de acero inoxidable tienen limitaciones a altas presiones debido a la baja fuerza relativa del acero inoxidable.

La especificación de la tubería siempre mencionara el grado correcto de los pernos a ser usados en una unión flanchada. Las especificaciones comunes de pernos son abreviadas como sigue:

a) Acero normal de aleación: pernos grado B7 + tuercas grado 2H.b) Acero de aleación de baja temperatura: pernos grado L7 + tuercas grado 4.c) Acero inoxidable austenítico: pernos grado B8M + tuercas grado 8M.

8.3.2 Rosca de los tornillos: La vasta mayoría de las roscas sobre los pernos usados en las juntas flanchadas de las tuberías son de la serie Unified Inch o ya sea BS 1580 o ANSI B1.1. La rosca se especifica copiando un diámetro y un cierto numero de roscas por pulgada. Se usan dos roscas para los pernos de acero de aleación y acero inoxidable:

a) Diámetros de perno de hasta e incluyendo 1 pulgada – se usa una rosca áspera unificada. Él numero de roscas por pulgada depende del diámetro del perno.

b) Los diámetros de perno de 1 1/8 o mayores – se usan 8 roscas por pulgada (threads per inch, TPI) o la serie 8UN.

Muy ocasionalmente se especifican pernos métricos. Donde este sea el caso se debe observar especial cuidado al acoplarlos al flanche y a la empaquetadura correcta.

8.3.3 Plancheado/revestimiento de los tornillos: Los tornillos se pueden comprar con una variedad de revestimientos diferentes. Los revestimientos son diseñados para facilitar el apriete de los pernos y para proteger el material de los pernos de la corrosión. Los revestimientos y los plancheados típicos de los pernos incluyen el plancheado de zinc, el de cadmio y el PTFE.



Los pernos pueden ser lubricados con compuestos tales como el COPASLIP, un lubricante basado en plomo y cobre. Los lubricantes basados en níquel y molibdeno también son accesibles. En particular, el COPASLIP también se puede usar en flanches de acero inoxidable para prevenir que se raspen las superficies del metal cuando se aprietan los pernos. Nótese que los pernos del mismo tamaño con diferentes revestimientos o acabados de superficie requieren diferentes torques para alcanzar la misma tensión de perno. Por ejemplo, un perno seco, oxidado requiere sustancialmente mas torque que uno recubierto con PTFE. Es, entonces, importante no solo combinar los pernos con diferentes revestimientos en un flanche dado, sino también será dificultoso alcanzar una tensión uniforme de los pernos en ellos. Los procedimientos completos son asequibles en Apriete de los Pernos y se debe consultar. Nótese que existen varios tipos de revestimiento PTFE. Si se están apretando con torque los valores del coeficiente de fricción varían para cada tipo de revestimiento y algunas veces según el proveedor de un tipo especifico.

Advertencia: los componentes plancheados con cadmio dan humos tóxicos cuando son calentados a temperaturas suficientemente altas. Por esta razón no se debe aplicar calor para soltar los pernos apretados. Mas aun, se deben usar guates cuado se manipulan componentes plancheados con cadmio para prevenir abrasiones de la piel. Igualmente, se debe tener en cuenta el coeficiente de fricción de la grasa que se utiliza para poder dar el torque adecuado.

8.3.4 Especificación e identificación de los tornillos:

a) Diámetro del perno: un flanche de una clase y de un tamaño dado tendrá un diámetro específico del hueco del perno y un diámetro del perno para ajustar.

b) Largo del perno: este es específico de la clase, el tamaño y el tipo del flanche. Se dan dos excepciones para el largo estándar del perno:

i. Si los flanches se aprietan usando equipo de tensión de pernos, el largo del perno debe ser suficiente para ajustarse al equipo.

ii. Para los flanches separados por una paleta o un espaciador; Considerar el grosor de la paleta y la empaquetadura adicional para la selección del largo del perno.

c) Grado del material: como se indica en la especificación de la tubería.El grado del material del perno será estampado en la punta del perno, sea B7, L7, etc.



