ELEMENTOS QUE CONSTITUYEN UN EQUIPO DE BOP's•

PREVENTORES ANULARES•

En general la función específica de cada uno de los preventores anulares se reconoce por su denominación, asaber: BOP's rotativas, escurridores (stripper) de tubería, escurridores de cable de perfilaje, escurridores devarilla, prensaestopas y cabezas de circulación.

Estos equipamientos permiten la extracción o rotación de la tubería, del cable de perfilaje o de las varillas debombeo y cumplen la función a que su nombre hace referencia, mientras el pozo se encuentra bajo presión. Elpacker es lo suficientemente flexible como para expandirse y contraerse de manera de adecuarse al tamaño yforma del elemento que se encuentra en el pozo. Mientras se mantenga la flexibilidad, es importanteasegurarse de que las uniones de tubería (cuplas), los portamechas y otras conexiones se extraigan lentamentepara evitar una falla prematura del empaquetador.

Se accionan en forma manual, hidráulica o presentan un empaquetador asegurado en forma permanente que seencuentre siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Además, muchos modelos están equipados conalojamientos para cuñas.

ELEMENTOS EMPAQUETADORES•

El empaquetador o elemento sellador, tanto de los preventores anulares como los de tipo ram, se presentan endiferentes medidas y presiones nominales. Están hechos de un caucho de alta ductilidad o de un material tipocaucho que por lo general, se moldea alrededor de una serie de lengüetas de acero, las cuales fortalecen yrefuerzan el material utilizado.

Los empaquetadores packer más comunes son de caucho natural, caucho nitrilo (buna−n), o neopreno. Estoscompuestos están preparados para diferentes situaciones tales como: frío intenso, gas agrio y mediosambientes corrosivos.

PREVENTORES TIPO RAM•

Las ram de tubería son el constituyente básico del BOP. La confiabilidad de las ram se debe en parte a lasimplicidad y en parte al esfuerzo puesto en su diseño. El preventor ram es un bloque de acero que se recortade manera de adecuarse al tamaño de la tubería alrededor de la cual va a cerrarse. En el recorte que cierra laram alrededor de la tubería, se encuentra una empaquetadura de caucho autoalimentable. Además, existe otroempaquetador de caucho similar (sello superior) en la parte de arriba de la ram que sella la parte superior delalojamiento de la ram en el cuerpo del preventor y así aísla de la presión del espacio anular.

La ram viene en diferentes medidas y presiones nominales. Los BOP de ram pueden consistir desde juegosmanuales simples de un solo juego de rams a cupos de múltiples rams. Los de ram simples, pueden tener unvástago pulido que se cierra al hacer girar las manijas que se encuentran a cada lado, y permite atornillar lasram hacia adentro y alrededor de la tubería. Pueden encontrarse conjuntos completos de múltiples ramsalojados en un único cuerpo y se operan por control remoto de presión hidráulica.

Las rams de la mayoría de los sistemas de BOP se cierran a través de pistones hidráulicos. El vástago depistón esta aislado de la presión del pozo por medio de sellos. Muchas ram también tienen un sello auxiliarplástico que puede energizarse para sellar sobre el vástago del pistón en caso de fallar el sello principal.Algunos sistemas de cierre de BOP de ram emplean un gato tipo tornillo para cerrar el preventor, sin embargo,por lo general, las normas establecen que los sistemas de BOP deben funcionar por sistema hidráulico. En

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caso de fallas en este sistema, la mayoría de las rams no pueden cerrarse en forma manual, salvo que esténequipadas con un sistema hidráulico de traba de ram. Una vez cerrados, la mayoría de las rams pueden sertrabadas (aseguradas) por sistemas de cierre hidráulico o manuales (volante).

La mayor parte de las rams están diseñadas de manera tal que permiten sellar la presión que proviene solo dellado inferior. Esto significa que al colocarla en posición invertida, la ram no va a mantener la presión, ademásno se podrá probar la presión desde el lado superior. Por consiguiente, debe tenerse sumo cuidado al armar unconjunto, ya que se deben ubicar con el lado correcto hacia arriba. El nombre del fabricante deberá figurar enla parte superior en posición normal. Tanto las aberturas de circulación como las bocas de salida lateralesdeben estar por debajo del alojamiento de la ram.

