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 53 Shell 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 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 BOP
6.2.2 ESPACIADOR (DRILLING SPOOL) 6.2.3 PREVENTOR ANULAR
6.2.4 PREVENTOR DE ARIETES
6.3 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 CIERRE 6.7 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.
Linea de Venteo debe ser orientada lejos del taladro por sus facilidades
Valvula de Apertura Total (Debe abrir automaticamente cuando cierra el anular)
Linea Diverter
Tubo Conductor Anular Diverter Campana
• 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
NORMAS SOBRE EQUIPOS DE CONTROL DE POZO EN LOS TALADROS DE PERFORACIÓN Y WORKOVER
ARREGLO PREVENTORES PRESIÓN DE TRABAJO 2M
NM-004
Figura 2.1
ARREGLO S*A Figura 2.2 ARREGLO S*RR Preventor Arietes Doble (Opcional).
Figura 2.3 ARREGLO S*RA
EJEMPLOS DE ARREGLO PREVENTORES PARA UNA PRESIÓN DE TRABAJO DE 2M
Figura 2.4 ARREGLO RS*R S* R A R S* R S* A R R S* FIGURA No. 2
EJEMPLOS DE ARREGLO PREVENTORES PARA UNA PRESIÓN DE TRABAJO DE 3M Y 5M Figura 3.1
ARREGLO S*RRA Preventor Arietes Doble
(Opcional). Figura 3.2 ARREGLO RS*RA R R S* A A R S* R FIGURA No. 3
NORMAS SOBRE EQUIPOS DE CONTROL DE POZO EN LOS TALADROS DE PERFORACIÓN Y WORKOVER
ARREGLO PREVENTORES PRESIÓN DE TRABAJO 3M Y 5M
NM-004
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.R
ed = Preventor de arietes doble con dos set de arietes (ciegos y para tubería)posicionados de acuerdo con la selección hecha por la operadora
R
t = 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 elpozo (drilling spool)
M =
1000 PSI de rata de presión de trabajoEl 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.
R R
R
FIGURA No. 4
EJEMPLOS DE ARREGLO PREVENTORES PARA UNA PRESIÓN DE TRABAJO DE 10M Y 15M
Figura 4.1 ARREGLO RS*RRA** Preventor Arietes Doble (Opcional).
CABEZA POZO R S* Figura 4.3 ARREGLO RS*RRA**G** Preventor Arietes Doble (Opcional). Figura 4.2
ARREGLO S*RRRA** Preventor Arietes Doble (Opcional).
CABEZA POZO CABEZA POZO S* R R S* A** R A** A** R R G**
NORMAS SOBRE EQUIPOS DE CONTROL DE POZO EN LOS TALADROS DE PERFORACIÓN Y WORKOVER
ARREGLO PREVENTORES PRESIÓN DE TRABAJO 10M Y 15M
IMC-05-04
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°. 5
PREVENTOR 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 HYDRILL
La fuerza hidráulica obliga al empaque a cerrarse sobre la tubería GRAFICA N°. 6
PREVENTOR ANULAR GK HYDRILL
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 5000 2 3/8" 900 825 650 475 300 50 2 7/8" 800 725 550 375 200 50 3 1/2" 525 450 275 100 50 50 4 1/2"-5" 450 375 225 100 50 50 5 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 GK
MODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)
7-1/16” X 3000 PSI 2.24 2.85 7-1/16” X 5000 PSI 3.30 3.86 11” X 3000 PSI 5.54 7.43 11” X 5000 PSI 7.98 9.81 11” X 10000 PSI 18.97 25.10 13-5/8” X 3000 PSI 8.94 11.36 13-5/8” X 5000 PSI 14.16 17.98 13-5/8” 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 operación
o Desenrosque la tapa superior del preventor o Levante la unidad del empaque gastado
Opening Torque
o Revise los sellos en la tapa y el pistón
o 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 GL
MODELO Volumen de Apertura Volumen de Cierre Volumen Cámara
PLATO DE DESGASTE SELLO CABEZAL CABEZA DE LA CAMARA DE 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 8.24
16-3/4” X 5000 PSI 33.8 33.8 17.3
18-3/4” X 5000 PSI 44.0 44.0 20
21-1/4” 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 APERTURA
PRESION DE CIERRE PRESION DE LA
COLUMNA DE FLUIDO PRESION CONTRA
BALANCE PRESION DE APERTURA
