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Sistemas del equipo de prevención de reventones en la perforación de pozos -`` `` `` `` `` ` ,, ,, ,, `` `` `` `` `` -` -, , `, ,` , `` ,, --

NORMA API 53 CUARTA EDICIÓN DE NOVIEMBRE 2012

Proporcionado por IHS bajo licencia con el API Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de Los IHS derechos de autor Instituto Americano del Petróleo

Licenciatario = Occidental Petróleo y Gas / 5910419104 No para reventa, 18/01/2013 12:40:01 MST

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Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo

Sistemas del equipo de prevención de reventones en la perforación de pozos

Segmento aguas arriba NORMA API 53 CUARTA EDICIÓN DE NOVIEMBRE 2012

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1 Alcance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.1 Propósito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.2 Control de Pozos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.3 Instalación de la BOP… . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.4 disposiciones relativas al equipo.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.5 Operaciones a temperaturas extremas altas y bajas…... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 2 Referencias normativas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 3 términos, definiciones y abreviaturas. . . . . . . . . . . … . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 3.1 Términos y Definiciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 3.2 Abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . …. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 4 Presión de sello de los componentes de la BOP . . ….. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 4.1 Generalidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 4.2 Bridas y cuadrantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 4.3 atornillado, bridas y abrazaderas. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 4.4 Juntas de Anillo-conjuntos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 4.5 Efectos de la presión externa sobre las Juntas de Anillo-conjuntos.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 4.6 Conector del cabezal submarino y cabezal de unión… . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 4.7 Paquete de Riser submarino, conector y junta………………… .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 4.8 Choque submarino y líneas de matar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 4.9 Componentes húmedos de sellado elastomérico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 4.10 Condiciones del Servicio de fluidos para componentes de sellado húmedo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 4.11 Componentes elastoméricos no mojados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 4.12 Marcado de equipo y almacenamiento. ... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 5 Preventoraa de reventones en presencia de sulfuro de hidrógeno. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 5.1 Aplicabilidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 5.2 modificaciones al equipo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... 15 6 Sistemas de la BOP en superficie………... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 6.1 Conjunto de arreglos la BOP de superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 6.2 Choque Manifolds, líneas de choque y Líneas de matar en la BOP en superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 6.3 Sistemas de Control para el conjunto de la BOP en superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 6.4 Equipos auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 6.5 Mantenimiento y Pruebas de los sistemas de la BOP en superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 7 Sistemas de la BOP submarina. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 7.1 Arreglos de las partes de la BOP submarina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 7.2 Choque manifolds, líneas de choque y Líneas de matar en la BOP submarina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 7.3 Sistemas de control electro-hidráulico y Multiples para la BOP submarina.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 7.4 Equipo auxiliar para la BOP submarina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 7.5 Mantenimiento y Pruebas de los sistemas de la BOP submarina. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 Anexo A (Informativo) Formularios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 Anexo B (Normativo) informe de falla. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 Anexo C (Informativo) Cálculo de la precarga del acumulador. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 Anexo D (Normativo) Prueba de Campo del Sistema acústico.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 Bibliografía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 v --

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Figuras 1 Ejemplo de montaje de Choque manifold para presiones de trabajo de 2K y 3K Instalaciones de la BOP en superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2 Ejemplo de montaje de Choque manifold para presiones de trabajo de 5K Instalaciones de la BOP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 3 Ejemplo de montaje de choque manifold para presiones de trabajo de 10K o mayor Instalaciones de la BOP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 4 Ejemplo de montaje de línea de matar para presiones de trabajo de 2K y 3K Instalaciones de la BOP... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 5 Ejemplo de montaje de línea de matar para presiones de 5K y mayor Instalaciones de la BOP . . . . . . . .. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 6 Ejemplo de montaje de línea de matar para presiones de 5K y mayor Instalaciones de la BOP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 7 Ejemplo de instalación de choque de la Standpipe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 8 Imagen ejemplo del espacio de salida de las Ram de la BOP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 9 Ejemplo de choque y Manifold para matar en sistemas submarinos.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 10 Ejemplo de riser con líneas y choque para matar para BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . 55 11 Ejemplo de la BOP submarina ilustrando ubicaciones opcionales para choke y líneas de matar. . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . 56 12 Ejemplo de conexión flexible en la parte superior del Riser para choque y líneas de matar. . . . . . .. . . . . . 57 13 Ejemplo de conexión flexible en la parte inferior del Riser para choque y líneas de matar . . . . . . . . . . . . . 58 14 Ilustración de ejemplo del espacio de salida de las Ram de la BOP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 A.1 Hoja de trabajo de prueba de funcionamiento de la BOP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 A.2 Hoja de trabajo de prueba de descenso de presión de la BOP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 A.3 Hoja de trabajo de prueba funcionamiento de la BOP submarina. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 A.4 Hoja de trabajo de prueba descenso de presión de la BOP submarina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 Tablas 1 Presiones nominales para la BOP . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 2 Prueba de Presión, Sistemas de la BOP, prueba inicial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 3 Prueba de presión, Sistemas de la BOP, pruebas posteriores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 4 Ejemplo de cálculos de MEWSP en superficie dada la información de pozos y equipo.. . . . . . . . . . . . . . . 47 5 Presiones nominales para la BOP submarina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 6 Prueba secundaria en superfice, de emergencia y otros sistemas. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 7 Prueba secundaria submarina, de emergencia, y otros sistemas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 8 Otros pruebas para el sistema. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 9 Prueba de presión, plataformas flotantes con BOP submarina, pruebas de preimplementación . . . . . . . 86 10 Prueba de presión, plataformas flotantes con BOP submarina, pruebas submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 11 Ejemplo de cálculos de MEWSP submarino dada la información de pozos y equipo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96

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Introducción Esta norma representa una combinación de las prácticas empleadas por diversas empresas operadoras y de perforación en sus operaciones. Esta norma está bajo la jurisdicción del subcomité de operaciones de perforación y producción de la API. El objetivo de esta norma y las recomendaciones en esta, es ayudar a la industria del petróleo y gas en la promoción de la seguridad del personal, la seguridad pública, la integridad del equipo de perforación, y la preservación del medio ambiente para las operaciones de perforación terrestres y marinos. En el contexto de los sistemas de prevención de reventones, este objetivo se logra mejor a través de una combinación de fiabilidad del equipo y gestión de riesgos. Esta norma se publica para facilitar la amplia disponibilidad de prácticas probadas, ingeniería de sonido y operaciones que cumplen con el objetivo declarado a través de prácticas que mejoran la fiabilidad y reducen el riesgo a niveles aceptables. Esta norma no presenta todas las prácticas operacionales que se pueden emplear para instalar y operar con éxito los sistemas de prevención de reventones en operaciones de perforación, completamiento y pruebas de pozos. Las prácticas establecidas en este documento se consideran aceptables para llevar a cabo el trabajo como se describe; Sin embargo, las instalaciones y prácticas alternativas equivalentes se pueden utilizar para lograr los mismos objetivos. Los individuos y las organizaciones que utilizan esta norma son advertidos de que las operaciones deben cumplir con los requisitos de los gobiernos federal, estatal o regulaciones locales. Estos requisitos deben ser revisados para determinar si pueden producirse violaciones. La primera edición de API 53, publicado en febrero de 1976, sustituida por el boletín API D13, instalación y utilización de preventoraa de reventones y equipo accesorio, febrero de 1966. La segunda edición de API 53 fue emitida en mayo de 1984 y la tercera edición del API 53 fue publicada en marzo de 1997. Esta edición sustituyo todas las ediciones anteriores de esta norma. Las operaciones de perforación se llevan a cabo teniendo en cuenta plenamente la seguridad del personal, la seguridad pública, y la preservación del medio ambiente en condiciones tan diversas como áreas metropolitanas, áreas silvestres, plataformas oceánicas, sitios de aguas profundas, desiertos áridos, refugios de vida silvestre, y bolsas de hielo ártico. La información presentada en esta norma se basa en esta extensa y amplia experiencia en el sector.

