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• Moisés Juan Ramirez Mamani

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1. Introducción. Las válvulas que impiden reventones es el (BOP), es un dispositivo de prevención de reventones debido en diferentes estructuras diseñadas para la perforacion y produccion de petróleo que comprende múltiples equipos o válvulas que pueden ser de diferentes tipos, según las necesidades específicas de cada pozo, capaz de actuar durante una surgencia o cierre de emergencia del pozo. El uso de esta herramienta es obligatorio según las normas de cada país y cuyo desuso o falla, podría ocasionar graves daños económicos, ambientales, accidentes. 2. Código de los componentes del BOP según normas API. A = Preventor anular. G = Cabeza rotativa. R = Preventor con un conjunto de arietes. Rt = Preventor con tres conjuntos de arietes, ubicados como prefiera el operador. Cr = Conector de riser operado en forma remota. Cw = Conector operador en forma remota para conectar cabezales entre sí. S = Cabezal con conexiones de salida lateral para líneas de estrangular y matar. K = 1.000 psi de presión de trabajo nominal.

Figura1: Códigos de los componentes de un BOP.

3. Clasificación de los BOP's Los BOP’s se dividen en dos grupos las cuales mencionaremos a continuación: 3.1. Preventor anular Los preventores anulares son dispositivos de control de presión en cabeza de pozo muy versátiles. -

Pueden sellar sobre una gran variedad de tamaños de tuberías.

-

Pueden sellar sobre cable wireline.

-

Pueden sellar en pozo abierto.

-

Pueden utilizarse como cabezas de lubricación para mover, introducir o sacar tuberías bajo presión (stripping).

Las partes de un Preventor son: -

Elementos de empaque elastoméricos circulares

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Pistón

-

Cuerpo

-

Cabeza

Lleva más tiempo cerrar un preventor anular que uno de arietes porque el anular necesita mayor cantidad de fluido hidráulico. Intente mantener la presión de operación de un preventor anular al mínimo nivel posible a fin de preservar la vida útil del elemento de empaque. 3.1.1. Preventor anular – Hydril -

Aplicaciones para pozos grandes

-

Usos en baja presión

-

Generalmente se utiliza como un desviado

3.1.1.1. Hydril serie GK -

Disponible de 7 1/16 a 16 3/4pulg.

-

Disponible con presiones nominales de hasta 15k.

-

Accionadas por la presión del pozo: la presión del pozo aumenta la fuerza de cierre sobre el elemento de empaque.

– A medida que aumenta la presión de cierre, se debería ajustar la presión de cierre regulada. – Solicite al fabricante el gráfico de presión de pozo vs presión de cierre regulada.

Figura 2: Componente de un BOP Hydril GK 3.1.1.2. Hydril serie GL Desarrollada para ser utilizada en BOP submarinas. -

Tiene cámara balanceada para compensar el lodo en el riser en profundidades de agua de hasta 1.200 pies.

Figura 3: Componente de un BOP Hydril GL

3.1.2. Preventor anular – Shaffer Uso generalizado, muy popular. -

Disponible de 4 1/16 a 30 pulg. Disponible con presiones nominales de 5 y 15K.

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Presión de cierre de 1.500 psi, se regula después del cierre según el fabricante.

Figura 4: Componente de un BOP Shaffer.

3.1.3. Preventor anular – Cameron Uso generalizado, muy popular. -

Disponible de 7 1/16 a 211/4 pulg.

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Disponible con presiones nominales de 2 y 20 K.

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Sistema de funcionamiento aislado de la presión de pozo: la presión de pozo no modifica su presión de cierre.

Figura 5: Componente de un BOP Cameron. 3.1.4. Preventor anular – Cabeza rotativa/BOP La cabeza rotativa permite rotar la sarta con presión debajo de la misma. -

Cuando se rota tubería bajo presión, se deben tener disponibles en la localización elementos de empaque de repuesto por si se presentan fugas.

-

El elemento de empaque puede fallar a altas presiones.

Podrían ser necesarios equipos adicionales como: -

Unidad hidráulica dedicada.

