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