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Sistemas del equipo de prevención de reventones en la perforación de pozos 1 Alcance 1.1 Propósito 1.1.1 El propósito de esta norma es proporcionar requisitos sobre la instalación y prueba de sistemas de equipos de prevención de reventones en tierra y plataformas de perforación marina (barcaza, plataforma, con apoyo inferior y flotante). 1.1.2 Los sistemas del equipo de prevención de reventones se componen de una combinación de diversos componentes. Se requieren los siguientes componentes para el funcionamiento bajo condiciones variables de los equipos de perforación y pozo: a) preventoraa de reventones (BOP); b) choque y líneas de matar; c) choque manifolds; d) sistemas de control; e) equipo auxiliar. 1.1.3 Las funciones primarias de estos sistemas son contener los fluidos del pozo, proveer formas de agregar fluido al pozo y permitir la salida controlada de volúmenes del pozo. 1.1.4 Los Diverters, dispositivos de encendido y sistemas de cabeza rotatoria (dispositivos de control de rotación) no están establecidos en esta norma (ver API 64 y API 16RCD, respectivamente); su principal propósito es dirigir el flujo de manera segura más allá que atrapar los fluidos del pozo.

1.2 Control de Pozos Los procedimientos y técnicas para el control de pozos no están incluidas en esta norma ya que estas van más allá del alcance de los sistemas de equipo contenidos en este.

1.3 Instalaciones de la BOP Esta norma contiene una sección referente a la instalación de la BOP en superficie seguido de una sección de instalación submarina de la BOP.

1.4 Arreglos del Equipo Los arreglos del equipo recomendados como se expone en esta publicación son adecuados para satisfacer condiciones especificadas del pozo. Se reconoce que otros arreglos pueden ser igualmente eficaces para hacer frente a los requisitos y lograr así la seguridad y la eficiencia operacional.

1.5 Operaciones en temperaturas extremas altas y bajas 1.5.1 Aunque las operaciones sean realizadas en áreas con temperaturas extremadamente altas y bajas, no hay una sección específicamente aplicable a estas condiciones de servicio ya que las prácticas actuales generalmente protegen los equipos BOP de estos ambientes. 1.5.2 Los valores de altas y bajas temperaturas se identifican en API 16A para partes metálicas y no metálicas. El uso de componentes metálicos y no metálicos debe ser verificado para el uso en temperaturas por arriba o por debajo de esas identificadas en API 16A. --``````````` ,,,,,, `` `` `` `` `` -`-,, `,,`, `` ,, ---

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2 NORMA API 53

2 Referencias normativas Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento. Para referencias con fechas, solo la edición citada aplica. Para referencias sin fecha aplica la última edición de este documento referenciado. Especificación API 5L, Líneas de tubería. Especificación API 6A, Equipo de cabeza de pozo y árbol de navidad. Especificación API 16A, Especificación de equipo para taladrar a través de. Especificación API 16C, Choque y sistemas de matar. Especificación API 16D, Sistemas de control para equipos de control de pozos de perforación y sistemas de control para diverters. Especificación API 17D, Cabeza de pozo y equipamiento del árbol de navidad submarino. Especificación API 17H, Prácticas recomendadas para interfaces de vehículos operados remotamente (ROV) en sistemas de producción submarinos. Practica recomendada API 75, Desarrollo de un programa de administración seguro y ambiental para facilidades y operaciones costa afuera. Practica recomendada API 500, Prácticas recomendadas para la clasificación de locaciones para instalaciones eléctricas en las facilidades petroleras clasificadas como Clase I, división 1 y 2. Practica recomendada API 505, Prácticas recomendadas para la clasificación de locaciones para instalaciones eléctricas en las facilidades petroleras clasificadas como Clase I, Zona 0,1 y 2. ASME B1.20.1, Hilos de tubería, Proposito general (pulgadas) ASME B31.3, Proceso de tubería. ASME Evaporador y código de vasija de presión (BPVC) 1 , sección VIII: Vasijas de presión. ASME Evaporador y código de vasija de presión (BPVC), sección IX: Calificación de soldadura y soldadura fuerte. NACE MR 0175/ISO 15156 2 3, (todas las partes) Industria de petróleo y gas- Materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de petróleo y gas.

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ASME International, 3 Park Avenue, Nueva York, Nueva York 10016, www.asme.org. NACE International (anteriormente la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión), 1440 South Creek Drive, Houston, Texas 77218-8340, www.nace.org. Organización Internacional de Normalización, 1, cap. de la Voie-Creuse, Case postale 56, CH-1211 Ginebra, Suiza, www.iso.org. --``````````` ,,,,,, `` `` `` `` `` -`-,, `,,`, `` ,, ---

SISTEMAS DEL EQUIPO DE PREVENCIÓN DE REVENTONES EN PERFORACIÓN DE POZOS

3 términos, definiciones y abreviaturas 3.1 Términos y Definiciones Para los efectos de esta norma, se aplican los siguientes términos y definiciones. 3.1.1 acumulador Un recipiente a presión cargado con gas inerte y se utiliza para almacenar fluido hidráulico bajo presión. 3.1.2 Adaptador Spool Un carrete utilizado para conectar el equipo de perforación-a través, con diferentes conexiones en los extremos, tamaño de diámetro nominal, y / o rangos de la presión entre sí. 3.1.3 Preventoraa de reventones anular Una válvula de control que utiliza un elemento de sellado en forma elastomérica para sellar el espacio entre la tubería y el pozo o un agujero abierto. 3.1.4 línea articulada Una línea articulada es una línea de choque o matar montada como una unidad con tubería rígida, juntas rotativas y conexiones finales diseñadas para permitir un movimiento relativo determinado entre las conexiones finales.

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3.1.5 niple de campana Riser del lodo Niple de flujo Un pedazo de tubo, con diámetro interior igual o mayor que el diámetro interior que la preventoraa de reventones, conectado a la parte superior de la válvula de control o tubería vertical marina con una salida lateral para dirigir el fluido de perforación hacia la piscina de las zarandas. NOTA Este tubo normalmente tiene una segunda salida lateral para la conexión de la línea de llenado.

3.1.6 Ram ciego Un componente de cierre y sellado en una preventoraa de reventones que sella el pozo abierto. 3.1.7 Ram de corte ciego BSR Un componente de cierre y sellado en una preventoraa de reventones que primera corta ciertos tubos en el pozo y luego sella el orificio o actúa como un Ram ciego si no hay tubería en el pozo. 3.1.8 reventón Un flujo incontrolado de los fluidos del pozo y / o fluidos de la formación del pozo a la superficie o en zonas del subsuelo con presiones inferiores (reventón de subsuelo). 3.1.9 preventoraa de reventones BOP Equipo instalado en un arreglo de la cabeza de pozo o en cabeza de pozo sola para contener fluidos del pozo, ya sea en el espacio anular entre el casing y la tubería, o en hueco abierto durante la perforación de pozos, completamiento y pruebas operacionales. NOTA las BOP no son: válvulas de compuerta, paquetes de control en reacondicionamiento / intervención, dispositivos de apertura, componentes del control de pozos (según API 16ST), paquetes de control en una intervención, diverters, cabezas rotatorias, dispositivos de circulación y rotación, elementos para cubrir, paquetes de alivio de presión o rams no sellantes.

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NORMA API 53

3.1.10 sistema de control de prevención de reventones (unidad de cierre) El conjunto de bombas, válvulas, líneas, acumuladores, y otros artículos necesarios para abrir y cerrar el equipo de prevención de reventones. 3.1.11 conjunto de prevención de reventones El conjunto completo de equipo de control, así, como preventoras, spools, válvulas y niples conectados a la parte superior de los conjuntos de cabeza de pozo o cabezal. 3.1.12 separador principal Un tanque depósito de inercia, horizontal y cilíndrico que cambia la dirección del flujo de fluido aguas abajo del choque y sirve para dirigir el flujo a la línea del quemador de gas. 3.1.13 Ram de corte del casing RSE Es un componente de cierre en la preventora de reventones que es capaz de cortar ciertos tipos de tubos.