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Panel de control en el piso del equipo.

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Sistemas de enfriamiento.

Figura 6: Componente de un BOP RBOP 5000Psi. 3.1.5. Preventor anular – Sistema de desviación Estos sistemas consisten en un preventor anular acoplado a un sistema de tuberías de gran diámetro en la parte inferior. Los sistemas de desviación se utilizan para asegurar la seguridad del personal y los equipos ante los flujos de gas someros. -

Los desviadores están diseñados para períodos de tiempo breves de alto flujo, no para alta presión.

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Líneas de desviación grandes reducen los efectos de la erosión a altas tasas de flujo.

El sistema de desviación se utiliza: -

Cuando solo se ha asentado el caño conductor y se desvía flujo y gas desde el equipo/área de trabajo.

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Cuando no se puede cerrar el pozo para evitar la pérdida de circulación o rupturas en la formación.

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Para desviar gas desde el riser en embarcaciones submarinas.

Figura 7: Sistema de desviación 3.2. Ariete Las BOP de arietes son las más básicas y comunes. -

Robustas y confiables.

-

Disponibles en muchos tamaños, configuraciones y presiones nominales.

-

Los arietes fabricados a medida se utilizan para aplicaciones especiales.



La mayoría de los modelos en los conjuntos de preventores de superficie se pueden cerrar en forma manual cuando falla el sistema hidráulico.



La mayoría de los modelos de arietes están diseñados para sellar presión desde abajo.



La mayoría están diseñados para cerrar con una presión regulada de 1.500psi

Figura 8: Ariete del BOP.

3.2.1. Tipos de ariete Los tipos de arietes más comunes son: • De tubería. -

Sella sobre un único tamaño de tubería.

• De orificio interno variable (VBR). -

Sella sobre diferentes tamaños de tubería.

• Arietes ciegos. -

Sella sobre pozo abierto. No cierra sobre tubería o cable wireline.

• Arietes ciegos y de corte. -

Sellan el pozo después de que sus cuchillas realizan el corte.

• Arietes de corte (a veces llamados "cortadores"). -

Cortan la tubería.

-

Podría ser necesario el uso de un elevador de presión para aumentar la fuerza de corte.

3.2.1.1. Ariete de tubería Los arietes de tubería son el preventor básico, diseñado para sellar alrededor de una tubería. -

El hueco del bloque proporciona la resistencia y la limitación del ariete de tubería.

-

El hueco está diseño para proporcionar un área de sello óptima alrededor de un diámetro específico de tubería.

Los arietes de tubería no deberían cerrarse cuando no hay tuberías porque podrían dañarse al extruírse el elemento de empaque. 3.2.1.2. Arietes de orificio interno variable Los arietes de orificio interno variable sellan sobre diferentes tamaños de tubería. -

Utilizados en pozos con sartas de dimensiones decrecientes y espacio limitado.

-

Estos arietes no necesitan cambiarse cuando se corren sartas de tuberías de varios diámetros.

Los arietes de orificio interno variable (VBR) tienen los mismos resultados que los elementos de empaque de los arietes de tubería en las pruebas de fatiga estándares. 3.2.1.3. Arietes ciegos -

Los arietes ciegos no tienen huecos en los bloques.

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Tienen elementos de empaque más grandes y están diseñados para sellar en un pozo sin tubería.

-

Los arietes ciegos deben probarse hasta sus presiones nominales.

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No se deben cerrar sobre tuberías ni cables wireline.

3.2.1.4. Arietes de corte -

Los arietes de corte están diseñados para cortar tuberías.

-

Los arietes de corte necesitan mayores presiones reguladas que las normales y/o elevadores de presión hidráulica para generar la fuerza de corte necesaria.

-

En los arietes de corte, los elementos de empaque son más pequeños.

3.2.1.5. Arietes ciegos y de corte -

Los arietes ciegos y de corte combinan la capacidad de corte con la capacidad de cierre en pozo sin tubería.

-

Esto permite corta la tubería y luego cerrar el pozo.

