CSC 03

Capítulo 12
12.Recomendaciones de CSC nexiones bridadas o con abrazaderas en

los componentes sujetos a presión (no
12.1. Recomendaciones para Conexiones emplear conexiones roscables, ni solda-
Superficiales de Control bles).
• En equipos terrestres el múltiple de es-
Las especificaciones mínimas que deben trangulación debe ser instalado en una
cumplir las conexiones superficiales de con- posición de fácil acceso para su opera-
trol, son: ción, fuera de la subestructura del equipo
y colocado al final del muelle de tuberías.
• Todas las líneas, válvulas, conexiones, (Lineamiento de UPMP).
Recomendaciones de Conexiones Superficiales de Control

etc., sujetos a la presión del pozo a par- • En los equipos marinos y lacustres donde
tir del carrete de control, deben ser de un el múltiple de estrangulación por diseño
rango de presión de trabajo como mínimo se encuentra en el piso de perforación,
igual al conjunto de preventores de arie- deberá tenerse un fácil acceso para su
tes. operación.
• Los extremos de birlos y/o espárragos • Las líneas de estrangular y matar deben
instalados, deberán mostrar al menos tres instalarse lo más rectas posible y suficien-
hilos salientes fuera de la tuerca. temente sujetadas (ancladas) para evitar
• En las instalaciones con presión de traba- el golpe de ariete, que ocasione un posi-
jo de 5,000 psi o mayor, se recomienda ble desprendimiento y excesiva vibración
instalar un carrete de control equipado en por el flujo de fluidos durante el control del
la línea de estrangular con dos válvulas pozo.
de apertura completa una mecánica (inte- • Se prohíbe el uso de bayonetas debido
rior) y otra hidráulica (exterior); en la línea a que se modifica el grado de dureza del
de matar, deberá estar equipado con dos tubo cuando es doblada, siendo suscepti-
válvulas mecánicas de apertura completa ble a la erosión al incrementarse el radio
y una válvula check (exterior). de curvatura.
• Cuando no se tenga espacio disponible • Todo el sistema de control de interconexio-
para incluir el carrete de control, y se uti- nes, como tubos, mangueras, enlaces,
licen preventores con salidas laterales se etc., deben estar protegidos al daño físico
conectaran las líneas de matar y estran- durante las operaciones de perforación,
gular con la misma condición anterior. terminación y mantenimiento de pozos o
• La línea de matar deberá equiparse con movimiento de equipo que se realiza coti-
al menos una válvula check para evitar el dianamente.
retorno de fluidos al exterior del pozo. • En ambientes de baja temperatura como
• Los componentes deben cumplir las es- en el caso de aguas profundas, se deberá
pecificaciones API 6A, 16A, NACE-0175 de inhibir la formación de hidratos de gas
y los lineamientos de la UPMP correspon- en las líneas de matar y estrangular, ya
dientes, para manejar la presión, tempe- que disminuye su diámetro interior, por lo
ratura y corrosión previstas de los fluidos cual se recomienda utilizar formulaciones
de la formación y/o fluidos de control. con porcentajes de Glicol u otra sustan-
• En las presiones de trabajo de 3,000 psi cia.
y mayores, deben usarse líneas con co-
Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Gerencia de Ingeniería y Tecnología 133
• En el ensamble de estrangulación, deberá • Inspeccione visualmente por la parte su-
instalarse un estrangulador hidráulico de perior de cada preventor, principalmente
operación remota. las cavidades donde se alojan los arietes
• Todas las válvulas del múltiple de estran- que estén libres de objetos, el estado físi-
gulación, deben operarse completamente co que guardan las pistas superior e infe-
abiertas o cerradas al 100%. (No deben rior y los conductos de las salidas latera-
usarse como válvulas de apertura varia- les, con objeto de verificar que no estén
ble). obstruidos, dañados o desgastados.
• Cuando se tenga instalada una cámara • Inspeccione visualmente el tipo y las con-
de amortiguación de presión en el ensam- diciones que guardan cada uno de los ani-
ble de estrangulación deberá considerase llos a instalar, los cuales deberán ser nue-
una línea adicional directa al quemador vos. Ver sección 11.4, donde se detallan
para hacer la derivación del flujo en caso las especificaciones de estos anillos.
de fuga en algunas de las líneas interco- • Inspeccione visualmente que todos los
nectadas a dicha cámara. birlos, espárragos y tuercas sean de la
• Asegurar que todos los componentes de medida y tipo apropiado, que no estén da-
las CSC cumplan el estándar para operar ñados u oxidados, que cumplan con las
en ambientes hostiles con altas concen- especificaciones API para el rango de la
traciones en fracción mol de H2S y CO2. presión de trabajo, temperatura y resis-
• Se deberá de contar con los equipos de tencia al ácido sulfhídrico (H2S) si se re-
respiración autónomos necesarios para el quiere.
personal involucrado en las operaciones • Inspeccione visualmente el estado físico
cuando se espera la presencia de H2S, de los elementos elastoméricos sellantes
recuerde que el sentido del Olfato del ser de cada ariete, así como el del preventor
humano deja de percibir concentraciones esférico.
mayores a 70 ppm de H2S. • Verifique la posición de cada preventor
• Las alarmas para la detección de H2S en la instalación, así como la correcta co-
están regularmente calibradas a 10 ppm, nexión de las líneas hidráulicas de aper-
que es la concentración mínima permisi- tura y cierre.
ble del ser humano sin dañar su integri- • Las operaciones no deben iniciarse hasta
dad física. que el sistema de control superficial esté
debidamente instalado y probado satis-
factoriamente a su presión de trabajo.
12.2. Recomendaciones de Inspección
física del conjunto de preventores
12.3. Recomendaciones de trabajos en
Antes de proceder a la instalación de un con- ambientes corrosivos.
junto de preventores o después de uso en
las diferentes actividades de la UPMP en la En las operaciones de perforación donde se
intervención del pozo, deberá verificarse lo espere encontrar zonas con gas sulfhídrico,
siguiente: cuando la presión parcial exceda 0.05 lb/pg2
en la fase gaseosa, bajo la máxima presión