RAM DE TUBERIA•

Estas ram están preparadas para cerrar sobre la tubería. La ventaja y limitación fundamental de una ram detubería es el recorte de medio circulo en el cuerpo de la ram. La finalidad del recorte es poder cerrar y proveerun buen sellado alrededor de una tubería de tamaño o diámetro particular.

La mayoría de las rams cuentan con guías para cerrar la tubería. El recorte del cuerpo de la ram se adapta casiperfectamente a la circunferencia de la tubería. Mientras que puede cerrarse alrededor de la tubería quepresenta una pequeña conicidad, no se cerrará alrededor de una unión de tubería sin dañarla o dañar la cara delcierre de la ram. Debe tenerse mucho cuidado al cerrar la ram que se encuentra cerca de la unión, es especialcon barras de sondeo de aluminio, ya que estas tienen un recalque de mayor tamaño y longitud que las deacero.

RAM CIEGAS (BLIND RAM)•

Las rams ciegas o de cierre total son una clase especial de rams de tubería que no presenta el recorte detubería en el cuerpo de la ram. Las rams ciegas cuentan con elementos empaquetadores de buen tamaño yestán diseñadas para cerrar sobre el pozo abierto. Cuando se prueban, debe hacerse a la máxima presión detrabajo.

RAMS DE CORTE (SHEAR RAM)•

Son otra clase de ram de tubería que tienen hojas filosas especiales para cortar tubulares (tubing, barras desondeo, portamechas, etc.) dependiendo del tipo de ram de corte y del tubular a cortar, deberán utilizarsepresiones mas elevadas que las reguladas normalmente y/o potenciadores (booster) hidráulicos. Las rams decorte tienen tolerancias de cierre pequeñas.

En el momento de probar su funcionamiento, no deben cerrarse bruscamente haciendo uso de una sobrepresión elevada, sino a través de una presión reducida aproximadamente 200psi. Cuando se prueban las ramsde corte, el material de la empaquetadura se destruye.

Dado que el volumen de las empaquetaduras de las rams de corte es pequeño, muy pocos ensayos de presiónpueden llevarse a cabo y conservar la capacidad de sello. No se deben efectuar ensayos de presión de las ramsde corte mas de lo necesario.

RAMS CIEGAS/DE CORTE (BLIND/SHEAR RAM)•

Estas combinan las ventajas de las ciegas o de cierre de pozo abierto con las cortadoras. Tienen la ventajaadicional de cortar la tubería para luego proceder a sellar la abertura del pozo. Otra condición favorable de lasrams ciegas/de corte es el espacio que se gana al utilizar un solo juego en lugar de dos para realizar las tareasnecesarias.

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1.3.5 RAMS DE DIAMETRO VARIABLE (VBR)

Estas sellan sobre distintos diámetros de tubería o vástagos hexagonales. También pueden servir como ramprimaria para un diámetro de tubería y de reserva o alternativo para otro diámetro distinto. En aquellos pozoscon columnas de diámetros combinados en los que el espacio resulta muy importante, pueden utilizarse ramsde diámetro variable. Además, la colocación de un juego de rams de diámetro de variable en el preventor evitaun viaje de ida y vuelta del conjunto submarino de BOP. Esto se debe a que no es necesario cambiar las ramsal utilizar columnas de tubería de diferentes tamaños.

El empaque contiene inserciones reforzadas de acero similares a las del empaquetador del BOP anular. Estasinserciones rotan hacia adentro al cerrar las rams, de esta manera, el acero provee el soporte necesario para elcaucho que sella la tubería. En los ensayos estándar de fatiga, las empaquetaduras (gomas) de rams dediámetro variable se desempeñan en forma comparable a los empaquetadores de ram de tubería. Las rams dediámetro variable son adecuadas para servicio en H2S.

Mantenimiento Preventivo•

Por lo general, la mayor parte de las rams de los preventores cierran normalmente con una presión de 500psi,esta no debe modificarse arbitrariamente. No se debe probar el funcionamiento de las rams de tubería sinhaber colocado en los preventores la tubería de tamaño correspondiente para evitar daños.