PRESION DE CIERRE PRESION 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 DESGASTE ELEMENTO CABEZA CAMARA DE APERTURA PISTON CAMARA DE CIERRE CUERPO TAPA PISTON INDICADOR DIÁMETRO EXTERNO
DE LA TUBERÍA (pulg) 13-5/8” TAMAÑO DEL PREVENTOR16-3/4” 18-3/4”
Presión del pozo, psi Presión del pozo, psi Presión del pozo, psi
2000 3000 5000 2000 3500 5000 2000 3500 5000
7 900 950 1100 700 825 950 700 825 950
5 900 1000 1100 725 850 1000 800 900 1000
3-1/2 1200 1200 1200 800 925 1050 1000 1050 1100
Cierre 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 MSP
MODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)
7-1/16” X 2000 PSI 1.98 2.85 9” X 2000 PSI 2.95 4.57 11” X 2000 PSI 5.23 7.43 20-3/4” X 2000 PSI 18.93 31.05 21-1/4” X 2000 PSI 18.93 31.05 30” 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 GX
MODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)
11” X 10000 PSI 17.88 17.88
11” X 15000 PSI 24.14 24.14
13-5/8” X 10000 PSI 24.14 24.14
13-5/8” X 15000 PSI 34.0 34.0
18-3/4” 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 2.38 7-1/16” X 3000 PSI 3.21 4.57 7-1/16” X 5000 PSI 3.21 4.57 7-1/16” X 10000 PSI 13.95 17.11 9” X 3000 PSI 5.03 7.23 9” X 5000 PSI 8.72 11.05 11” X 3000 PSI 6.78 11.00 11” X 5000 PSI 14.59 18.67 11” X 10000 PSI 24.67 30.58 13-5/8” X 3000 PSI 14.67 23.50 13-5/8” X 5000 PSI 17.41 23.58 13-5/8” X 10000 PSI 32.64 40.16 16-3/4” X 5000 PSI 25.61 33.26 18-3/4” X 5000 PSI 37.61 48.16 18-3/4” X 10000 PSI 66.00 85.00 21-1/4” X 2000 PSI 16.92 32.59 21-1/4” 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.
PREVENTOR ANULAR SHAFFER
FIGURA N°. 10
Pistón Puerto de Cierre Cuerpo Inferior Puerto de AperturaPREVENTOR ANULAR SHAFFER
Anillo Adaptador Elemento Cuerpo Superior
NM-004
FIGURA 12
PREVENTOR 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-004 PREVENTOR ANULAR CAMERON TIPO "D"
NORMAS SOBRE EQUIPOS DE CONTROL DE POZO EN LOS TALADROS DE PERFORACIÓN Y WORKOVER
PREVENTOR ANULAR CAMERON TIPO D
PREVENTOR ANULAR CAMERON TIPO D
PREVENTOR ANULAR CAMERON TIPO D
MODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)
7-1/16” X 10000 PSI 2.55 2.94
10” X 5000 PSI 4.69 5.65
13-5/8” 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 Dona Dona PRESION DE APERTURA Tubo Empaque Tubo PRESION DE CIERRE Empaque Dona Dona 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" P re s ió n d e C ie rr e P S I 1,000 1,500 1,000 1,500 5" Pipe Size
Presión de Pozo - PSI
6,000 4,000 2,000 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 34" - 5,000 psi 9"/13 58" - 3,000/5,000 psi 21 14" - 5,000 psi 7 116"/11"/13 58" - 10,000 psi
NORMAS SOBRE EQUIPOS DE CONTROL DE POZO EN LOS TALADROS DE PERFORACIÓN Y WORKOVER
PREVENTOR ANULAR GK HYDRILL
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.
---“Copia no controlada una vez esté impresa”
A B C 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.
DESCRIPCION
a. 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 L E H C I 2 D I 1 F E L J A I 1 K D I2 C H B G G B E F L I1 J I1 A L F E H C I2 D K D I2C H c. Replacement of rams b. Closed a. Open L E F L G B G B F E I1 J A I1 K H C I2 D D I 2 C H
H. Cilindro para Cambiar la Cubierta (Cylinder to shift the bonnet) I1. Pistón para Cerrar la Cubierta (Bonnet closing piston) I2. Pistón para Abrir la Cubierta (Bonnet opening piston) J. Puerta para "Abrir" la Cubierta (Ram "open" port) K. Puerta para "Cerrar" la Cubierta (Ram "close" port) L. Tornillo de Cierre (Locking bolt) A. Cuerpo (Body) B. Ariete (Rams) C. Cubierta (Bonnet) D. Sello de Cubierta (Bonnet Seal) E. Cilindro del Ariete (Ram Cylinders) F. Piston del Ariete con Vástago y extensión (Ram Piston With Rod and Extension) G. Collar sobre la Extensión (Colar on Extension)
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.