El grado del material de la tuerca será estampado o forjado en la punta de la tuerca, sea 2H, 4, etc.

d) Revestimiento del perno: como se indica en la especificación de la tubería, plancheado de cadmio, o de zinc, revestimiento PTFE, etc.

e) Rosca: debe ser de la serie Unified Inch como se especifica en la anterior sección.

f) Tuercas: deben ser tuercas hexagonales de la “serie pesada”.g) Estándar: las especificaciones del perno

RECOMENDACIONES

Hacera) Asegurar que se usa el correcto tamaño y material de los pernos. (Referirse a

las especificaciones de la tubería.b) Permitir que dos roscas sean expuestas afuera de la tuerca una vez que haya

sido apretado; esto es una buena practica. La única excepción a ella es cuando un flanche requiere tensión hidráulica de pernos y se especificara una longitud

c) Adicional del perno para ser expuesta por fuera de la tuerca.d) Solo usar tuercas y pernos limpios, y libres de oxido.e) Cubrir el perno, la rosca de la tuerca, la tuerca y las superficies de soporte del

flanche con el lubricante seleccionado de roscas del tornillof) Asegurar que la tuerca corre libremente idealmente a lo largo de la longitud

completa del perno, pero especialmente alrededor del área donde la tuerca será apretada.

g) Asegurar que el área del flanche sobre la que la tuerca será asentada este limpia y sin daños pues una fricción o desecho comprimible inesperados afectaran adversamente la carga residual del perno.

No hacer a) No usar pernos o tuercas dañados o desgastados.b) No usar tuercas o pernos que no encajen correctamente juntos.c) No usar pernos que no se puedan identificar correctamente.d) No mezclar los pernos de diferente revestimiento en un flanche particular.

Diferentes revestimientos de perno requieren diferentes torques para alcanzar la misma tensión de perno, ya que algunos revestimientos son más lubricantes que otras.

e) Las tuercas no se deben ensamblar con las marcas de identificación dando de cara al flanche. Las marcas de identificación siempre deben apuntar hacia fuera.



f) No usar pernos que no estén claramente marcados con el correcto grado de material pues una presuposición errónea puede tener serias consecuencias.

8.3.5 Apriete de los pernos, Aplicaciones mecánicas y de sellado: Existen dos tipos principales de aplicaciones que se encuentran con las conexiones con pernos, siendo estas el tipo de sellado y el tipo mecánico. Las aplicaciones mecánicas son simplemente la grapa de unión rígida, mientras que las aplicaciones de sellado requieren los efectos de la empaquetadura para ser tomadas en consideración. En ambos casos es importante asegurar que se aplica la correcta carga de perno a la unión para producir una fuerza efectiva de grampado de carga de perno.

8.3.5.1 El perno y la carga del perno: La fuerza de grampado es alcanzada apretando el perno. El proceso de apretado estira el perno como un resorte, proveyéndole carga al perno. Los efectos de la fuerza de grampado se pueden ilustrar usando una balanza de resorte. La fuerza de grampado en el bloque es lograda por el resorte cuando este intenta regresar a su longitud inicial.

Todos los métodos de apriete de pernos resultan en el estiramiento de los pernos. El apriete de torque usa la hélice de la rosca de la tuerca giratoria para elongar el perno, mientras que el tensionamiento del perno usa una fuerza hidráulica para aplicar fuerza directamente al extremo del perno. Los métodos de calentamiento del perno producen estiramiento del perno y expansión termal. La extensión del perno debe permanecer dentro del límite de elasticidad para su material particular. Demasiada extensión del perno más allá de su límite de elasticidad lo vencerá y eventualmente lo romperá.

Cuando un perno excede su límite de elasticidad, pierde su efecto de resorte y no trata de retornar a su longitud original. Sin su efecto de resorte, un perno no puede producir una fuerza de grampado efectiva. La carga del perno debe ser correcta en todos los pernos durante la vida del flanche para asegurar que no tenga drenajes.

Las aplicaciones de sellado requieren que los pernos apliquen la fuerza de grampado, no solo para mantener los flanches juntos, sino para comprimir la empaquetadura lo suficiente para sellar las superficies contra la cara del flanche.

La carga del perno, para ser efectiva, debe siempre mantenerse entre los dos límites. La carga mínima para comprimir y sellar la empaquetadura y la carga máxima para evitar la distorsión del flanche o que el perno exceda su tolerancia. El rango de carga



del perno (entre los dos limites) variara considerablemente para diferentes flanches en varias aplicaciones.

El cálculo de la carga de perno requerida debe tener en cuenta lo siguiente:

• El factor de tensión de compresión de la empaquetadura.• La fuerza del flanche y los pernos.• Las fuerzas conocidas como la presión interna que intentaran forzar que se separen

los flanches (prueba y operación).• La pérdida de carga del perno que puede ocurrir durante el proceso, por ejemplo.• Relajamiento de estrés a alta temperatura.• Fuerzas externas que puedan prevenir que los flanches se junten.