Al cambiar las empaquetaduras de las rams, recordar que la mayoría de los problemas surgen por cierres ysellos de bonete o compuerta inadecuados. Es importante inspeccionar y reemplazar estos sellos todas lasveces que sea necesario, cada vez que se cambien las rams.

Tanto las barras de tubería como el tubing pueden moverse a través de las rams accionadas. Para ellos lapresión de cierre debe reducirse hasta los 200 o 300psi para disminuir el desgaste de la superficie de laempaquetadura. Tomando en cuenta que la presión de accionamiento de las rams de tubería es reforzada envarios grados por la acción de la presión del pozo y que las rams de cierre tienen diferentes tamaños, entoncesresulta necesario regular la presión de operación de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Debeminimizarse el movimiento de la tubería a través de las rams de tubería, en particular los cambios bruscos dedirección de movimiento.

1.4 UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION

Al producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo mas rápido posible para evitar una surgenca mayor.En general, los sistemas manuales son más lentos que las unidades hidráulicas y pueden permitir mayoresvolúmenes de entrada de fluidos.

Se han probado bombas de inyección, aire del equipo y bombas hidráulicas como unidades de cierre, y todoshan dado resultados poco satisfactorios. Los sistemas de acumuladores hidráulicos son las primeras unidadesde cierre en dar buenos resultados. La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida, confiable ypractica de cerrar los BOP en caso de surgencia. Dada la importancia del factor confiabilidad, los sistemas decierre poseen bombas extra y volumen en exceso de fluido, al igual que sistemas alternativos o de reserva.

Hoy en día, el equipo estándar utiliza un fluido de control que puede consistir en un aceite hidráulico o en unamezcla especial de productos químicos y agua que se almacenan en botellones o cilindros de acumulador a3000 Psi. Una cantidad superficie de fluido se almacena bajo presión para que todos los componentes delconjunto BOP puedan funcionar con presión y además mantener siempre una reserva de seguridad. A medidaque disminuye la presión en los botellones del acumulador, las bombas de aire o eléctricas instaladas pararecargar la unidad, arrancan en forma automática.

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En condiciones ambientales muy frías, debe tenerse cuidado de que la temperatura del sistema acumulador nollegue a bajo cero, ya que los elementos de caucho que se encuentran en su interior, tales como las cámaras(bladder), puedan cristalizarse y reventar.

Debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema básico del acumulador, por lo menos cadatreinta días (o cada pozo).

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Requisitos de Volumen•

El sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir osuperar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos estándar para calcular elvolumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistemaacumulador de manera de poder operar la columna y así tener más energía que la restante de la precarga denitrógeno. Una rápida estimación de un sistema típico de 3000psi se realiza utilizando la mitad del volumende los botellones del acumulador.

Fluidos de Carga del Acumulador•

El fluido utilizado para el acumulador debe ser un lubricante anticorrosivo, antiespumoso y resistente al fuegoy a las condiciones climáticas adversas. Además, el ablandamiento o resquebrajamiento de los elementosselladores de caucho. El aceite hidráulico posee estas características.

Una mezcla de agua dulce y aceite soluble (con etileno glicolpar temperaturas bajas) también puede darbuenos resultados. La mezcla de aceite soluble y agua parece tener algunas ventajas: es menos costosa y no escontaminante; por ello, se prefiere esa mezcla antes que el aceite hidráulico. En climas templados, puedeacumularse en el sistema bacterias, algas y hongos; por tanto se agregan productos químicos para impedir eldesarrollo de estos organismos de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. El uso de aceitesinadecuados o de aguas corrosivas puede dañar el acumulador y los elementos de cierre del conjunto de BOP.

MANIFOLD DE AHOGO•

El manifold de ahogo sirve para facilitar la circulación desde el conjunto de BOP bajo una presión controlada.Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los estranguladores oreparar las válvulas.

ESTRANGULADORES•

El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. Al restringir elpaso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee unmétodo del control del caudal del flujo y de la presión de pozo.

