1.1 Preventores
Son mecanismos de seguridad que han sido diseñados para impedir, en caso necesario,
el paso de fluidos al exterior. Sólo se pueden accionar cuando la Unidad de Bombeo
Mecánico no está operando, debido a que en su interior tiene unos sellos de hule
llamados “Rams”, que aprietan a la varilla pulida para sellar y evitan el paso del
hidrocarburo.
En el caso del preventor doble “E” LP-15, los sellos de hule, pueden sellar aún sin varilla
pulida debido a que tienen un rango de diámetros de 0 a 1 ½”. Los preventores son vitales
para cambiar los sellos del estopero colocado en la parte más alta del árbol; y para evitar
la salida del hidrocarburo a la atmósfera, cuando por alguna rotura de la varilla pulida ésta
se precipite al interior del pozo junto con las sarta de varillas. En este percance el
preventor ideal es el doble “E” LP -15. Estos mecanismos están instalados en el árbol de
válvulas para bombeo mecánico, sobre la brida colgadora. Las marcas de preventores
más utilizadas en el Activo de Producción Poza Rica son: doble “E” LP -15, ratigan 212 y
Hubber Hércules 530. En las figuras 17, 18 y 19, respectivamente, se muestran todos
estos tipos de preventores.
TIPOS, CLASIFICACIONES API Y OPERACIONES DE PREVENTORES
Durante las operaciones de perforación si llegara a manifestarse un brote, el sistema de
control superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el
pozo y para circular el fluido invasor fuera de el. El control de un pozo lo constituyen
generalmente en la superficie, los sistemas independientes que son el de circulación y el
de preventores de reventones.
LOS TIPOS MÁS USUALES SON:
Desviador de flujo (Divertir)
Cabeza rotaria
Preventor rotatorio
Anular HD Tipo “GK”
Cameron Tipo “D”
Preventor de arietes tipo “U” doble
Preventor de arietes tipo “U” sencillo
Tipo Marino
La clasificación típica del API para conjuntos de preventores se basa en el rango de
operación de trabajo. De acuerdo a los arreglos que la norma API RP 53 recomienda.
Los hay de 2,000, 3,000, 5,000, 10,000 y 15,000 lb/pg² (141, 211, 352, 703 y 1055)
kg/cm².
ARREGLO TÍPICO DE PREVENTORES
G - Cabeza rotatoria
A - Preventor anular
Rd - Preventor de arietes para tubería de perforación, ciegos, variables o de corte.
R - Preventor de arietes sencillo arietes variables o de corte
Rt - Preventor triple con tres juegos de arietes instalados a criterio
S - Carrete de control con salidas laterales para líneas de matar y estrangular
1.2 Sistemas De Desvío Por Preventores
SISTEMAS DE DESVÍO
El sistema de desvío (desviador, derivador o diverter) es un preventor anular conectado
por debajo a un sistema de tubería con diámetro grande. Se utiliza cuando está colocada
solamente la primera tubería de revestimiento y para desviar el flujo y el gas del equipo de
perforación en las embarcaciones que tienen riser. La tubería con diámetro grande, o la
línea de desalojo, generalmente tiene dos direcciones de salida. Este sistema conduce
por la tubería, o desvía, la corriente de los fluidos del pozo alejándose del equipo y el
personal. Se debe usar sistemas de desvío si no se puede cerrar un pozo por temor
A pérdidas de circulación o fallas en la formación.
Es normal que el sistema de desvío se instale en la primera tubería de revestimiento
(casing conductor) o como parte riser, con las líneas del desvío corriendo hasta un área
segura, a sotavento. Por este motivo, en los locaciones costa afuera se usan dos líneas
de desvío con válvulas selectivas, para que el perforador pueda elegir la línea a sotavento
para cada período, o a medida que cambian las condiciones del viento. Los controles del
desvío en el piso están mejor preparados como un solo control separado para evitar
confusiones, dado que las operaciones de desvío generalmente se llevan a cabo
rápidamente. La palanca de control en el acumulador debería estar conectada con el
control para la línea de desvío para que no se pueda cerrar el preventor anular antes de
abrir la(s) línea(s) del desvío.
Se usan los sistemas de desvío para proteger al personal y los equipos de flujos de gas
de poca profundidad.
Los sistemas de derivación están diseñados para períodos breves de caudales de flujo
elevados, no para presión alta. La erosión a caudales de flujo elevados es una
preocupación. Mientras más grandes sean las líneas de desvío, mejor. Algunas
operaciones utilizan tanto un preventor anular como uno de esclusas encima de la(s)
línea(s) de desvío debido a los altos caudales de flujo. Para minimizar los efectos de la
erosión, las líneas deben ser lo más grandes y sencillas posible, y enfocadas hacia el
lugar de venteo con un mínimo de codos o giros.