La carga del perno que esta en la porción superior del rango de carga del perno permite que suficiente carga de perno sea retenida tras la perdida anticipada.

La pérdida de carga del perno puede ser ya sea:

a) Por factores conocidos que se pueden tener en cuenta a la hora de calcular la carga de perno requerida, por ejemplo, la defección de la rosca, la relajación del perno.

b) Debido a circunstancias que fueron desconocidas cuando se calculó la carga de perno y ocurrieron subsecuentemente, por ejemplo, mal alineamiento del flanche o tensión de la tubería usualmente debida al ensamble.

8.3.5.2 APRIETE CON TORQUE: El apriete con torque utiliza la fuerza aplicada para girar la tuerca, la cual reacciona a través de la hélice de la rosca para elongar el perno.

Es la fricción variante entre las roscas y la cara de la tuerca y el flanche la que causa inconsistencia entre la fuerza aplicada y la carga residual de perno.

El acabado de la superficie y el tipo de material son factores que cambian los efectos de la fricción.• Solo el 20% del esfuerzo de torque aplicado resulta en una carga útil de perno.• El 50% es desperdiciado en sobrepasar la fricción de la cara de la tuerca.• El 40% es desperdiciado en sobrepasar la fricción entre las roscas del perno y las

roscas de la tuerca.Diferentes tipos de lubricación resultan en diferencias considerables en los efectos de la fricción. No usar otro tipo de lubricación diferente al especificado.



Nota: La grasa del bisulfato de molibdeno es ilustrado solo para propósitos de comparación. Hydra-Tight Ltd. No recomienda el uso de este medio debido al efecto que puede tener sobre la integridad del perno.

Una vez que una unión flanchada ha sido limpiada y ensamblada con los correctos pernos y empaquetadura, los pernos se aprietan. Para hacer exitosamente una unión del flanche, es importante apretar parejamente los pernos. Cargas incorrectas o dispares del perno no asentaran la empaquetadura propiamente y el resultado final será un flanche con tendencia a drenar cuando este en prueba o en servicio.

Cuando se establezcan los parámetros correctos de torque, el torque requerido para lograr una carga de perno dada será afectado por los siguientes factores:a) Diámetro nominal del perno.b) Grado de material del perno.c) Lubricación del perno.d) Forma de la rosca.e) Condiciones de ensamble.

El fundido y el impacto son altamente imprecisos y no son recomendados. Él apriete con torque controlado requiere la secuencia correcta de apretado para asegurar que la empaquetadura no este dañada y que se han logrado las cargas de perno mas uniformes. El apriete con torque es una habilidad especializada. Solo personal competente entrenado debe llevarlo a cabo usando un equipo en buena orden.

Secuencia de los pernos para aplicación de torque:


SECUENCIA TORQUEOTORNILLOS FLANCHES

1 135

17

9

3

15

7

1911

2

6

14

18

10

4

16

8

2012

SECUENCIA1-23-45-67-8

9-1011-1213-1415-1617-1819-20

FLANCHES DE 20 TORNILLOS

10

SECUENCIA TORQUEOTORNILLOS FLANCHES

15

9

3

7

11

26

10

4

8

12 0 30

60

90

120

150

180210

240

270

300

330

SECUENCIA1-23-45-67-89-1011-12

FLANCHES 12 TORNILLOS

8

SECUENCIA DE TORQUEOTORNILLOS FLANCHES

1 9

5

13

3

11

7

152

10

6

14

4

12

8

16

SECUNCIA1-23-45-67-89-1011-1213-1415-16

FLANCHES 16 TORNILLOS

9

15

3

72

6

4

8SECUENCIA TORQUEO

1-23-45-67-8

FLANCHE 8 TORNILLOS

7

TORNILLOS FLACHESSECUECIA TORQUEO


El apretado debe llevarse a cabo en un mínimo de 4 pases. Los pases 1-3 siguiendo la secuencia numerada de pernos y el pase 4 apretando los pernos adyacentes secuencialmente alrededor del flanche.