Los estranguladores utilizados para el control de pozo (estranguladores de lodo) tienen un diseño algodiferente de los de producción de gas y petróleo. Por lo general, es estrangulador de producción no resultaadecuado. Esto se debe a que no esta preparado para soportar el flujo del fluido abrasivo que sale a lasuperficie durante una surgencia de pozo. Mientras que para algunos controles de pozo se utilizanestranguladores ajustables convencionales (manuales) (válvula aguja manual), en la mayoría de los controlesde presión se utilizan estranguladores ajustables a control remoto.

Estrangulador Fijo (Porta orificio)•

Los estranguladores pueden ser positivos (fijos) o ajustables. Los estranguladores fijos normalmente tienenalojamiento portaorificio en su interior para permitir la instalación o cambio de orificios calibrados.

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Estrangulador Ajustable•

Estos pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamaño de pasaje.

Estrangulador Manual Ajustable. (Válvula aguja) el tipo básico de estrangulador es el manual ajustable.Posee un vástago (aguja) y asiento cónicos. A medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye esespacio anular y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor contrapresion en el pozo.

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Estrangulador Ajustable a Control Remoto. (choke hidráulico). Los estranguladores ajustables a controlremoto tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y controlar la posición relativa deapertura del estrangulador desde la consola; son adecuados para servicio H2S. El estrangulador se puedecerrar y sellar en forma ajustada para actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto decilindros de doble acción que ponen en funcionamiento un piñón y cremallera que giran la placa superiordel estrangulador. Los estranguladores son aptos para operaciones de ahogo de pozo. Las limitacionesbásicas aplicables son que el estrangulador no es de utilización frecuente, por lo que tiende a engranarse,perder el manómetro y tener los contadores de bomba desconectados. Todos esos inconvenientes puedensolucionarse utilizando el estrangulador y verificando la operación del panel, al menos una vez por semana.

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2. CONSIDERACIONES GENERALES

Las siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta cuando se está seleccionando un equipo de control depozo:

Los equipos serán seleccionados para resistir la máxima presión de superficie anticipada;• Las preventoras de reventón consistirán en un equipo controlado remotamente capaz de cerrar el pozocon o sin la tubería en el hueco;

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Soldado, rebordado, en las conexiones del eje son obligatorias en todos los sistemas de presionessuperiores a 13,800 kPa (2000 psi) como adaptador para las conexiones enroscadas;

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En algunas áreas puede requerirse el equipo de control de pozo adecuado para el servicio pesado; entales casos en que la alta presión se presenta, los sistemas de BOP deben consistir en materialesmetálicos resistentes al agrietamiento por falla sulfito.

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Las líneas dedicadas a matar no deben ser más pequeñas que 2 nominales y se ajustarán con dosválvulas y un NRV. Las líneas de choque no deben ser más pequeñas que 3 a través del taladro y seráconectado con dos válvulas al BOP donde la válvula exterior será operada hidráulicamente. Cuandolas líneas de matar y las de choke son empleadas, dichas líneas no deben ser más pequeñas que 3 a lolargo del taladro y las válvulas exteriores de cada línea deben ser operadas hidáulicamente.

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Durante las operaciones de perforación y workover, los rams blind/shear deben ser proporcionados enla BOP. La ram blind/shear debe siempre ser capaz de cortar la tubería de perforación/tubería deproducción en uso bajo las condiciones de sin−carga y seguidamente proporciona un sello apropiado:

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Los sistemas de cierre de superficie de BOP deben ser capaces de cerrar cada preventora ram dentrode 30 segundos; El tiempo de cierre no debe exceder los 30 segundos para los preventores anularesmás pequeños que 508 mm (20) y 45 segundos para los preventores anulares de 508 mm (20) y más;

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Los sistemas BOP's de cierre de superficie deben ser capaces de cerrar cada preventora ram dentro de45 segundos. El tiempo de cerrado no debe exceder 60 segundos para las preventoras anulares;

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Todas las operaciones centrales y remotas deben manejarse desde el tablero de control, todo eltiempo, estando en posición abierta o cerrada, y es libre de moverse en cualquier posición. La palancade operación de la shear ram no debe ser cerrada con llave;

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Todas las líneas de operación y conexiones extras que no son usadas en el sistema deben serbloqueadas apropiadamente con tapones ciegos como una unidad de operación hidráulica;

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Todas las cuatro válvulas o deben estar en una de las dos posiciones, completamente abierta ocompletamente cerrada, como es requerido; ellas no deben estar bloqueadas a la izquierda o en laposición del centro.