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NOTA Los Rams de corte del casing no están obligados a sellar.

3.1.14 Choque Un dispositivo ya sea con una abertura fija o variable usada para controlar la tasa de flujo de líquidos y / o gas. 3.1.15 válvula del choque / línea de matar Son la(s) válvula(s) conectada(s) a una parte de la BOP que controla el flujo hacia el choque y manifold de matar. 3.1.16 Choque/ línea de matar Una línea de alta presión que permite que los fluidos se puedan ser bombeados o retirados del pozo con la BOP cerrada. 3.1.17 Choque/ manifold de matar Un conjunto de válvulas, choques, medidores, y líneas utilizadas para controlar la velocidad de flujo y la presión del pozo cuando la BOP está cerrada. 3.1.18 conexión de abrazadera Un dispositivo de sellado de presión usado para unir dos elementos sin necesidad de utilizar juntas de bridas atornilladas convencionales. NOTA Los dos elementos que van a ser sellados se preparan con los ejes de sujeción. Estos ejes se mantienen juntos mediante una abrazadera que contiene cuatro pernos.

3.1.19 Relación de cierre El área de operación del pistón expuesto a la estrecha presión de funcionamiento, dividido por el área de la sección transversal del eje del pistón expuesta a la presión del pozo. 3.1.20 persona competente Una persona con características o habilidades adquirida a través de la formación, la experiencia, o ambos, medido frente a los requisitos establecidos por el fabricante o por los propietarios de los equipos. 3.1.21 tubo conductor Una cadena relativamente corta de tubería de gran diámetro que se ajusta para mantener la parte superior del agujero abierto y proporcionar medios para devolver el fluido de perforación que fluye desde el pozo hasta el sistema de fluido de perforación en superficie hasta la primera sección de casing que se encuentra en el pozo.

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3.1.22 manifold de control El sistema de válvulas y tuberías para controlar el flujo de fluido hidráulico para operar los diversos componentes de la BOP. 3.1.23 tablero de control Un conjunto de válvulas y reguladores (ya sea hidráulica o eléctricamente accionados) que cuando se activa dirigirá el fluido hidráulico a través de aberturas especiales para operar el equipo BOP. 3.1.24 estación de control / panel, remoto Un panel que contiene una serie de controles que operarán las funciones base de la BOP desde una ubicación que está lejos del control de desviación hidráulico o del procesador central en el caso de un MUX o sistema de control multiplex. NOTA La estación de control para un sistema hidráulico discreto está en el HPU.

3.1.25 subestructura de la mesa de perforación La(s) estructura(s) base sobre la que se apoyan la torre de perforación, mesa rotatoria, malacate, y otros equipos de perforación. 3.1.26 válvula de seguridad de la tubería de perforación Una válvula de apertura completa esencial situada en la mesa de perforación con hilos para que coincida con las conexiones de las tuberías de perforación u otros elementos tubulares en uso. NOTA Esta válvula se utiliza para cerrar la tubería de perforación para evitar el flujo y puede adaptarse a otras conexiones y tamaños de los tubulares que se han instalado en el pozo.

3.1.28 flotadora de la sarta de perforación Una válvula tipo cheque en la sarta de perforación que va a permitir que el fluido sea bombeado hacia el pozo pero evitará que los fluidos del pozo entren en la tubería de perforación. 3.1.29 tubo conductor Una cadena corta de tubos de gran diámetro impulsada o forzada en el suelo para que funcione como tubo conductor. 3.1.30 propietario del equipo El comprador o arrendatario de los equipos que se instalarán en la cabeza del pozo. NOTA En la mayoría de los casos este es el contratista de perforación.

3.1.31 usuario del equipo La empresa propietaria de los pozos, cabeza de pozo, o conjuntos de cabeza de pozo en el que el equipo se va a instalar. NOTA Esta entidad también puede ser el propietario del equipo en caso de que el equipo se alquila a un proveedor de terceros, en parte o en su totalidad, dependiendo del nivel de equipamiento suministrado.

3.1.32 línea de llenado Una línea por lo general conectada en casing del diverter, o niple de campana, por encima de la BOP para facilitar la adición de fluido de perforación en el hueco a presión atmosférica.

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3.1.27 Spool de perforación Un componente de conexión o bien brida o con cavidades, equipada entre la BOP con salidas.

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3.1.33 junta de bola / flexible Dispositivo(s) instalado(s) entre la parte inferior del diverter y la parte de encima de la LMRP, para permitir el movimiento angular relativo del tubo ascendente, para reducir tensiones debidas a movimiento del buque y las fuerzas ambientales. 3.1.34 línea de flujo La tubería que sale del niple de campana y conduce el fluido de perforación y recortes a la zaranda y piscinas de fluidos de perforación. 3.1.35 válvula de paso completo Una válvula con área de flujo sin obstrucciones dimensionalmente igual o mayor que el tamaño de la conexión nominal. 3.1.36 prueba de funciamiento El funcionamiento de una pieza de equipo o un sistema para verificar su funcionamiento previsto. 3.1.37 válvula de compuerta Una válvula que emplea una puerta corredera para abrir o cerrar el paso de flujo. NOTA La válvula puede o no puede ser la apertura completa.

3.1.38 descolgado Una acción por el cual el peso de la porción de la sarta de perforación por debajo de un Ram de la BOP está soportado por una sección de unión descansando en el Ram cerrado o a través del uso de una herramienta especial de descolgado que aterriza en la cabeza del pozo. 3.1.39 Pozos de alta presión y alta temperatura Los pozos con una presión potencial mayor que 15.000 psi (103,42 MPa) en la cabeza del pozo o con una temperatura de más de 350 ° F (177 ° C) en la cabeza del pozo. -`` `` `` `` `` ` ,, ,, ,, `` `` `` `` `` -` -, , `, ,` , `` ,, --

3.1.40 prueba de cámara hidráulica La aplicación de una prueba de presión a cualquier cámara de trabajo hidráulica. 3.1.41 sulfuro de hidrógeno H2S Un gas inflamable altamente tóxico y corrosivo, a veces se encuentra en formaciones basales de hidrocarburos. 3.1.42 Equipos para trabajo en presencia de sulfuro de hidrogeno Equipo diseñado para resistir los efectos causados por la exposición al sulfuro de hidrógeno (H 2S). 3.1.43 cabeza hidrostática La presión que se ejerce en cualquier punto en el pozo, debido al peso de la columna de fluido por encima de ese punto. 3.1.44 en el interior de la preventora de reventones IBOP Un dispositivo que se puede instalar en la sarta de perforación, que actúa como una válvula tipo cheque permitiendo el bombeo de fluidos de perforación hacia el pozo pero impide el retorno.

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3.1.46 Kelly cock válvula de la kelly Válvulas instaladas inmediatamente por encima y por debajo de la Kelly que puede ser cerrado para confinar presiones dentro de la sarta de perforación. 3.1.47 patada El influjo de líquido o gas de la formación hacia el pozo. NOTA Sin medidas correctivas, esta condición puede dar lugar a un reventón.

3.1.48 pérdida de retorno La pérdida de fluido de perforación hacia la formación que resulta en una disminución en el volumen del tanque de lodo. 3.1.49 máxima presión superficial anticipada MASP Un diseño de carga que representa la presión máxima que puede ocurrir en el pozo durante la construcción de este. NOTA el MASP es una presión de superficie.

3.1.50 máxima presión de cabeza de pozo anticipada MAWHP La presión más alta que se prevé que se puede tener en boca de pozo en un pozo submarino. NOTA El MAWHP se puede calcular para cada sección del pozo durante la construcción del mismo.

3.1.51 máxima presión de corte esperada en el pozo MEWSP La presión de operación esperada para una sección del pozo, un requisito específico de presión de corte, diseño específico de pistón de accionamiento y especificación de material para cortar la tubería de perforación o tubing en el MASP (superficie), MAWHP (submarino), u otro valor de limitación de la presión. 3.1.52 Fabricante Original de Equipo OEM El propietario del diseño o fabricante del equipo trazable montado, la unidad de equipo único, o parte del componente. NOTA Si alguna modificación en el diseño original y / o equipos montados o parte componente son hechas por alguien que no sea el OEM, el ensamblaje, pieza o componente no se considera un producto OEM. La parte que realiza estas alteraciones se designa a continuación como el OEM.