El valor especificado de torque aplicado debe ser aplicado gradualmente para prevenir sobre-apriete local de la empaquetadura. Los porcentajes recomendados de valor de torque a ser aplicados en cada pase son:

Pase 1: 30% del valor final en la secuencia numerada de pernosPase 2: 70% del valor final en la secuencia numerada de pernosPase 3: 100% del valor final en la secuencia numerada de pernos



Pase 4: 100% del valor final en los pernos adyacentes

RECOMENDACIONES DE APRIETE

Hacera) Los procedimientos completos de apriete de pernos son asequibles. Chequear si

hay un requerimiento para usarlos en la unión flancheada a ensamblar. Asegurar que las herramientas correctas son asequibles tal como se especifica en los procedimientos.

b) Numerar las tuercas y los espárragos como ayuda para identificar y para aplicar la secuencia entrecruzada de apriete del perno.

c) Cuando se use una llave de torque, apretar los pernos con una llave manual pequeña antes del torque. Usar la secuencia de apriete de perno entrecruzada.

c) Cuando se use la llave de torque, consultar un procedimiento de apriete de perno para determinar los parámetros correctos de torque. Los parámetros de torque deben ser gradualmente incrementados para cada ronda de apriete hasta que la carga de torque total sea alcanzada. La secuencia entrecruzada de apriete de perno se debe usar para cada ronda hasta que todos los pernos han sido apretados hasta el final del valor de torque. Los pernos adyacentes deben entonces ser apretados secuencialmente al final del valor de torque en una pasada final.

e) Asegurara que sé esta usando el lubricante correcto.f) Seguir los procedimientos de seguridad para uso correcto del equipo todas las

veces.

No hacera) No apretar mucho el flanche en solo uno o dos pernos. Esto causara aplastamiento

local de la empaquetadura y resultara finalmente en un drenado del flanche.b) No sobre-apretar los pernos. Tener particular cuidado con los pernos pequeños, por

ejemplo, en aquellos que sean menores de una pulgada en diámetro.

9. Tareas de Mantenimiento Preventivo



Mediante el sistema MMS Máximo(sistema computarizado de Pride Colombia para la administración del mantenimiento) se programarán y se hará el seguimiento necesario de todas las tareas de mantenimiento preventivo, para los dispositivos de control de pozos.

9.1PersonalTodo el personal que realice inspecciones según este procedimiento deberá estar debidamente entrenado por Pride Colombia para las tareas que deba ejecutar. La persona asignada deberá tener un buen conocimiento de las funciones efectuadas por los equipos y sistemas de control de pozos que se estén inspeccionando. No se requiere certificación por parte de alguna autoridad reconocida.

9.2 Responsabilidades

9.2.1 Manejo del Trabajo: Los jefes de mantenimiento deberán verificar que todo el personal tanto de Pride Colombia como el del Contratista que realizan inspecciones y pruebas esté debidamente calificado y certificado, de acuerdo con el Procedimiento de Integridad Mecánica.

9.2.2 Realización del Trabajo: El personal encargado como los Instrumentistas junto con los ingenieros de mantenimiento asignados serán los responsables de que el desarrollo de las diferentes actividades relacionadas con las labores de inspección de los sistemas de control de pozos, se efectúe dé acuerdo con los requisitos de esta instrucción.

El ingeniero encargado del taller como los ingenieros a cargo serán los responsables de verificar que los equipos y herramientas utilizados para las pruebas, inspecciones y mantenimiento de los sistemas eléctricos de las instalaciones estén correctamente calibrados y tengan la calidad garantizada. El ingeniero de mantenimiento asignado deberá responsabilizarse por la evaluación de los resultados de la actividad, controlando las deficiencias de acuerdo con lo establecido en el procedimiento y enviar la información a la base de datos del MMS Máximo con los registros correspondientes para su actualización.

9.2.3 Verificación del Trabajo: Los ingenieros de mantenimiento serán los responsables de verificar que las actividades de inspección, prueba y mantenimiento de los sistemas de control de pozos se hayan realizado en forma segura y correcta y que se hayan elaborado los registros correspondientes y colocado toda la información pertinente en el sistema MMS Máximo. Los jefes de



mantenimiento serán los responsables de verificar que el personal que realice las inspecciones esté debidamente calificado y certificado.

9.3 EntrenamientoÚnicamente personal debidamente entrenado y calificado se autorizará para realizar las actividades de inspección y pruebas a los sistemas de control de pozos de los taladros. El personal asignado para realizar estas inspecciones y pruebas deberá estar familiarizado y bien entrenadas en el uso del equipo correspondiente y tener un excelente conocimiento de los diferentes procedimientos operativos y de mantenimiento del taladro correspondiente. El ingeniero asignado deberá entender y analizar toda la documentación suministrada, para realizar las actividades objeto de esta instrucción.

10. REGISTROS

Las actividades de inspección y prueba de los sistemas eléctricos se deben registrar llenando los formatos correspondientes.


Manual de Equipo de Control de Pozo

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