134 Gerencia de Ingeniería y Tecnología
Capítulo 12
prevista, deben realizarse los cambios de sus Los elastómeros también están sujetos al
componentes internos en los preventores. ataque por atmósferas corrosivas como el
sulfhídrico. Los elastómeros de nitrilo que
Las prácticas recomendadas para la seguri- cumplan otros requerimientos de trabajo son
dad en las operaciones de perforación, ter- aptos para servicio amargo hasta una tempe-
minación y mantenimiento de pozos en este ratura entre 65.5 y 93.3 °C (150-200 °F), pero
tipo de ambiente, se podrán encontrar en Es- se acorta su vida útil.
pecificaciones API RP-49, “Procedimientos
recomendados para la perforación segura en Ahora bien si se esperan temperaturas ma-
pozos que contienen ácido sulfhídrico”. yores a 93.3 °C, en la línea de flujo, se debe

consultar al fabricante para que indique los
Si se requieren modificaciones internas en elastómeros correspondientes para estos
los preventores, los componentes deberán ambientes de trabajo, en caso de suceder
ser resistentes para servicio amargo, ya que esto deberán ser reemplazados inmediata-
al estar sujetos a este ambiente hostil se ha- mente.
cen frágiles y quebradizos, fenómeno que
se conoce con el nombre de: “Agrietamiento 12.4. Tabla de toxicidad del H2S
por el Esfuerzo Sulfúrico” (AES). Dicha falla
espontánea depende de las propiedades me- El personal que trabaja en las actividades de
talúrgicas del material, el esfuerzo o carga to- perforación, terminación y reparación a po-
tal (ya sea interno o aplicado), y el ambiente zos puede estar expuesto a condiciones in-
corrosivo. salubres y ambientes amargos, lo cual puede
afectar su desempeño laboral y con objeto de
En la norma NACE MR-0175 se presenta una evaluar la concentración de gas en la atmos-
relación de materiales metálicos resistentes fera de trabajo, a continuación se muestra la
al agrietamiento y/o fragilización por esfuer- tabla de toxicidad del H2S, donde se indican
zo del sulfhídrico en el campo petrolero. (Ver las recomendaciones de NIOSH y OSHA.
anexo H2S, en la sección 13.4.).
El fabricante debe proporcionar una rela-

ción de las partes específicas que deben de
cambiarse en los preventores esféricos, y de
arietes, para el servicio en un ambiente con
sulfhídrico. Como guía, todos los materiales
metálicos que pudieran ser expuestos al sul-
fhídrico bajo las diferentes condiciones de
operación, deben tener una alta resistencia
al agrietamiento. La máxima dureza acepta-
ble de los cuerpos de todos los preventores y
válvulas deberá cumplir la norma NACE men-
cionada anteriormente.