-

Ahorran espacio, peso y altura ya que no se necesitan colocar arietes ciegos y de corte por separado.

3.3. Estrangulador y múltiples 3.3.1. Múltiple de estrangular/matar Los múltiples de estrangular/matar proporcionan: 

Direccionamiento del flujo desde el pozo hacia diferentes trayectorias. Estas trayectorias incluyen:

-

Piletas

-

Desgasificador

-

Línea de venteo/drenaje

-

Línea de antorcha



Un método de circular desde el conjunto de preventores bajo presión controlada.



Trayectorias alternativas de manera que los estranguladores y las válvulas pueden repararse o reemplazarse.

Figura 9: Múltiples de estrangular/matar 3.3.2. Estranguladores Los estranguladores controlan la tasa de flujo de los fluidos y proporcionan contrapresión durante las operaciones de control de pozo. -

La contrapresión consiste en aumentar la fricción restringiendo el flujo a través de un orificio.

Hay varios tipos de estranguladores. -

Fijos

-

Ajustables: - Manual - Remoto

3.3.2.1. Estranguladores Fijos Los estranguladores fijos, tales como un estrangulador de producción, no son apropiados para el control de pozo, ya que el tamaño del orificio no puede ajustarse rápidamente. Las mayorías de las operaciones de matar requieren el uso de estranguladores ajustables en forma remota. 3.3.2.2. Estranguladores ajustables Se utilizan ambos tipos de estranguladores, manuales y remotos, para ajustar el tamaño del orificio y regular el flujo y la contrapresión. 

El estrangulador remoto tiene una consola de operación que incluye:

-

Posición del estrangulador.

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Medidores de presión en el standpipe y en la tubería de revestimiento.

-

Contadores de emboladas y/o volumen.

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Una válvula de posicionamiento.

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Una bomba para la operación hidráulica.

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Un conmutador de encendido/apagado.

Ambos estranguladores tienen capacidades para las operaciones de matar, pero si no se utilizan con frecuencia pueden bloquease. 3.3.2.2.1. Estranguladores de ajuste manual Consisten en un asiento y una varilla cónica. -

A medida que la varilla se aproxima al área de asiento, disminuye el espacio libre y aumenta la fricción en el paso del fluido, lo cual produce mayor contrapresión en el pozo.

Pueden utilizarse como estranguladores primarios, dependiendo del equipo disponible, o como respaldo para ajuste remoto. Excelentes para uso en operaciones de stripping. -

Estas piezas deben probarse y lubricarse con frecuencia.

Figura 10: estranguladores de ajuste manual 3.3.2.2.2. Estranguladores de ajuste remoto Consisten en una varilla que se mueve hacia adentro y hacia afuera de una compuertas de estrangulación angosta, o una placa fija y otra giratoria formando una apertura de "media luna". Se operan desde la consola de estrangulación, la cual libera presión hidráulica sobre un cilindro de doble acción que a su vez rota la placa superior o la varilla del estrangulador a fin de aumentar o disminuir el tamaño del orificio. En las operaciones de perforación o trabajos con presión se prefiere utilizar estos estranguladores porque permiten monitorear presiones y emboladas y además controlar la posición del estrangulador, todo desde la misma consola. Puede modificarse para servicios con H2S.

Figura 11: estranguladores de ajuste remoto

4. Configuración de un BOP La selección de la configuración del BOP stack precisa lo siguiente: -

Definición del rating de la presión de trabajo.

-

Ubicación de los varios tipos de BOP.

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Selección del tipo de conexión.

Depende también de la etapa operacional y de consideraciones acerca de los procedimientos operacionales, factores de seguridad y lo crítico del blowout. El rating de la presión de trabajo tiene que ser adecuada para controlar la presión máxima esperada durante la perforación, asumiendo que la formación del fluido sea gas.

Figura 12. Solución 1 para la configuración del Stack La configuración del BOP stack depende de: -

El rating de presión de trabajo del BOP.

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El diámetro interno del BOP.

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Tipo de BOP instalado y existencia de drilling spools