3.1.53 Ram de tubería Un componente de cierre y sellado en una válvula preventora que sella alrededor del diámetro exterior de la tubería en el pozo. 3.1.54 indicador de volumen de los tanques Un dispositivo instalado en el tanque de fluidos de perforación para registrar el nivel de fluido en el tanque

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3.1.45 secuenciación interbloqueada Un arreglo de las funciones del sistema de control diseñado para requerir la actuación de una función como un requisito previo para accionar otra función.

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3.1.55 totalizador de volumen de los tanques Un dispositivo que combina todos los indicadores de volumen de tanques individuales y registra el volumen total de fluido de perforación en los diversos tanques. 3.1.56 equipo que contenga presión Equipo [(parte (s) o miembro (s)] expuesto a los fluidos del pozo cuya falta de funcionamiento según lo previsto puede resultar en una liberación de fluido del pozo hacia el medio ambiente. 3.1.57 control de presión El control de la circulación de fluidos a presión. 3.1.58 Regulador de presión Un componente del sistema de control que permite la disminución de la presión de entrada al sistema de control a un nivel de presión satisfactorio para operar los componentes de aguas abajo. 3.1.59 prueba de presión La aplicación periódica de presión a una pieza de equipo o un sistema para verificar la capacidad de contención de presión para el equipo o sistema. 3.1.60 rango de presión de trabajo RWP La presión interna máxima que el equipo está diseñado para contener o controlar. NOTA 1 indicativo para pozos con componentes húmedos o sistemas. NOTA 2 El rango de presión de trabajo no debe confundirse con la presión de prueba.

3.1.61 reparación Actividad que implica el desmontaje, montaje, o el reemplazo de componentes y pruebas de equipos. NOTA La reparación no incluye mecanizado, soldadura, tratamiento térmico, u otras operaciones de fabricación.

3.1.62 refabricación Se emplean actividades que implican el desmontaje, reensamblaje, y prueba de equipos donde se usa mecanizado, soldadura, tratamiento térmico, u otras operaciones de fabricación. 3.1.63 relación de corte SR El valor más alto de las relaciones de corte proporcionados por el fabricante. NOTA La relación de corte depende del tamaño del pistón y / o adición de refuerzo.

3.1.64 válvula de doble efecto Una válvula de comprobación de tipos que se desplaza entre dos o más entradas que permiten la circulación de fluido de control hacia y desde diversas fuentes. -`` `` `` `` `` ` ,, ,, ,, `` `` `` `` `` -` -, , `, ,` , `` ,, --

3.1.65 Spool espaciador Un carrete que se utiliza para proporcionar una separación entre dos componentes con conexiones finales de igual tamaño.

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3.1.66 estado estabilizado Un estado en el que la tasa de cambio de presión se ha reducido a límites aceptables antes de comenzar el período de espera durante una prueba de presión. NOTA Los cambios de presión pueden ser causados por cosas tales como variaciones en la temperatura, el asentamiento de juntas de elastómeros, o la compresión de aire o de fluidos, etc.

3.1.67 fluido hidráulico almacenado El volumen de fluido recuperable desde el sistema acumulador entre la máximo presión de diseño de funcionamiento del acumulador y la presión de precarga. 3.1.68 BOP submarina La preventora de reventones esta diseñada para usarse en cabezas de pozo submarinos, completas con controles redundantes. 3.1.69 presión de precarga base en superficie Valor de precarga apropiado para la prueba en superficie. NOTA 1 Este valor debe estar disponible dentro del manual de operaciones y mantenimiento del fabricante. NOTA 2 Este valor se utiliza en los Métodos de cálculo A y B del acumulador como se definen en API 16D y se muestra en el Anexo C.

3.1.70 presión base en superficie Presión mínima del circuito hidráulico para suministrar energía para el funcionamiento. NOTA 1 Esta suele ser regulada a 1500 psig. NOTA 2 Las excepciones son para funciones especiales que tienen un requisito de presión específica, como los Rams de corte utilizados para cortar un tubo de perforación. NOTA 3 Este valor se utiliza en los cálculos para el método C del acumulador como se define en API 16D y se muestra en el anexo C.

3.1.71 umbilical Un conjunto de mangueras de control o cable eléctrico que se extiende desde la bobina en superficie al tablero de control submarino en la LMRP. 3.1.72 indicador de posición visual Un medio para hacer visible la posición de una válvula, RAM, conector, o la activación anular para indicar la posición de apertura o cierre completo. 3.1.73 equipo de control de pozos Sistemas y subsistemas (componentes, piezas o conjuntos) que se utilizan para controlar la presión dentro del pozo.

3.2 Abreviaturas Para efectos de esta norma, se aplican las siguientes abreviaturas. ANSI Instituto Nacional Americano de Normas BOP Preventora de reventones BSR Rams ciegos de corte

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CSR Ram de corte del casing. EDS Secuencia de desconexión de emergencia HPU unidad de potencia hidráulica H2S sulfuro de hidrógeno IBOP interior de la preventora de reventones ID diámetro interior IOM instalación, operación y mantenimiento LMRP paquete de tubería vertical marina inferior MBR mínimo radio de curvatura MGS separador de gas del lodo MPa megapascales MASP máxima presión anticipada en superficie MAWHP máxima presión anticipada en cabeza de pozo (para pozos submarinos) MEWSP máxima presión de corte esperada en el pozo MOC gestión del cambio MUX sistemas múltiples MWP máxima presión de trabajo NDE examen no destructivo (ultrasonido, radiografía, tintas penetrantes, acústica, etc.) NIST Instituto Nacional de Normas y Tecnología (EE.UU.) OEC otras conexiones finales OEM fabricante original del equipo OD diámetro exterior P&ID Diagrama de tuberías e instrumentación PM mantenimiento preventivo PQR registro de calificación de procedimiento RWP rango de presión de trabajo SOP procedimiento operativo estándar SR Relación de corte SSC agrietamiento por presencia de sulfuro VBR orificio variable de la Ram WPS especificación del procedimiento de soldadura --``````````` ,,,,,, `` `` `` `` `` -`-,, `,,`, `` ,, ---

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4 Presión de sello de los componentes de la BOP 4.1 Generalidades Esta sección aborda los elementos de contención de presión del sistema de la BOP. Según lo definido por la norma API 16A, estos son componentes expuestos a los fluidos del pozo cuya falla en el funcionamiento según lo previsto puede resultar en una liberación de fluido retenido al medio ambiente. En la BOP hay elementos de contención de presión que incluyen bridas y concentradores, pernos y abrazaderas que los unen y juntas de anillo conjunta. Estos también están incluidos en los sistemas de la BOP submarina, el conector de cabeza de pozo submarina, el conector inferior de la sarta de tubería vertical marina (LMRP), y finalmente el choque y líneas de matar en la LMRP y en el sistema de tubería vertical marina. Esta sección también se ocupa de los elementos de sellado que controlan la presión del sistema de la BOP. Según lo definido por la norma API 16A, estos son componentes destinados a controlar o regular el movimiento de los fluidos del pozo. Estos incluyen los componentes elastometicos del pozo en contacto con el sistema de la BOP (por ejemplo, sellos de bloque RAM) y en el sistema de tubería vertical marina. Por último, también va dirigido a pozos donde no se mojan los elementos de sellado elastoméricos en el sistema de control y en los actuadores, específicamente a las juntas de aislamiento de fluido de control hidráulico desde el medio ambiente.