Tiempo de exposición al ácido sulfhídrico, en minutos.
% de H2S 0-2 2 – 15 15 – 30 30 – 60 60 – 240 240 – 480 480 – 500
ppm min min min min min min min
0.0005 – NIOSH recomienda un límite máximo de exposi- Irritación de Alarmas audibles se calibran a estos valores
0.0010 ción de 10 ppm por no más de 10 minutos los ojos, la
5 – 10 ppm nariz o la
garganta.
0.020 OSHA establece un límite máximo aceptable de 20 partes por millón de ácido sulfhídrico
20 ppm
0.070 Insensibiliza el sentido del Olfato
70 ppm
PRE Se aplica el Plan de Respuesta a Emergencias
0.005 – 0.010 Conjuntivitis
50 a 100 ppm benigna,
irritacione
del conducto
respiratorio.
0.010 – 0.015 Irritación de los Respiración Irritación de la Salivación y Aumento de Hemorragia
100 – 150 ojos, pérdida alterada, garganta. descarga de los síntomas. letal. *
ppm del sentido del dolor de los mucosidad *
olfato. ojos, somno- aguda dolor
lencia. de los ojos.
tos.
0.015 – 0.020 Pérdida del Irritación de la Irritación de la Dificultad Serios efec- Fatal. *
150 – 200 sentido del garganta y de garganta y de para respirar, tos irritantes.
ppm olfato. los ojos los ojos. visión
borrosa: la
luz causa
molestias.
0.020 – 0.025 Irritación de Irritación de Secreción La luz causa Hemorragia Fatal
200 – 250 ojos. Pérdida ojos. de lágrimas molestias; letal *
ppm del sentido del dolorosa; escurrimiento
olfato. Debilidad. nasal, dolor
de los ojos,
dificultad para
respirar.
0.025 – 0.030 Irritación de Dificultad Aumenta la Mareos; Fatal*
250 – 300 ojos. Pérdida para respirar; irritación de debilidad;
ppm del sentido del tos, irritación los ojos y de mayor irrita-
olfato. de los ojos. los conductos ción, letal.
nasales;
dolor de
cabeza sordo,
sensación de
cansancio, la
luz molesta.

Capítulo 12
Tiempo de exposición al ácido sulfhídrico, en minutos.

% de H2S 0-2 2 – 15 15 – 30 30 – 60 60 – 240 240 – 480 480 – 500
ppm min min min min min min min
0.030 – 0.035 Tos; desmayo Alteración de Grave Fuerte dolor Fatal.

300 – 350 e inconscien- la respiración, irritación de ojos y ca-
ppm cia. irritación de los de los ojos; beza; mareo;
ojos, palpitaciones temblor de las
desmayo. * cardiacas; po- extremidades;
cos casos de debilidad y
fatalidad. * letal. *
0.035 – 0.040 Desmayo Desmayo. * Fatal. Fatal.
350 – 400 inconsciencia; Inconsciencia;
ppm letal. * letal. *

≥ 0.040 Fatal. Fatal. Fatal.
400 ppm
Fuente: Instituto Nacional para Seguridad y Salud Ocupacional (NIOSH), Administración de Salud y Seguridad Ocu-
pacional (OSHA), Tesis DEBC
Tabla 12.1.Tabla de toxicidad del H2S.

Capítulo 13
13. Unidad acumuladora para Los elementos básicos de cierre y apertura

operar preventores de un sistema acumulador son:
a) Depósito almacenador de fluido.

La unidad acumuladora de acción de cierre
y apertura de preventores y válvulas hidráuli- b) Cilindros Acumuladores.
cas, utiliza principalmente la fuente de ener-
gía potencial, la cual es una magnitud escalar • De presión confinada de liquido hidráulico.
asociada a un campo de fuerzas. La diferen- • De presión confinada de gas nitrógeno.
cia entre los valores del campo de fuerzas en
dos puntos A y B es igual al trabajo realizado
por la fuerza para el recorrido entre A y B. c) Fuentes de energía.
Dicho de otra forma se tiene energía poten-
Unidad Acumuladora para Operar Preventores

cial almacenada en los cilindros acumulado- • Neumática (bombas operadas por sumi-
res de la unidad con fluido hidráulico, adicio- nistro de aire).
nalmente cuenta con un sistema auxiliar de • Hidráulica (bombas operadas por sumi-
energía cinética de cilindros represionados nistro eléctrico).
con gas N2., los cuales al liberar esta ener- • Potencial (adicional respaldo con gas
gía suministran la fuerza hidráulica necesaria nitrógeno).
para operar los componentes hidráulicos del
arreglo de CSC.
d) Unidades de apertura y cierre, Válvulas
13.1. Bomba de acción de preventores de 4 vías (actuadores para operar pre-
“Koomey” ventores).
La unidad acumuladora que acciona un arre- e) Consolas de control remoto.