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3. CLASIFICACIONES GENERALES PARA LA SELECCIÓN DE EQUIPOS DE SUPERFICIE DEPREVENCIÓN DE REVENTONES

Los equipos de superficie de prevención de reventón, son equipos usados en operaciones de tierra yoperaciones donde la cabeza del pozo está encima de un nivel de agua. Por esto, son los requerimientosmínimos para cada presión de clasificación trabajada.

CLASIFICACIÓN 13,800 kPa (2000 psi) WP•

Donde el equipo de esta clasificación es suficiente, las BOP consisten de:

1. Un preventor anular, o un preventor de tipo ram de doble operación hidráulica (uno equipado con el tamañocorrecto de la tubería ram, el otro con rams blind/shear).

2. Un drilling spool con dos salidas laterales de 77.8 mm (3 1/16).

La pila de BOP debe tener dos líneas la de matar y la de choke. Cada línea debe tener dos válvulas, de lascuales una válvula de cada línea es operada hidráulicamente. Las dos líneas deben conectarse a las líneasterminales y de choke del manifold (vea Apéndice 31).

Cuando el propósito dual de las líneas terminales y las líneas de choke no es empleado, la pila de BOP tendráuna línea terminal y una línea de choke.

Cuando la pila de BOP consiste en un preventor de tipo ram doble con el tamaño apropiado de las salidaslaterales, las líneas terminales y de choke pueden conectarse a las salidas del preventor más bajo. En este casoel drilling spool puede omitirse.

Las BOP, completadas con un drilling spool, las válvulas laterales de salida, y las líneas terminales y de chokeserán instaladas como lo muestra el Apéndice 25, página 2.

3.2 CLASIFICACIÓN 20,700 kPa (3000psi) Y 34,500 kPa (5000psi) WP

Donde a los equipos de estas clasificaciones es suficiente, las BOP consistirán de lo siguiente:

1. Un Preventor anular.

2. Uno doble, o dos preventoras individuales de tipo ram operadas hidráulicamente; uno de los cuales debeequiparse con el tamaño correcto de la tubería ram (alguna fija o variable), el otro con rams blind/shear.

3. Un drilling spool totalmente abierto con dos salidas laterales de 77.8 mm (3 1/16).

La BOP debe tener dos líneas para matar y de choke. Cada línea debe tener dos válvulas de las cuáles una decada línea es operada hidráulicamente. Las dos líneas deben ser conectadas a las líneas terminales y de chokedel manifold (vea Apéndice 31).

Con tal de que el fondo de la preventora tipo ram esté provisto con tamaño apropiado de las salidas laterales,las líneas para matar y de choke pueden ser conectadas para las salidas del fondo de la preventora. En estecaso el drilling spool puede ser omitido. Las BOP, completadas con drilling spool, válvulas de salida lateralesy líneas para matar y de choke se instalarán como se muestra en el Apéndice 26, o Apéndice 27.

3.3 CLASIFICACIÓN 69,000 kPa (10,000 psi)WP

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Donde se requiere el equipo de esta clasificación, el BOP consistirá en lo siguiente:

1. Un preventor anular con una presión del funcionamiento de 69,000 kPa (10,000 psi). Un preventor anularde 34,500 kPa (5000 psi) WP en una BOP de 69,000 kPa (10,000 psi) WP son aceptables en su existencia.

2. Tres individuales, o una doble y una individual, preventoras tipo ram operadas hidáulicamente; uno de lascuales debe equiparse con ram blind/shear y las otras dos rams de tubería del tamaño adecuado. Los rams dediámetros Variables (VBRs) pueden usarse en lugar de las tuberías ram fijas, pero por lo menos unapreventora tipo ram se equipará con ram fija.

3. Un drilling spool con dos salidas laterales de 77.8mm(3 1/16).

Con tal que en el medio y en la parte inferior de la preventor tipo ram esté equipado con salidas de tamañoapropiado, las líneas terminales y de choke pueden conectarse a estas salidas y omitir el drilling spool. LaBOP completada con drilling spool, válvulas de salida laterales, y líneas para matar y de choke seráninstaladas como lo muestra el Apéndice 28.