1.3 Preventores Esféricos
DESCRIPCIÓN DEL PREVENTOR ANULAR (ESFÉRICO)
Se le denomina con este nombre a la unidad que forma parte del conjunto de preventores,
y tiene como principal característica, efectuar cierres herméticos a presión sobre cualquier
forma o diámetro o herramienta que pueda estar dentro del pozo. Este preventor jamás
deberá estar cerrado si no hay tubería dentro del pozo. Estos preventores se emplean con
el uso de un elemento grueso de hule sintético que se encuentra en el orificio interno del
mismo y al operarlo, se deforma concéntricamente hacia el interior del preventor,
ocasionando el cierre parcial o total del pozo. El hule estando en posición abierta tiene el
mismo diámetro de paso del preventor. Además permite el paso o giro de tuberías aún
estando cerrado (esta operación se debe efectuar regulando la presión de trabajo a su
mismo valor de sello).
Al detectar un brote con tubería dentro del pozo, se cerrará el preventor adecuado (de
arietes o anular esférico). El preventor anular esférico deberá ir colocado en la parte
superior de los preventores de arietes, debiendo ser de las mismas características. Los
más usados son de 21¼, 16¾, 13 5/8, 11 y 7 1/6”, con presiones de trabajo de 2000 a
10,000 lb/pg².
Los preventores anulares, a veces denominados preventores tipo “bolsa” (bag), tipo
“esféricos” o simplemente “Hydril”, son casi con seguridad los dispositivos para control de
la presión de cabeza de pozo más versátil jamás elaborado. El preventor anular se utiliza
para cerrar sobre cualquier equipamiento que se encuentra dentro del pozo y como
cabezal lubricador para mover o extraer la tubería bajo presión. La mayoría de los
preventores anulares modernos se cierran alrededor del vástago, los portamechas, la
tubería de perforación, la columna de trabajo, el tubing, el cable de perfilaje o, en caso de
emergencia, el cierre total del pozo abierto. El preventor consiste en un empaquetador
circular de “caucho” (packer), un pistón, un cuerpo y una tapa. Al bombear el fluido
hidráulico hacia la cámara de cierre, fuerza el pistón hacia arriba o hacia delante, lo que
provoca que el packer se contraiga hacia adentro.
La mayoría de los preventores anulares tienen un diseño para un a presión de cierre
máxima de 1.500 psi (103,5 bar). No obstante, muchos BOP anulares tienen cámara de
presión máxima de trabajo de 3.000 psi (207 bar). Debe advertirse que mover la tubería a
través del preventor, a presiones de cierre elevadas, puede provocar desgastes y una
falla temprana del packer. Es aconsejable revisar el manual de fabricación para conocer
las características necesarias de presión operativa de los distintos preventores, y para
saber cuál debe ser la presión de cierre recomendada, teniendo en cuenta la presión del
pozo y el tamaño de la tubería en uso. Es fundamental recordar que el packer debe
ejercer una presión de cierre suficiente en la tubería para que quede bien sellada, pero no
que resulte excesiva, como para que el packer se deteriore.
En general, para mover la tubería, la presión regulada para un preventor anular debe
rondar los 800 psi (55,2 bar). El empaquetador de “caucho” que se encuentra en el
preventor anular y lo hace flexible constituye la parte crítica del preventor y puede
destruirse por mal uso. Uno de los principales problemas que se presentan es la
aplicación de una presión de trabajo (acumulador) inadecuada sobre el preventor anular,
lo cual pude provocar una falla en el empaquetador del preventor anular.
Aunque el anular puede cerrar sobre una multitud de tuberías y formas, sólo debe
probarse utilizando el cuerpo de la columna de trabajo. Hay ocasiones en las que un sello
de particular resulta necesario; tal es el caso cuando se cierra alrededor de un cable de
perfilaje o del vástago o cuando hay gas H2S. Debe recordarse que estas operaciones
pueden provocar desde la reducción del período útil del packer hasta su destrucción
definitiva. Al utilizar el preventor anular, no se deben escatimar esfuerzos para aplicar la
menor cantidad de presión posible. Una presión de cierre mínima mantendrá al packer en
buen estado.
Se requiere mayor cantidad de fluido hidráulico para cerrar un preventor anular que una
esclusa (ariete) de tubería. Esto significa que lleva más tiempo cerrar un anular que una
esclusa. Presiones de cierre más elevadas no implican una mejora del tiempo de cierre,
como tampoco con las líneas de operación de diámetro mayor o con conexiones o
reguladores más grandes.