glo de CSC, permite aplicar la potencia hi-
dráulica suficiente y necesaria para operar • Piso de Perforación.
todos los preventores y las válvulas hidráuli- • Cuarto de control (Ejemplo: Superinten-
cas instaladas hasta 2 ½ veces en capacidad dencia, muelle tubulares, etc.).
volumétrica.
Las prácticas recomendadas API RP-16E, f) Dispositivos reguladores de presión de la

RP-53 y el Reglamento del Servicio para el unidad acumuladora.
Manejo de Minerales (MMS por sus siglas en
inglés), establecen los requerimientos que se g) Indicadores de Presión.
deberán tener en cuenta para la selección de
una adecuada unidad acumuladora de poten- • Transmisores Neumáticos a Presión.
cia de cierre y apertura en función al tamaño, • Transmisores de Impulsos Eléctricos.
tipo y número de elementos hidráulicos que h) Dispositivo de Cierre de Pozos (Paro de
serán operados. emergencia).

13.2. Depósito almacenador de fluidos 13.3. Requerimientos de los acumuladores
Cada unidad acumuladora tiene un depósito Los acumuladores son recipientes cilíndricos
de fluido hidráulico, el cual debe tener cuan- que almacenan fluidos hidráulicos bajo pre-
do menos el doble de la capacidad del banco sión. Los términos acumulador y unidad de
de acumuladores (botellas). Por su diseño cierre con frecuencia son empleados en for-
de fabricación rectangular, cuentan con dos ma indistinta.
tapones de 4” en cada extremo, que al qui-
tarlos permite observar el nivel interior del Precisando, una unidad de cierre es una ma-
fluido hidráulico cuando se inspeccionan las nera de cerrar el preventor, mientras que un
descargas de las válvulas de cuatro pasos acumulador es una parte del sistema que al-
(Barkesdale). macena fluido hidráulico bajo presión, para
que éste actúe hidráulicamente en el cierre
Por la parte inferior del depósito, salen en for- de los preventores.

ma independiente las líneas de succión para
las bombas hidroneumáticas y la bomba hi- Existen en los equipos de la UPMP un siste-
droeléctrica. ma adicional para el cierre de pozos conocido
como Sistema Auxiliar de Respaldo de uso
Al tanque de almacenamiento descargan las emergente, el cual contiene una mezcla pura
líneas de las válvulas de seguridad, en caso de Gas Nitrógeno comprimido (N2), en donde
de presentarse un incremento de presión los acumuladores (botellas) almacenan ener-
dentro del sistema. gía potencial, la cual al ser liberada contro-
ladamente es usada para efectuar un cierre
Debe utilizarse un fluido hidráulico (aceite rápido de los preventores.
lubricante MH-150; MH-220, MH-300, Turbi-
na-15 y Turbina-9) que no dañe los sellos de 13.4. Tipos de acumuladores
hule que forman parte del sistema de cierre
y apertura. Estos aceites permiten la lubrica- El tipo separador. Usa un diafragma flexible
ción de las partes que están en movimiento (vejiga), el cual es de hule sintético y resis-
oscilatorio y en contacto con los vástagos tente conteniendo la precarga de nitrógeno,
cromados para operar el cierre y apertura de y lo separa completamente del fluido hidráu-
los arietes de los preventores, de las válvulas lico. Los acumuladores tienen una capacidad
de 4 Vías, vástagos de las bombas (Neumá- interior volumétrica de 10 galones, y operati-
ticas y Eléctricas), así como de las válvulas vamente se considera útil el 50 % de su ca-
hidráulicas. pacidad. Fig.13.1.
REGLA: Siempre se debe utilizar aceite

hidráulico.
Se prohíbe usar aceites a base de
agua, comúnmente conocidos como
aceites solubles.

Capítulo 13
a) Descargar el fluido hidráulico de las bote-

llas abriendo las válvulas correspondien-
tes (Recuerde: las bombas deben estar
bloqueadas para no operar automática-
mente).
REGLA: Primero deberá desconectar la

fuente de energía eléctrica y neumática,
descargar los cilindros acumuladores
verificando la presión remanente en
cada botella, con un dispositivo de pre-
Precarga Carga Carga nominal sión y registrar los valores.