4.2 Bridas cuadrantes

y

4.2.1 Cuando se usan conexiones bridadas en sistemas de la BOP, estos deben cumplir con las normas de diseño API 6A (tipo 6B o Tipo 6BX) o API 17D (Tipo API 17b o 17SV API). 4.2.2 Cuando se usan conexiones de cuadrantes tipo pinza en sistemas de la BOP, estos deben cumplir con las normas de diseño API16A, Tipo 16B o 16BX. 4.2.3 Si se utilizan conexiones de cuadrantes no API, estas deberán cumplir o exceder los requisitos para otras conexiones finales (OEC) como se define en la norma API 6A. -`` `` `` `` `` ` ,, ,, ,, `` `` `` `` `` -` -, , `, ,` , `` ,, --

4.2.4 Para las bridas y los centros de abrazadera, los tamaños, condiciones de servicio, dimensiones y otros requisitos de diseño se encuentran detallados en las normas API 6A, API 16A, y API 17D. 4.2.5 Las juntas de anillo no API se pueden usar en las bridas o los cuadrantes. En estos casos la conexión resultante no API se deben considerar otras conexiones finales OEC (ver 4.4). 4.2.6 Los fabricantes deberán proporcionar a los usuarios información completa sobre las condiciones de servicio, dimensiones y otras especificaciones para bridas y cuadrantes utilizados en los sistemas de la BOP.

4.3 atornillado, bridas y abrazaderas 4.3.1 El Atornillado de bridas, pernos, tuercas, y las uniones presurizadas de los sistemas de la BOP, deben realizarse de acuerdo con las normas API 6A, API 16A, y API 17D, según corresponda. Este requisito también se extiende al atornillado utilizado para conexiones de abrazadera. 4.3.2 El atornillado a utilizar en la parte final de carga de presión está determinado por el diseño propio de los conectores submarinos en boca de pozo, estos deben regirse por las especificaciones del fabricante. 4.3.3 Un programa de aseguramiento de calidad debe utilizarse en la adquisición y documentación de atornillado de los pernos para los sistemas de la BOP. 4.3.4 Todos los pernos y tuercas del sistema BOP serán parte del programa de mantenimiento preventivo (PM) para el sistema. 4.3.5 El programa de mantenimiento preventivo BOP PM incluirá la inspección visual de los pernos, tuercas y abrazaderas para confirmar su grosor y condiciones externas.

4.3.6 El programa de mantenimiento del propietario del equipo deberá identificar la frecuencia, el examen no destructivo (NDE), y los criterios de aceptación para los pernos, tuercas y abrazaderas.

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4.3.7 Las tuercas para los pernos que soportan presión, en los sistemas de la BOP, deben recibir mantenimiento, ser inspeccionados e instalados de acuerdo con la norma API 6A. 4.3.8 Las tuercas de los pernos no API deberán cumplir los requisitos para la OEC como se especifica en la norma API 6A.

4.4 Juntas de anillo-conjuntos 4.4.1 Las especificaciones detalladas para juntas de anillo conjunta, incluyendo materiales de juntas, revestimientos, placas, y marcado de identificación, se incluyen en la norma API 6A, API 16A, y API 17D. 4.4.2 Para OEC, incluyendo pernos del dueño y bridas API modificadas, se deben verificar otras juntas del anillo de conjunto; por ejemplo AX, CX, y juntas de tipo VX. Estos son aceptables en dichas aplicaciones, en concordancia con los requisitos OEC dados en las normas API 16A y API6A. 4.4.3

Solo los anillos de unión de presión energizados se pueden utilizar en equipos de control.

4.4.4 Las juntas del anillo de metal no se pueden volver a utilizar a menos que estén diseñadas específicamente para ese propósito.

4.5 Efectos de la presión externa sobre las Juntas de Anillo

4.5.2 Al igual que con las conexiones de bridas y cuadrantes, los fabricantes deberán proporcionar al equipo de los propietarios la información completa sobre la capacidad de presión externa y el rendimiento de las juntas de anillo utilizados en los sistemas de la BOP. Esto incluye RX API, BX, SRX, y las juntas SBX utilizados en bridas API y cuadrantes, así como juntas de propiedad (AX, CX, etc.) utilizados en OEC. 4.5.3 los propietarios de sistemas BOP submarina deberán examinar y evaluar todas las juntas de contención de presión en el sistema de la BOP para asegurar un rendimiento adecuado bajo los efectos de la presión externa para las aplicaciones específicamente submarinas. 4.5.4 Los fabricantes deben indicar claramente la presión nominal externa de cada junta / sello incluyendo vástagos de válvulas, sellos BOP anulares, o el tipo de piston del mecanismo de bloqueo de la RAM en cualquier punto que forme parte de la barrera de presión interna y externa.

4.6 Conector del cabezal submarino y cabezal de unión 4.6.1 En los sistemas de la BOP submarina, la conexión de la BOP a la cabeza del pozo se realiza mediante una conexión diseñada por el fabricante y junta de sellado metal a metal. 4.6.2 Los anillos de junta elásticos pueden ser utilizados como un medio temporal de obtención de un sello de ser aprobado por una gestión del cambio (MOC) y evaluando los riesgos para las operaciones aplicables. 4.6.3 Subsea conectores de cabeza de pozo y juntas de cabeza de pozo no están en conformidad con las especificaciones de diseño de la API y por lo tanto no se clasifican como OEC. Los fabricantes deben proporcionar al propietario del equipo con la información completa sobre las condiciones de servicio, capacidad de carga y dimensiones básicas (no propietarios) del conector de boca de pozo. 4.6.4 La capacidad hacia la presión externa y el rendimiento de todos los sellos de junta se deben facilitar al propietario del equipo, junto con información sobre los sellos de contingencia disponibles. 4.6.5 El conector de cabeza de pozo submarina también puede tener un sello de hidrato. Este sello, es típicamente elastomérico contra el exterior de la cabeza del pozo, actúa para evitar la acumulación de hidrato externa resultante de la migración de gas en la interfaz de conector a la cabeza de pozo.

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4.5.1 Para aplicaciones de sistemas de la BOP submarina, la capacidad de presión externa puede afectar el rendimiento en el sellado diseñado para juntas de contención de presión. Esto es especialmente así en aguas profundas y en ambientes donde la presión hidrostática aumenta. Son de especial preocupación los eventos en que hay posibilidad de pérdida imprevista de gradiente de líquido dentro del equipo debido al gas en solución y pérdida de circulación.

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4.6.6 Para las BOP submarinas que operan en áreas propensas a hidratos, el conector de cabeza de pozo deberá incorporar un medio para inyectar de forma remota metanol al exterior del sistema de sellado primario. Este puerto también puede ser utilizado como una prueba externa de baja presión para confirmar la efectividad del sello de hidrato si hay uno instalado.

4.7 Paquete de Riser submarino, conector y junta 4.7.1 Si el sistema de la BOP submarina incluye BOP en la LMRP (por ejemplo BOP anulares) entonces, el conector del riser LMRP deberá ser considerado como un conjunto que contiene la presión del sistema. 4.7.2 En tales casos, las disposiciones de 4.6 para el conector de boca de pozo y la junta se aplicarán al conector del riser y la junta.

4.8 Choque submarino y líneas de matar 4.8.1 Los sistemas de la BOP submarina incluyen choque y líneas de matar en la BOP y LMRP y están integrados con el sistema del riser. 4.8.2 Estas dos líneas de fluido proporcionan redundancia, así como varios puntos de acceso a la BOP y permiten operaciones de control de pozos como las siguientes: - circular hacia el pozo por una línea y recuperar por la otra línea; - circular a través de la tubería de perforación y recuperar por cualquiera de las líneas, o ambas líneas; - Bombear / forzar hacia abajo por una o ambas líneas; - permite monitorizar la presión del pozo. 4.8.3 En la BOP y la LMRP, el choque y las líneas de matar están provistos de múltiples válvulas de compuerta para el cierre y control de la presión, con conexiones de brida o cuadrante detalladas por la norma API 6A, API 16A, y API 17D, según corresponda. 4.8.4 La conexión remota del choque y las líneas de matar de la BOP a la LMRP se hace por conexiones patentadas, ya sea pin y caja (con sello elastomérico radial) o cuadrante y conector (con junta de metal a metal). La conexión del choque y líneas de matar integrados en la tubería vertical marina se hace, junta a junta, por acoples patentados de caja y pin (con sello radial elastomérico). Todas estas conexiones de choque y de matar se considerarán de presión. Sus sellos de junta de metal, ya sea API, OEC o de propiedad exclusiva, deberán ajustarse a las mismas condiciones como se describe en 4.4, 4.5 y 4.6. 4.8.5 El usuario del equipo deberá considerar medidas para garantizar que rendimiento en aguas profundas no se vea afectado por la diferencia entre la presión externa e interna que actúa sobre el sistema.