Puede mejorarse el funcionamiento del preventor anular del equipo si se toman los
siguientes recaudos:
1. Almacenar lo empaquetadores en lugares fríos, secos y oscuros, mantenerlos lejos de
los motores eléctricos.
2. Nunca aplicar mayor presión de la necesaria en la unidad de cierre, en particular al
mover la tubería.
3. Resulta difícil mantener un buen control de calidad sobre los elementos grandes de
“caucho” tales como los empaquetadores anulares. Probar con el empaquetador cuando
se le coloca en el preventor, tal como lo requieren las normas de funcionamiento y
conforme a las disposiciones gubernamentales.
4. Revisar el manual de fabricación para obtener datos relacionados con el
funcionamiento del preventor anular en uso. Puede haber importantes diferencias en
cuanto a estos datos de acuerdo al tipo de preventor anular.
Debe destacarse que los empaquetadores de los preventores anulares pueden partirse
para facilitar la remoción y colocación cuando no es posible sacar del pozo el vástago o la
barra de sondeo. Los empaquetadores anulares pueden adquirirse de la fábrica ya
partidos. Las empaquetaduras pre-partidas son muy convenientes en caso que el
preventor anular vaya a usarse para la extracción de tubería.
Preventores anulares de propósito especial
La mayoría de los fabricantes de equipos de BOP poseen una gran variedad de
preventores tipo anulares de propósito especial. En general, la función de cada uno se
reconoce por su denominación, a saber: BOPs rotativas, escurridores (stripper) de
tubería, escurridores de cables de perfilaje, escurridores de varillas, prensaestopas y
cabezas de circulación.
1.4 Arietes Anulares
El ariete de tubería es el preventor de reventones básico. La confiabilidad del ariete se
debe en parte a su simplicidad básica y en parte a los esfuerzos que se han hecho con el
diseño de la esclusa. La mayoría de los preventores de ariete se cierran con una presión
de operación de 1.500 psi (103,42 bar) y esto no debe variar a no ser que las condiciones
específicas o el tipo de esclusa requieren una presión o un procedimiento diferente.
Los arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión. Hay
muchas clases de arietes hechos a medida o especializados que han sido diseñados para
ciertas aplicaciones en particular. Los arietes van desde los juegos sencillos de una sola
Esclusa hasta cuerpos de juegos de múltiples arietes. Los arietes sencillos podrían
consistir de un vástago pulido que cierra por medio de girar manijas que están a cada lado
para atornillar la esclusa hacia adentro y alrededor de la tubería. Los juegos complejos de
Múltiples arietes pueden estar ubicados todos juntos en un cuerpo en una carcasa,
operados a control remoto por medio de presión hidráulica.
Las esclusas de la mayoría de los sistemas de preventores se cierran por medio de
pistones hidráulicos. El vástago del pistón sella contra el pozo por medio de un sello de
labio primario instalado en la carcasa, a través del cual pasa el vástago de operaciones.
Si la presión del pozo se desvía del sello primario y entra al cilindro de operaciones,
podría forzar el ariete y abrirlo. Para evitar esto, se provee una serie de sellos secundarios
y un método de detección, incluyendo aros sello (O rings) de apoyo, un sello de inyección
de empaque de plástico y un venteo a la atmósfera. Si se nota algún fluido drenando del
preventor, se debería energizar el sello secundario o el plástico auxiliar para sellar contra
el vástago de pistón.
Algunos sistemas de BOP a esclusas usan un eje roscado para cerrar el preventor, pero
muchas veces los reglamentos exigen que los preventores de reventones operen
hidráulicamente. En caso de una falla en el sistema hidráulico, la mayoría de los arietes
se pueden cerrar en forma manual, a no ser que estén equipados con un sistema de
cierre hidráulico. Cuando están cerrados, se pueden cerrar los arietes con sistemas de
cierre hidráulicos o manuales (volante).
La mayoría de las esclusas están diseñadas para sellar contra la presión sólo del lado
inferior. Esto significa que el ariete no aguantará la presión si se coloca al revés.
Adicionalmente, tampoco se puede hacer una prueba de presión desde el lado superior.
Por lo tanto, al instalar el conjunto hay que tener cuidado de asegurarse de que está en la
posición correcta. El nombre del fabricante debe estar puesto correctamente y los
entradas de circulación o salidas deben estar ubicados debajo del ariete.
