Euipos de perforacion

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UMSA
FACULTAD DE INGENIERIA
PET – 200

TRABAJO DE INVESTIGACION

NOMBRE: UNIV. ALVARO VISTAS DIAZ

DOCENTE: ING. JUAN JOSE FOCACCIO

FECHA: 30 / 11 / 11

LA PAZ – BOLIVIA

Descripción del equipo de control de reventones
La columna de los Preventores de Reventones denominado B.O.P. es una parte importante del equipamiento que no se debería dejarla delado. El sistema de B.O.P es unjuego singular de válvulas hidráulicasmuy grandes tienen diámetros grandes, están clasificados para alta presión y operan rápidamente, esto hace que el sistemaincluya algunas limitaciones de las cuales la cuadrillade operaciones debe estar consciente y observar concuidado.
El arreglo del B.O.P como todo equipo tiene códigos según el Instituto Americano del Petróleo (API) según el Boletín API RP53como sigue:

A = Preventor de reventones tipo anular
G = cabezal giratorio
R = Preventor tipo simple, con un solo juego de arietes (esclusas), ciego o de tubería, según prefiera el operador
Rd = Preventor del tipo doble, con doble juego de arietes, colocados como prefiera el operador
Rt = Preventor del tipo triple, con tres juegos de esclusas, colocados como prefiera el operador
CH =conector a control remoto que conecta el cabezal del pozo o los preventores unos con otros.
CL = conector de baja presión a control remoto que conecta el riser con el conjunto de BOP.
S = carretel con conexiones de salida laterales para las líneas del estrangulador y control (ahogo)
M = clasificación de trabajo de 1000 psi (68.95 bar).

Los componentes se indican leyendo desde el fondo de lacolumna de preventores hacia arriba. Se puede identificar plenamente las columnas de preventores de reventones por medio de simples designaciones, como por ejemplo:

15M-7-1/6” (179.39 mm)-RSRRA

La primera de las columnas de preventores anteriores estaría clasificada para una presión de trabajo de 15000 psi (1034.2 bar), tendría un diámetro de 7-1/16 pulgadas (179.39 mm).

La consideración másimportante de cómo organizar la columna es cuál parece ser el mayor peligro que se podría encontrar. A este respecto, se podrían señalar varias cosas como:

• Los requerimientos de la columna deberían estarbasados de acuerdo a cada trabajo.
• Ninguna de las tres figuras que se muestranes adecuada para bajada bajo presión (stripping)ariete a ariete según las reglas generales destripping. Para lasbajadas esclusa a esclusa, laconfiguración mínima es RRSRA o RRRA, si seusará la salida lateral del Preventor de Reventonespara circular.
• Hay un sinfín de configuraciones deseables, pero con más arietes, la columna se hace más pesada, más grande y más cara. Con menos esclusas haymenos flexibilidad y se reduce la seguridad.
• El mejor arreglo para la columna es uno que esadecuado para la tareay el área y que incluyecierto grado de seguridad.

Preventor anular

Los preventores anulares, a veces llamados los preventores de bolsa, preventores esféricos o simplemente Hydrils, probablemente sean los dispositivos más versátiles para controlar la presión en el cabezal del pozo. Algunos modelos están sumamente energizados por el pozo, es decir, la presión del pozo empuja hacia arriba yprovee una fuerza de sellado adicional. El Preventor anular se utiliza como un sello de cierre alrededor de cualquier cosa que pueda estar en el pozo y como un cabezal de lubricación para mover o deslizar la tubería bajo presión. La mayoría de los preventores anulares modernos cierran alrededor de la junta Kelly, los collares, la tubería de perforación, la sarta de trabajo, la tubería, las líneas decables o, en una emergencia, el pozo abierto.

Preventor anulares de propósitos especiales

La mayoría de fabricantes de equipos de B.O.P poseen una gran variedad de preventores tipo anulares de propósito especial. En general, la función específica de cada uno se reconoce por su denominación, a saber: BOPs rotativas, escurridoras (stripper) de tubería, escurridores de cables de perfilaje,...
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