4.9 Componentes húmedos de sellado elastomérico 4.9.1 Los componentes de sellado elastomérico de un pozo (en contacto con el medio húmedo) son cualquier sello que entra en contacto con los fluidos del pozo, (por ejemplo paquetes anulares, rams de bloque, varilla operativa o sello de varilla, válvula de silla, etc.). 4.9.2 En los sistemas de la BOP submarina los sellos ambientales de cada acoplamiento de tubería vertical marina pueden ser principalmente elastomérico. El conjunto de sello de la junta telescópica primaria consta de un elemento hidráulico o neumático de presión elastomérico. 4.9.3 Todos los elementos de sellado elastoméricos del sistema de la BOP serán tratadas en el programa de mantenimiento del propietario del equipo. 4.9.4 Los fabricantes facilitarán al propietario del equipo la información a incluir en el programa de mantenimiento, identificando la frecuencia de la inspección o renovación, y los criterios de aceptación para todos los sellos elastoméricos.

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4.9.5 Las uniones del Riser deberán ser inspeccionados por daños o degradación de todos los sellos elastoméricos y áreas de sellado en los conectores del riser y choque y conexiones de matar antes y / o durante la corrida del riser.

4.10 Condiciones de Servicio para componentes de sellado húmedo 4.10.1 El medio de flujo del pozo humedecido variará, dependiendo de las circunstancias. Es importante señalar que algunas mezclas de fluidos de perforación y completamiento tienen efectos perjudiciales sobre los sellos elastoméricos. El fabricante de equipos originales (OEM) será consultado respecto a la compatibilidad con los fluidos de perforación y completamiento. 4.10.2 El Fabricante / proveedor debe proporcionar resultados de pruebas de compatibilidad de materiales al propietario del equipo para asegurar el servicio correcto de líquido y el rendimiento. Esto es crítico, si el propietario del equipo planea hacer pruebas de pozo de nuevo en el equipo. 4.10.3 Las consideraciones deberán ser dadas para la compatibilidad del sello elastomérico en condiciones de alta presión y alta temperatura. 4.10.4 Otras consideraciones también deben ser entregadas para la compatibilidad del sello elastomérico con condiciones de temperaturas extremas bajas y variaciones de presión. 4.10.5 Los componentes elastoméricos se sustituyen tan pronto como sea práctico después de la exposición a sulfuro de hidrógeno (H 2S) y / o CO2 bajo presión de acuerdo con el fabricante del equipo original (OEM) o los requisitos del usuario de equipo.

4.11 Componentes elastoméricos no húmedos 4.11.1 Los elementos de sellado elastoméricos no húmedos en el sistema de la BOP se utilizan en los componentes de control del sistema, actuadores hidráulicos y sellos de hidratos, etc. Estos sellos pueden ser a la presión que contiene el pozo o a la presión de control. 4.11.2 En el sistema de control submarino el sello principal del sistema hidráulico entre las secciones de pin y caja del tablero de control se da mediante elásticos O-ring, presurizado u otros tipos de sellado de cara. 4.11.3 En las cajas de conexión hidráulica hay pines o conexiones rapidas de válvulas de cheque múltiple, donde de nuevo los sellos primarios son O-rings. 4.11.4 Además del sistema de control, los actuadores hidráulicos utilizan sellos elastoméricas. Estos actuadores incluyen sistemas de accionamiento de la BOP y actuadores válvula de compuerta. 4.11.5 Los sellos elastoméricos no húmedos que están desconectados y expuestos rutinariamente (por ejemplo, las conexiones del sistema de control) deberán ser inspeccionados visualmente ver el daño o la degradación cada vez que están expuestos.

4.12 Marcado de equipo y almacenamiento 4.12.1 El marcado y almacenamiento de los componentes de sellado de los sistemas de la BOP deben realizarse de acuerdo con las normas API 6A, API 16A, o API 17D, según el caso, incluyendo la identificación de marcado de juntas anulares, pernos, tuercas, abrazaderas, y los sellos elastoméricos. 4.12.2 Los sellos elastoméricos deben ser marcados o etiquetados utilizando el sistema de codificación definido por el fabricante del equipo. 4.12.3 Como mínimo el marcado incluirá información sobre la dureza, tipo genérico de compuesto, fechas de fabricación y de vencimiento (mes / año), lote / número de serie, número de parte del fabricante, y el rango de temperatura de funcionamiento del componente. 4.12.4 Cualquier junta de elastómero que se encuentre pasada de la fecha de caducidad recomendada por el fabricante deberá ser desechada y estará prohibido su uso en sistemas del equipo de la BOP. --``````````` ,,,,,, `` `` `` `` `` -`-,, `,,`, `` ,, ---

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4.12.5 los componentes especializados, incluyendo los sellos propios del diseño de la BOP y las unidades de embalaje, deberán ser almacenados de acuerdo con las recomendaciones del OEM.

5 Preventora de reventones en presencia de sulfuro de hidrógeno 5.1 Aplicabilidad 5.1.1 Donde hay expectativa razonable de encontrar zonas con gas H 2S que potencialmente tengan una presión parcial del H2S superior a 0,05 psia (0,00034 MPa) en la fase gaseosa, a la presión máxima prevista, se debe instalar la BOP y el equipo de control de pozo de acuerdo con las normas NACE MR0175 / ISO 15156. 5.1.2 Las normas de seguridad recomendadas para la realización de las operaciones de perforación en dicho entorno se pueden encontrar en la API 49.

5.2.1 Se deben considerar hacer modificaciones al equipo ya que muchos materiales metálicos en presencia de H2S (ambiente agrio) están sometidos a fragilización por el hidrógeno conocido como agrietamiento por presencia de sulfuro (SSC). Este tipo de falla espontánea depende de las propiedades metalúrgicas del material, la tensión total o la carga (ya sea interna o aplicada), y el medio ambiente corrosivo. 5.2.2

Una lista de materiales aceptables se da en la norma NACE MR0175 / ISO 15156.

5.2.3 Todos los materiales metálicos que pueden estar expuestos bajo condiciones de funcionamiento con H2S deben ser resistentes a SSC. 5.2.4 La dureza máxima aceptable para la preventora y cuerpo de las válvulas y spools está establecida en la norma NACE MR0175 / ISO 15156. 5.2.5 El sello del anular deberá cumplir los requisitos de la norma API 6A y debe ser del material y la dureza especificada en la norma API 6A. 5.2.6 Todos los tornillos y tuercas utilizados en conexión con bridas, abrazaderas y cuadrantes se deben seleccionar de acuerdo con las disposiciones de la norma API 6A. 5.2.7 Todas las líneas, cruces, válvulas y accesorios en el sistema del choque manifold y la válvula de seguridad de la sarta de perforación deben ser construidos con materiales que cumplan los requisitos de las normas API 5L y API 6A. 5.2.8 Con la excepción de las válvulas de seguridad de la sarta de perforación, el tratamiento térmico y otros requisitos aplicables en la norma NACE MR0175 / ISO 15156, deben ser aplicados. 5.2.9 La soldadura en campo aguas arriba de los choques se debe minimizar. La soldadura se debe realizar de acuerdo con un procedimiento de soldadura por escrito (WPS), un registro de calificación de procedimiento aprobado (PQR) y una calificación de desempeño del soldador / soldadura (aplicable para el tipo de soldadura y la posición) de acuerdo con la norma ASME BPVC, Sección IX todos los procesos de trabajo, la inspección NDE, y las pruebas se deben realizar de acuerdo con los requisitos de la norma NACE MR0175 / ISO 15156. 5.2.10 Los componentes elastoméricos también están sujetos a ataque de H 2S. Los componentes de nitrilo elastoméricos que cumplen otros requisitos pueden ser adecuados para usar en presencia de H 2S. La vida de servicio se acorta rápidamente a medida que la temperatura aumenta de 150 ° F a 200 ° F (65,6 ° C a 93 ° C). En el evento que se prevea que las temperaturas de la línea de flujo excederán los 200 ° F (93 ° C), se debería consultar al fabricante del equipo.