Cuando cambian los empaques en los arietes, recuerde que la mayoría de los problemas
surgen porque no se cierra y se sella correctamente el bonete o el sello de compuerta. Es
una buena práctica inspeccionar y reponer estos sellos según sea necesario cada vez que
se cambian los arietes o se abren las compuertas. Se debería guardar en locación un
juego de arietes para tuberías y elementos para el sellado de las esclusas para cada uno
de los tamaños de tubería que usan, así como también, juegos completos de sellos de
bonetes o de compuertas para cada tamaño y tipo de preventor de reventones tipo ariete
que usan. También se debería tener a mano el empaque de plástico para los sellos
secundarios.
1.5 Arietes Ajustables
La mayoría de los arietes tienen guías para centrar la tubería. El troquelado (recorte) del
bloque del ariete se encaja bien con el tamaño de la tubería. Mientras que el ariete cerrará
alrededor de una tubería que tiene un pequeño ahusamiento, no se cerrará alrededor de
la rosca de unión sin aplastar la unión o dañar la cara del ariete. Se debe tener cuidado
especial cuando está cerrando la esclusa cerca de una rosca de unión, especialmente
cuando trabaja con tubería de aluminio, cuyo ahusamiento es más grande que el de
la tubería de acero.
No se debe probar el funcionamiento de los arietes de tuberías sin tener la tubería del
tamaño apropiado en los preventores, para así evitar daños. No se deberían cerrar en un
pozo abierto (sin columna), dado que podrían causar daños y estiramiento del
empaquetador.
Se puede mover la tubería en los arietes para tubería. Para minimizar el desgaste en las
superficies del empaquetado, se debe reducir la presión de cierre a aproximadamente 200
a 300 psi (13,79 a 20,62 bar). La presión del pozo fuerza a la goma en la parte superior
del bloque del ariete contra el cuerpo del preventor, lo cual ayuda a sellar el pozo. Hay
que regular la presión de operación del acumulador para los arietes de acuerdo con las
instrucciones de operación del fabricante. Se debe minimizar el movimiento de la tubería
en las esclusas, especialmente las inversiones abruptas en la dirección de la tubería.
1.6 Arietes Ciegos
Los arietes ciegos son un ariete especial que no tiene un recorte para la tubería en el
cuerpo de la esclusa. Los arietes ciegos tienen elementos de empaque grandes y se
hacen para cerrar sin que haya tubería en el pozo. Al probarlos, deben estar presurizados
a la clasificación plena.
ARIETES CIEGOS/CORTADORES
Los arietes ciegos / cortadores combinan tanto la capacidad ciega o de cerrar el pozo
abierto como la capacidad de cortar. Éstos ofrecen la ventaja de cortar la tubería y sellar
el pozo abierto después de cortar la tubería. Otra ventaja de los arietes ciegos /
cortadores es la ventaja del espacio que se ahorra al usar un solo juego para hacer el
trabajo tanto de los arietes ciegos, como de los arietes cortadores.
1.7 Arietes De Corte
Las esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero con hojas especiales para cortar
tubulares (tubería, tubería de perforación, collares -portamechas-, etc.). Quizás haya que
usar presiones reguladas más altas que las normales y/o usar reforzadores hidráulicos,
Según el tipo de ariete cortador y el tubular que se va a cortar. Los arietes cortadores
tienen tolerancias de cierre pequeñas. Cuando se cierran para probar su funcionamiento,
no se deben cerrar de golpe con alta presión, sino que hay que cerrarlas con una presión
De operación reducida de aproximadamente 200 psi (13.79 bar).
Cuando se prueban los arietes cortadores a presión, el empaquetador se estira. Dado que
el empaquetador en los arietes cortadores es pequeño, se pueden realizar muy pocas
pruebas de presión y, a la vez, mantener un empaquetador que se pueda usar. No haga
más pruebas de presión en los arietes cortadores de las que sean necesarias.
1.8 Empacaduras De Preventores (Elastómero)
Los puntos de conexión son un punto débil en cualquier sistema de tuberías o válvulas y
la columna del preventor de reventones no es ninguna excepción. Las bridas y los aros
empaquetadores para sellar están sujetos al abuso durante el armado, lo cual puede
llevar a una falla en las pruebas de presión. Probablemente la mayor fuente de fallas son
los rasguños en los aros empaquetadores, las ranuras de asiento de los anulares o las
superficies de unión cuando los están limpiando o uniendo los niples. No deje que la
cuadrilla utilice cepillos de alambre o raspadores en las superficies de unión y en los
alojamientos de los anillos. Sellos malos no pasarán una prueba de presión, haciendo que
la columna tenga que ser desarmada y quizás llevando a conexiones falladas. Siempre se
deben limpiar y secar las ranuras anulares antes de instalarlos. Sin embargo, en los casos
donde las tolerancias de aro a ranura son estrechas, algunos fabricantes podrían permitir
la aplicación de un aceite liviano (por ejemplo, WD-40) para ayudar a que el aro se
asiente correctamente. Hay que inspeccionar los aros a fondo. Cualquier daño al aro
puede impedir que se asiente correctamente.