La BOP debe tener líneas para matar y de choke de doble propósito. Cada une debe tener dos válvulas de lascuales una válvula de cada línea es operada hidráulicamente. Ambas líneas deben conectarse a las líneasterminales y de choke del manifold Vea apéndice 31).

Cuando el propósito dual de las líneas terminales y de choke no son empleadas, la BOP debe tener 2 líneasterminales y dos líneas de choke de entrada. Cada entrada debe tener dos válvulas del taladro llenas de lascuales una válvula de cada línea de choke debe ser operada hidráulicamente. Las líneas terminales y de chokebajas, se conectaran a la BOP debajo de la preventora del fondo y actuará en lugar de las líneas terminales ylas de choke. Las líneas pueden conectarse a las salidas de la preventora del fondo, con tal de que lapreventora esté provista con salidas del tamaño apropiado. Cuando las líneas terminales y de choke no puedenconectarse a las salidas de la preventora del fondo, ellos son conectados a las salidas del drilling spool el cuales instalado debajo de la preventora del fondo.

3.4 CLASIFICACIÓN 103,500 kPa (15,000 psi) WP

Donde se requiere el equipo de esta clasificación, la pila de BOP consistirá en lo siguiente:

1. Una preventora anular con una presión del funcionamiento de 103,500 kPa (15,000 psi) o una unidad de69,000 kPa (10,000 psi)WP, preferiblemente con un conjunto estimado para 103,500 kPa (15,000 psi).

Una pila de cuatro rams es preferible. Sin embargo, los requisitos mínimos son tres individuales, o unodoble y uno individual, preventoras tipo ram operadas hidraulicamente, uno de los cuales debe estarequipada con una ram blind/shear y las otras dos con los tamaños correctos de tubería ram. Los rams dediámetros variables (VBRs) pueden usarse en lugar de los rams de tubería fija, pero como mínimo unapreventora tipo ram de tubería fija.

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3. Un drilling spool abierta totalmente con dos salidas laterales de 77.8 mm (3 1/16).

Con tal que la preventora tipo ram del medio este equipada con salidas laterales de tamaño apropiado, laslíneas terminales y de choke pueden conectarse a estas salidas y omitir el drilling spool. La configuración dela BOP 15 K de la ram de tres−cavidades es igual a la de 10K la cual se muestra en el apéndice 28. Laconfiguración de las BOP ram de cuatro cavidades se presenta en el apéndice 29.

La pila de BOP debe tener líneas terminales y de choke de propósito dual. Cada línea debe tener dos válvulasde taladro llenas de las cuales una válvula es operada hidráulicamente. Ambas líneas deben conectarse a las

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líneas para matar y de choke del manifold. (vea Apéndice 31).

Cuando el propósito dual de las líneas terminales y de choke no son empleadas, la BOP debe tener 2 líneasterminales y dos líneas de choke de entrada. Cada entrada debe tener dos válvulas del taladro llenas de lascuales una válvula de cada línea de choke debe ser operada hidráulicamente. Las líneas para matar y de chokebajas, se conectaran a la BOP debajo de la preventora del fondo y actuará en lugar de las líneas para matar ylas de choke. Las líneas pueden conectarse a las salidas de la preventora del fondo, con tal de que lapreventora esté provista con salidas del tamaño apropiado. Cuando las líneas terminales y de choke no puedenconectarse a las salidas de la preventora del fondo, ellos son conectados a las salidas del drilling spool el cuales instalado debajo de la preventora del fondo.

INSTALACION DEL CONJUNTO DE BOP•

Existen algunas reglas generales de instalación destinada a mejorar la operación y verificación del conjunto.Al instalar el sistema, se debe verificar cada preventor para asegurar que la inscripción que aparece en la piezaforjada se encuentre cabeza arriba. Las aberturas de circulación de las rams, si hubiera deben ubicarse en laparte inferior de la ram. Se debe tener precaución en el modo de levantar la unidad. Una oscilación inadecuadadel sistema podría lastimar a alguien, dañar el equipo y dificultar su correcto apoyo o alineación.