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5.2 Modificaciones del equipo

5.2.11 Los elementos de caucho deberían ser reemplazados si la BOP se activa y se cierra en un evento de emergencia durante una operación de perforación de pozo en ambiente agrio o inspeccionado y probado de acuerdo con el programa de mantenimiento del propietario del equipo.

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NORMA API 53

5.2.12 Los cambios prescritos por el fabricante del equipo para tener unas condiciones de servicio aceptable en presencia de H2S deben ser considerados. Consulte al fabricante del equipo para cualquier reparación o reemplazo de piezas de refabricación y partes de reemplazo antes del inicio de las operaciones de perforación. 5.2.13 Cada vez que una BOP se somete a un flujo incontrolado de fluidos del yacimiento que contienen H2S, el usuario del equipo debe evaluar el nivel de servicio y pruebas requeridas antes de que el conjunto de la BOP se ponga de nuevo en servicio.

6 Sistemas de la BOP en superficie 6.1 Arreglos de la BOP en superficie 6.1.1 Presión nominal de la BOP en superficie 6.1.1.1 Cada RAM instalado en la BOP tendrá, como mínimo, una presión de trabajo igual a la presión máxima prevista en superficie (MASP) que se encontró. 6.1.1.2 El equipo de prevención de reventones se basa en presiones de trabajo nominales (RWPs) y se designa como se describe en la Tabla 1. Tabla 1-Presión nominal de la BOP en superficie Presión Nominal

Máxima presión de trabajo

2K

2000 psi (13,79 MPa)

3K

3000 psi (20,68 MPa)

5K

5000 psi (34,47 MPa)

10K

10.000 psi (68,95 MPa)

15K

15.000 psi (103,42 MPa)

20K

20.000 psi (137,90 MPa)

25K

25.000 psi (172,37 MPa)

30K

30.000 psi (206,84 MPa)

6.1.2 Clases de BOP 6.1.2.1

La clasificación o “clase” de BOP es el número total de RAMs y preventores anulares en la BOP.

6.1.2.2 Las posiciones de los RAMs y del preventor anular y salidas en la BOP deberán proporcionar medios confiables para manejar los posibles eventos de control de pozo. El sistema debe proporcionar un medio para: a) cerrar y sellar sobre la tubería de perforación, casing, o liner y permitir la circulación; b) cerrar y sellar el hueco abierto y permitir operaciones volumétricas de control de pozo; c) permitir el movimiento ajustado de la sarta de perforación (stripping). 6.1.2.3 La cantidad de componentes de sellado de contención de presión en un pozo vertical con una BOP se utiliza para identificar la clasificación o “clase” del sistema BOP instalado. La clase 6 representa una combinación de un total de seis RAMs y / o preventores anulares instalados (por ejemplo, dos anulares y cuatro rams preventores o uno anular y cinco RAMs, para el caso de la Clase 6). --``````````` ,,,,,, `` `` `` `` `` -`-,, `,,`, `` ,, ---

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6.1.2.4 Después de que se ha identificado la clasificación de la BOP, la siguiente nomenclatura identifica la cantidad de preventoras anulares instalados y se designa mediante un código alfanumérico (por ejemplo, A2 identifica dos preventoras anulares instalados). 6.1.2.5 La designación alfanumérica final se asigna de acuerdo a la cantidad de rams o espacios para rams instalados en la BOP, independientemente de su uso. Los RAMs o espacios para RAMs serán designados con una “R” seguido de la cantidad numérica de los RAMs o espacios para RAM. (Por ejemplo, R4 significa que cuatro preventoras de tipo RAM están instaladas). EJEMPLO un sistema clase 6 BOP instalo con dos anulares y cuatro RAMs preventoras se designa como “Clase 6-A2-R4.” 6.1.2.6

Las preventoras anulares que tiene una RWP menor que las preventoras tipo RAM son aceptables.

6.1.2.7 Una evaluación de riesgos documentada deberá ser realizada por el operador para todas las clases de BOP para identificar la ubicación de los RAMs y configuraciones a ser instalados. Este análisis incluirá sartas cónicas, casings, equipo de completamiento, herramientas de prueba, etc. 6.1.2.8 Al menos un conjunto de RAMs ciegos o RAMs ciegos de corte (BSRS) se instalaran en los espacios de las preventoras tipo RAM. Este requisito también se aplicará a 3K o sistemas de presión de trabajo nominal menor y la Clase mínima 2 de BOP. 6.1.2.9 Para un sistema de presión nominal de 5K se instalara como mínimo un arreglo Clase 3 con un ram de corte ciego o ciego y RAM de tubería. El tercer espacio puede ser un ram o preventora tipo anular, lo que se desee. 6.1.2.10 El mínimo arreglo clase 4 incluirá uno anular, un RAM ciego o BSR, y un RAM tubería. El cuarto dispositivo puede ser un RAM o preventora anular, lo que se desee. 6.1.2.11 El arreglo minimo clase 4 se debe instalar para sistemas con presiones de hasta 10K, con mínimo un RAM ciego o una BSR capaz de cortar y sellar la tubería de perforación en uso.

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6.1.2.12 Un arreglo clase 5 o mayor se debe instalar para los sistemas de presión de 15K y mayores. Los requisitos mínimos para un arreglo clase 5 incluirán uno anular, uno BSR, y dos RAMs de tubería. El quinto espacio puede ser un RAM o preventora anular, lo que se desee. Se debe realizar una evaluación de riesgos para identificar donde se debe ubicar los RAMs y configuraciones, y tener en cuenta el espacio anular y grandes tubos para el control de pozo. 6.1.2.13 El arreglo mínimo clase 6 incluirá uno anular, un ram ciego de corte y dos RAMs de tubería. Los espacios restantes pueden ser un RAM (tubería, ciego, ciego de corte, corte de casing, prueba o variable), o de tipo preventora anular, o una combinación de los mismos, como se determine en una evaluación de riesgo. 6.1.2.14 La nomenclatura de identificación especifica del taladro (línea de choque, línea de matar, RAMs y anulares, etc.) hará parte del programa de perforación. 6.1.3 Bloqueo de Rams Todos los tipos de preventoras RAM deberán estar equipados con dispositivos de bloqueo. 6.1.4 Almacenamiento de las piezas de repuesto y conjuntos 6.1.4.1 Al almacenar piezas de repuesto y conjuntos de la BOP y equipo relacionado, las piezas y conjuntos deberán estar cubiertas y mantenidas con un recubrimiento protector para evitar la oxidación. 6.1.4.2 El fabricante del equipo deberá ser consultado respecto a las piezas de repuesto y los requisitos de almacenamiento de los conjuntos. 6.1.4.3

El almacenamiento de elastómeros debe estar de acuerdo con 4.12.