Muchas veces la cuadrilla no se da cuenta de cuán importante es mantener las tuercas
ajustadas en las bridas de conexión. Los aros tipo X que están energizados con la presión
ayudan a mantener las bridas ajustadas, pero no hay nada que pueda reemplazar el
volver a ajustarlos. Las empaquetaduras anulares tipo RX y BX se usan en las
empaquetaduras o ranuras del tipo que se energizan por sí solas. Las empaquetaduras
anulares tipo R no se energizan por sí solos y no se recomiendan para ser usados en
equipamiento para controlar pozos. Las empaquetaduras anulares RX se usan con las
bridas del tipo 6BX y cubos 16B. Las empaquetaduras anulares tipo BX se usan con
bridas del tipo 6BX y los cubos tipo 16BX.
Los pernos de las bridas del cabezal de pozo son especialmente críticos en las columnas
en las plataformas autoelevadizas (jackups) y en equipos sobre plataformas. Esto se debe
a que el movimiento de la larga tubería conductora que va al fondo del mar está
restringido en la parte superior por estar amarrada la columna con el equipo de
perforación.
La conexión de cubo y grampa API consiste de dos cubos apretados contra un aro
metálico de sellado por una abrazadera de dos o tres piezas. Esta conexión requiere
menos pernos para armarlo y es más liviana, pero no es tan fuerte como la conexión de
brida API del diámetro equivalente en cuanto a tensión, pandeo o carga combinada. Sin
embargo, las conexiones de abrazadera o campana propias (“caseras”) pueden ser
iguales o mejores que la conexión embridada API para cargas combinadas.
EMPAQUETADURAS ANULARES COMUNES
La empaquetadura anular tipo R no está energizada por presión interior. El sellado ocurre
a lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y la empaquetadura tanto en
el OD como en el ID de la empaquetadura. La empaquetadura puede ser ya sea
octagonal u ovalada en la sección cruzada. El diseño tipo R no permite un contacto cara a
cara entre los cubos o las bridas. Las cargas externas se transmiten a través de las
superficies de sellado del aro. La vibración y las cargas externas pueden hacer que las
pequeñas bandas de contacto entre el aro y los alojamientos se deformen plásticamente y
así, la unión podría desarrollar una fuga, a no ser que se ajusten los pernos de la brida
Semanalmente.
COMPONENTES DE SELLADORES ELASTOMERICOS
Los elementos de empaque o sellado de los preventores anulares y de arietes vienen en
muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión. Están construidos en goma de
alta resistencia o materiales similares, moldeados alrededor de una serie de dedos de
acero. Los dedos de acero añaden fuerza y control al estiramiento del material del
empaque. El elemento del empaque puede estar hecho de una gran variedad de
diferentes componentes para una variedad de usos. Los compuestos más comunes que
se utilizan para elementos de empaque son las gomas naturales, el nitrilo y el neopreno.
Se han formulado compuestos específicos para la tolerancia con el petróleo, frío y calor
extremos, gas agrio y entornos corrosivos. Los componentes de elastómeros se deben
cambiar lo antes posible después de haber estado expuestos al sulfuro de hidrógeno bajo
presión.
Los elementos de empaque se identifican por un sistema de codificación que incluye
información sobre la dureza, el compuesto genérico, la fecha de fabricación, el número de
lote / serie, el número de pieza del fabricante y el rango de la temperatura de operación
del componente. Se deben guardar sellos y empaquetadores de repuesto para los
preventores de reventones en locación y guardarlos de acuerdo con las recomendaciones
del fabricante. Como puede ver en la tabla siguiente, hay muchos compuestos
elastoméricos
Refiérase siempre al fabricante para la selección correcta del elastómero o elemento de
empaque. Recuerde que se logrará una vida del empaquetador máxima si se usa la
presión de cierre más baja que mantenga el sello. Cuando se mueve o se gira la tubería
en un empaque, se obtiene una vida más larga para la unidad de empaque si se ajusta la
presión de la cámara lo suficientemente baja como para mantener el sello en la tubería
con una pequeña cantidad de fuga de fluido. Esta fuga indica la presión de cierre más
baja que se puede usar para el menor desgaste de la unidad de empaque y provee
lubricación para el movimiento de la tubería. Si no se desea o no es posible mover la
tubería, se requiere una presión de sellado ajustado y sin fugas.
1.9
Pruebas De
Precisión
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