Se deben limpiar las ranuras de alojamiento de los aros y/o superficies de empalme con trapos limpios, agua yjabón. Los cepillos y raspadores de alambre pueden rayar las superficies de empalme y alojamientos de aros,afectando la prueba del conjunto. Deben identificarse los orificios hidráulicos de abertura y cierre ymantenerse limpios. Basura y suciedad en el sistema hidráulico pueden causar la falla en el sistema.

BRIDAS Y AROS•

Los puntos de conexión son siempre el punto débil en sistemas de tuberías o válvulas, el BOP no es laexcepción. Las bridas y aros de sello reciben un trato indebido durante el proceso de armado del equipo quepuede dar lugar a fallas en pruebas de presión posteriores. Probablemente las fallas principales sean rasponesen los anillos, alojamientos y superficies de empalme producidos durante el armado y limpieza en el procesode instalación. Se debe evitar que la dotación utilice cepillos de alambre o raspadores sobre las superficies deunión y ranuras de alojamientos de aros. Las malas aislaciones afectan la prueba de presión y provocan eldesarme del conjunto, y podrán causar así mismo cortes por lavadura en las conexiones.

Con frecuencia la dotación no tiene en cuenta la importancia de mantener ajustadas las tuercas en las bridas,pero nada reemplaza el reajustado. La conexión grampa API no es tan resistente como la conexión brida APIequivalente, ni tiene la misma capacidad de tensión, arqueo o carga combinada. Sin embargo, existen diseñosde conexiones de tipo de grampa o engrampe que pueden ser iguales o superiores a la conexión de bridas APIen carga combinada.

Los espárragos de bridas en las cabezas de pozo son especialmente críticos en los conjuntos de BOP enplataformas (jackup) de aguas profundas. Esto se debe a que el movimiento de la extensa tubería conductorahasta el fondo del mar tiene restringido el extremo superior por el empalme del conjunto de BOP al equipo.

En cualquier equipo, el conjunto de BOP esta amarrado a la base del equipo, pueden actuar fuerzas tremendascontra la brida de cabeza de pozo donde se concentra toda la curvatura. Se debe amarrar también el casingconductor contra el equipo siempre que sea posible.

CENTRADO DEL CONJUNTO DE BOP•

Centrar el BOP no es tarea sencilla. El movimiento, asentamiento o inclinación del equipo pueden descentraral BOP. El efecto no repercute de inmediato porque las rams y la preventora anular cierran y pueden

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ensayarse. Sin embargo, el daño a largo plazo puede ser severo. Puede derivar en un desgaste excéntrico delconjunto, ram y caras del empaque anular. Puede ocurrir también un desgaste del casing y la cabeza de pozo.Un daño menor puede no afectar la aislacion durante una prueba, pero siempre existe la posibilidad de dañosmayores y de que la válvula no cierre durante una surgencia. Además, la reparación del conjunto implica untrabajo prolongado y costoso. En general, el empleo de anillos o bujes de desgaste minimiza el daño interno.

CONEXIONES DE ESTRANGULADOR Y LÍNEAS DE AHOGO•

Las conexiones de alta presión dentro del conjunto de BOP son un punto débil que debe verificarse y volver arevisarse. Los problemas más comunes incluyen el uso de niples demasiado livianos, aros de sellos sucios,superficies de empalme dañadas, tuercas flojas, y niples o tuberías largas mal soportadas.

Otro inconveniente es el uso de mangueras de baja presión cuando no hay suficiente lugar disponible paracañerías de acero. Esta situación es doblemente perjudicial, por cuanto el exceso de curvas en la tubería o eluso de curvas en situaciones de alta presión no es una practica recomendable. Esto resulta especialmenteriesgoso cuando la línea involucrada es la del estrangulador.

LINEA DE LLENADO•

Debe incluirse una línea de llenado sobre la válvula superior del conjunto de BOP, el objetivo de esta línea,como su nombre lo indica, será llenar el pozo durante las carreras y períodos de circulación. Si bien elmantenimiento de esta línea es ligero, si se deja fluido en ella, puede producirse un tapón o dañarse las líneaspor efecto de fluidos corrosivos.

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