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6.1.4.4 Si las piezas de repuesto y conjuntos se adquieren de un no-OEM, las piezas y conjuntos deberán ser equivalentes o superiores a la del equipo original y completamente probadas, con diseño verificado, y apoyado con documentación trazable de acuerdo con las especificaciones API pertinentes. 6.1.5 Spools espaciadores 6.1.5.1 Los carretes espaciadores se utilizan par espaciar dos componentes de perforación con conexiones finales de igual tamaño (tamaño y presión nominal). 6.1.5.2 Los carretes espaciadores pueden ser usados para permitir un espacio adicional entre preventoras para facilitar la extracción, colgar de, y / o operaciones de corte, y pueden servir para otros fines también. 6.1.5.3 Los spools espaciadores para las BOP deberán cumplir las siguientes especificaciones mínimas: a) tener un diámetro vertical del mismo diámetro interno que el equipo de acoplamiento; -`` `` `` `` `` ` ,, ,, ,, `` `` `` `` `` -` -, , `, ,` , `` ,, --

b) tener un RWP igual o mayor que el RWP del equipo de acoplamiento; c) no debe tener ninguna perforación que pueda exponer el pozo al medio ambiente. 6.1.6 Spools de perforación 6.1.6.1 Los choques y líneas de matar pueden estar conectados, ya sea a las salidas laterales de las BOP o a un spool de perforación instalado por debajo de al menos una ram capaz de cerrar alrededor del tubo. 6.1.6.2 La utilización de las salidas laterales de las RAMs reduce el número de conexiones y la altura total de la BOP. Sin embargo, un spool de perforación se utiliza para proporcionar salidas a la BOP (para localizar posible erosión en el spool prescindible) y para permitir el espacio adicional entre rams para facilitar la extracción, colgar de, y / o las operaciones de corte. 6.1.6.3

Los carretes de perforación para las BOP deberán cumplir los siguientes requisitos mínimos.

a) Los arreglos para presión nominal de 3K y 5K tendrán dos salidas laterales no menores a 2 pulg. (5,08 cm) diámetro nominal y ser bridadas, atornilladas, o con ejes cuadrantes. b) Los arreglos para presión nominal de 10K y mayores tendrán dos salidas laterales, una de 3 pulg (7,62 cm) y una de 2 pulg. (5,08 cm) de diámetro nominal, como mínimo, y ser bridadas, atornilladas, o con ejes cuadrantes. c) Los spools de perforación deberán tener un diámetro de agujero vertical igual al diámetro interno de los rams de acoplamiento y por lo menos igual al diámetro interior máximo de la cabeza de pozo más superior o el conjunto del cabezal. d) Los spools de perforación deberán tener un RWP igual a la RWP de la ram instalada en la BOP. 6.1.6.4 Para las operaciones de perforación, no se emplearan salidas en el cabezal o conjunto para el choque o líneas de matar.

6.2 Instalación de Choque Manifold, líneas de choque y líneas de matar en la BOP en superficie 6.2.1 Generalidades 6.2.1.1 El choque y los sistemas para matar deben ser diseñados, fabricados e instalados de acuerdo con La norma API 16C. 6.2.1.2 El choque manifold, líneas de choque, y líneas de matar constan de tubos para altas presiones, accesorios, bridas, válvulas, y choques manuales y / o ajustables operados hidráulicamente. Este manifold

puede aliviar presión de pozo a una velocidad controlada o puede detener el flujo de fluido del pozo por completo, según se requiera. 6.2.1.3

El conjunto de choque manifold incluirá dos choques ajustables y pueden incluir lo siguiente:

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a) choque manifold y líneas de matar para permitir el bombeo o flujo a través de cualquier línea; b) la capacidad de conectar en los dos, sistemas de bombeo de fluidos de perforación y de cemento. 6.2.2 Choque manifold de la BOP 6.2.2.1 El equipo del manifold sujeto a la presión del pozo y / o la bomba (aguas arriba e incluyendo el choque) deberá tener una presión de trabajo mínima igual a la RWP de los RAMs de la BOP o la cabeza del pozo, el que sea menor. Este equipo se someterá a pruebas de acuerdo con las disposiciones de la Tabla 2 y la Tabla 3. 6.2.2.2 Para presiones de trabajo de 3.000 psi (20,68 MPa) y mayores, las conexiones deben hacerse con bridas, soldadura y abrazaderas que estén de acuerdo con la norma API 6A y API 16A, para cualquier componente que esté sometido a presión también. 6.2.2.3

El choque manifold se colocará en un lugar de fácil acceso.

6.2.2.4 El diámetro nominal mínimo interior (ID) para las líneas aguas abajo del choque será igual o mayor que el tamaño de la conexión nominal de la entrada y salida del choque. 6.2.2.5 Los tanques de inercia son a veces instalados aguas abajo de los choques con el fin de dirigir hacia las líneas de purga. Cuando se emplean tanques de inercia, se deberá tener uno de reserva para dirigir el flujo y para aislar una falla o mal funcionamiento del tanque de inercia principal. 6.2.2.6

Todas las válvulas de del choque manifold deben estar completamente abiertas.

6.2.2.7 Dos válvulas deberán estar montados directamente en las salidas laterales de la BOP. Una de estas dos válvulas debe ser controlada a distancia. 6.2.2.8 En todos los sistemas 5K de choque manifold se debe instalar por lo menos un choque que pueda ser operado a distancia. 6.2.2.9 En los sistemas de choque manifold de 10K o mayor se debe instalar por lo menos dos choques que puedan ser operados a control remoto. El panel de control del choque tendrá dos válvulas de control independientes, uno para cada uno de los dos choques operados remotamente. 6.2.2.10 Las configuraciones del choque manifold deberán permitir el cambio de ruta de flujo (en caso de mal funcionamiento, o partes erosionadas, tapones) a través de un choque diferente, sin interrumpir el control de flujo. 6.2.2.11 La figura 1, figura 2, y la figura 3 ilustran ejemplos de choques manifold para diversas presiones de trabajo. Las válvulas hidráulicas adicionales y corrida de choques, tienen niples aguas abajo de los choques, indicadores de presión redundantes o dispositivos de medición, y / o manifold de líneas de ventilación puede ser dada por las condiciones anticipadas para un pozo particular. 6.2.2.12 Los materiales usados en la construcción e instalación deben ser adecuados para las condiciones esperadas, de acuerdo con la norma API 16C. 6.2.2.13 El manifold y la tubería deben estar protegidos del congelamiento. 6.2.2.14 Es aceptable para el uso de medidores en las operaciones normales de registrar todo el tiempo y no servir como un medidor de prueba. 6.2.2.15 Los manómetros electrónicos y registradores de datos o sistemas de adquisición de información deberán ser utilizados dentro del rango especificado por el fabricante. 6.2.2.16 Los dispositivos de medición de presión (que no sean indicadores analógicos) deben ser calibrados de acuerdo a los procedimientos del OEM cada año.

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6.2.2.17 La calibración de medidores deberá ser trazable conforme a normas nacionales reconocidas (por ejemplo, NIST y ANSI).

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Figura 1-Ejemplo de montaje de choque manifold para presiones de trabajo de 2K y 3K

Figura 2 Ejemplo de montaje de choque manifold para presiones de trabajo de 5K

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Figura 3-Ejemplo de montaje de conjunto de choque manifold para presiones de trabajo de 10K o mayor

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6.2.2.18 La estación de control del choque deberá incluir todos los instrumentos necesarios para proporcionar una visión general de las operaciones de control. Esto incluye la capacidad para supervisar y controlar información como la presión de la standpipe, presión en el casing y monitorear los strokes de la bomba. 6.2.2.19 Los sistemas de energía para válvulas y choques operados remotamente deberán ser de un tamaño que proporcione la presión y el volumen requerido para operar la válvula (s) a la presión máxima de trabajo (MWP) y en condiciones de flujo. 6.2.2.20 Cualquier válvula o choque operado a distancia debe estar equipada con una fuente de energía de reserva de emergencia o de accionar manual. 6.2.3 Instalación de línea de choque en superficie 6.2.3.1 Curvado de línea de choque 6.2.3.1.1 Las líneas de choque serán lo más rectas posible. Debido a la posible erosión en las curvas durante las operaciones, los objetivos de flujo o diafragmas fluidos serán utilizados en las curvas de radio corto y en bloques en “ele” o en “te”. El grado de erosión en los codos de los tubos depende del radio de curvatura, velocidad de flujo, medio, espesor de pared de la tubería, y material de la tubería. 6.2.3.1.2 Los bloques en “ele” y “te” de noventa grados deberán estar orientados o tener diafragmas de fluidos instalados en la dirección de flujo. Los tubos de radio corto de doblado (R/d