4 3 2 1
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 U Aplicando 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
Guia (Guide) Cuchilla de Corte (Lower blade) Sello de Corte (Side sealing) Ariete de Corte (Shear Blader) Sello para Presion Inferior (Seal for pressure from below)
Ariete corte inferior (Lower shear ram) Tubería (Pipe)
Sello (Sealing) Empaque Frontal (Front Packer)
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 corta
Mm Pulgadas Mm Pulgadas
179.5 7-1/16 101.7 4
209.4 11 127.0 5
346.0 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 CAMERON MODELO Volumen de Apertura
(galones)
Volumen de Cierre (galones)
7-1/16” X 3000 PSI 1.17 1.22 7-1/16” X 5000 PSI 1.17 1.22 7-1/16” shear X 5000 PSI 1.48 1.54 7-1/16” X 10000 PSI 1.17 1.22 7-1/16” X 15000 PSI 1.17 1.22 10” X 3000 PSI 3.16 3.31 10” X 5000 PSI 3.16 3.31 10” SHEAR X 5000 PSI 4.03 4.23 11” X 10000 PSI 3.16 3.31 11” SHEAR X 10000 PSI 4.03 4.23 11” X 15000 PSI 5.42 5.54 13-5/8” X 3000 PSI 5.20 5.54 13-5/8” X 5000 PSI 5.20 5.54 13-5/8” SHEAR X 5000 PSI 6.36 6.78 13-5/8” X 10000 PSI 5.20 5.54 13-5/8” SHEAR X 10000 PSI 6.36 6.78 13-5/8” X 15000 PSI 11.28 11.70 16-3/4”X3000 PSI 9.45 10.16 16-3/4”X5000 PSI 9.45 10.16 16-3/4” SHEAR X 5000 PSI 11.19 12.03 16-3/4”X10000 PSI 11.19 12.03 18-3/4”X10000 PSI 22.99 24.88 20-3/4”X3000 PSI 7.61 8.11 20-3/4” SHEAR X3000 PSI 8.77 9.35 21-1/4” X 2000 PSI 7.61 8.11 21-1/4” SHEAR X 2000 PSI 8.77 9.35 21-1/4” X 10000 PSI 24.14 26.54
c. Model LWP manual-lock BOP b. Model LWS manual-lock BOP
a. Model SL Poslock BOP
21-1/4” SHEAR X 10000 PSI 27.42 30.15
26” X 2000 PSI 9.84 10.50
26” 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.
Cabeza redonda eje ariete (Round heat ram shaft) Sello del eje del ariete
(Ram shaft seal) Sello de pistones (Piston seals) Cilindro (Cylinder) Orificio de desagüe (Weep hole) Puerta plana (Flat door) Ariete (Ram) Piston de montaje (Piston assembly) Cabeza cilindrica (Cylinder head) Anillos de desgaste (Wear rings)
Empaque del eje del ariete (Ram shaft packing reteiner)
Sello eje de ariete secundario (Secondary ram shaft seal)
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 ARIETE
Presión de Trabajo (psi) Diámetro (pulgadas) Modelo 15000 13-5/8 11 7-1/16 SL SL LWS 10000 21-1/4 18-3/4 16-3/4 13-5/8 11 7-1/16 4-1/16 SL SL SL SL SL LWS LWS 5000 16-3/4 13-5/8 11 9 7-1/16 4-1/16 SL SL LWS LWS LWS LWS 3000 20-3/4 13-5/8 11 9 7-1/16 LWS SL LWS LWP LWP 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 SL
MODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)
7-1/16” X 10000 PSI 5.57 6.00 7-1/16” X 15000 PSI 5.57 6.00 11” X 10000 PSI 7.00 9.45 11” X 15000 PSI 8.10 9.40 13-5/8” X 3000 PSI 4.46 5.44 13-5/8” X 5000 PSI 10.52 11.00 13-5/8” X 10000 PSI 10.52 10.58 13-5/8” X 15000 PSI 10.52 11.56 16-3/4”X5000 PSI 10.67 11.67 16-3/4”X10000 PSI 12.50 14.47 18-3/4”X10000 PSI 13.21 14.55 18-3/4”X15000 PSI 13.33 14.62 21-1/4” 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 LWS
MODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)
4-1/16” X 5000 PSI 0.52 0.59 4-1/16” X 10000 PSI 0.52 0.59 7-1/16” X 5000 PSI 1.18 1.45 7-1/16” X 10000 PSI 5.25 5.18 9” X 5000 PSI 2.27 2.58 11” X 3000 PSI 1.45 1.74 11” X 5000 PSI 2.62 2.98
20-3/4” X 3000 PSI 13.59 14.50
21-1/4”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 LWP
MODELO Volumen de Apertura (galones) Volumen de Cierre (galones)
7-1/16” X 3000 PSI 0.51 0.55
9” 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.
Sello Horizontal (Horizontal Seal) Plato de Soporte (Support Plate) Anillo de Acero (Steel-Half Ring) Sello Semicircular (Semicircular Seal)
Fig. 24 Esquema de operación de arietes de corte. TIPOS DE CIERRE PARA PATADAS DE POZO.
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CHOKE ESTA CERRADO
CHOKE 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
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CHOKE ESTA CERRADO
CHOKE ESTA CERRADO
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CIERRE DURO CIERRE BLANDOFig. 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.
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9 1 8 6 7 3 2 5 4 6. Sello de Eje. 7. Pin de Seguridad. 8. Puerta de Inyección de prensa. 9. Cuerpo de la válvula. 1. Sello dentado y uña. 2. Asiento - Compuerta de Cierre. 3. Compuerta. 4. Rodamientos. 5. Eje.
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.
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