1000 lb/pg2 2000 lb/pg2 3000 lb/pg2
Fig.13.1. Configuración del acumulador a
diferentes presiones.
13.5. Presión de precarga y operación b) Utilice un manómetro de precisión, co-

nectándolo en el orificio de medición de
La especificación del acumulador es contener la presión de la precarga, para verificar la
una presión máxima de hasta 3,000 lb/pg2, presión de nitrógeno en cada botella acu-
por lo que ninguna botella acumuladora debe muladora, ajustando la presión en su caso
ser operada a presiones mayores a esta. y de ser necesario deberá de precargar
los cilindros acumuladores con Gas Nitró-
La presión de precarga de cada botella acu- geno a 1,000 lb/pg2.
muladora es de 1,000 lb/pg2 de Gas Nitróge-
no y debe ser registrada al iniciar la instala- 13.7. Tiempo de respuesta del sistema de
ción de la unidad acumuladora en cada pozo, operación
y en su caso debe ser ajustada a la presión
arriba indicada. Sólo debe usarse gas N2 para 1. Tiempos máximos de respuesta.- El sis-
la presión de precarga del acumulador, dicha tema de operación del conjunto de bom-
presión debe ser verificada frecuentemente bas hidráulica y neumática para accionar
al menos cada 30 días. los preventores debe ser capaz de cerrar
cada preventor de arietes, además del
13.6. Prueba en los acumuladores preventor anular en diámetros menores
de 18 3/4” en 30 segundos como máximo
Esta prueba debe ser llevada a cabo en cada y para los diámetros mayores de 20” has-
pozo a intervenir antes de conectar la unidad ta 45 segundos, esto durante la prueba
con el arreglo de los preventores. La prueba de efectividad del tiempo de respuesta de
se realiza como sigue: los preventores.

2. La bomba hidroeléctrica por sí misma, es dráulica del Sistema de Control Superficial,
decir, con los acumuladores bloqueados en la forma siguiente:
y las bombas hidroneumáticas paradas,
debe ser capaz de abrir la válvula hidráu- 1. Aísle las fuentes de energía hidroeléctri-
lica de la línea de estrangulación, cerrar ca e hidroneumática del sistema y verifi-
el preventor anular sobre la tubería y ob- que que estén abiertas las válvulas de los
tener un mínimo de 1,200 Ib/pg2 de pre- acumuladores.
sión en un tiempo que no exceda de dos
minutos. 2. En caso de no tener tubería dentro del
pozo introduzca una lingada de TP.
3. De igual forma, las bombas hidroneumá-
ticas por sí mismas deben ser capaces 3. Abra la válvula hidráulica de la línea de
de llevar a cabo lo indicado en el punto estrangular, cierre el preventor anular y el
anterior. preventor de arietes del diámetro de la TP

correspondiente. Registre el tiempo que
4. La prueba de los acumuladores consiste tarda en efectuar estas tres operaciones.
en abrir la válvula hidráulica de la línea de El máximo tiempo requerido es de 50 se-
estrangulación y cerrar el preventor anu- gundos, debiendo conservar una presión
lar sobre la tubería de perforación en un final mínima de 1,200 Ib/pg2.
tiempo que no exceda de 30 segundos,
conservando una presión final mínima de 4. Seguidamente, recargue los acumulado-
1,200 Ib/pg2 teniendo las bombas hidro- res a 3,000 Ib/pg2 con las dos fuentes de
neumáticas e hidroeléctricas paradas. energía y registre el tiempo empleado el
cual debe ser de 5 minutos como máxi-
5. Esta prueba de efectividad de tiempo de mo.
respuesta del sistema debe llevarse a
cabo antes de efectuar el Programa de 5. En caso de ser mayores los tiempos de
Pruebas a Presión del sistema de Co- respuesta y no alcanzar la presión máxi-
nexiones Superficiales de Control super- ma de 3,000 Ib/pg2, deberá remplazar el
ficial y así obtener la efectividad de res- tren de acumuladores cilíndricos, de ser
puesta de la unidad acumuladora. necesario sustituya la unidad acumulado-
ra por otra.
6. En caso de ser mayores los tiempos de
respuesta y no alcanzar la presión míni- 13.9. Requerimientos de volumen de los
ma de 1,200 Ib/pg2, deberá de sustituir la acumuladores
unidad acumuladora por otra.
Las prácticas recomendadas API RP-53 se-
13.8. Prueba de operación del sistema de ñalan que los sistemas acumuladores deben
acumuladores tener una cantidad mínima de fluido igual a
tres veces el volumen requerido para cerrar
La prueba de funcionamiento debe llevarse el preventor anular más un preventor de arie-
a cabo antes de que se efectúe la prueba hi- tes. Esto ofrecerá un margen de seguridad

Capítulo 13
igual al 50%. Una regla empírica aplicada en la válvula hidráulica de la línea de estrangu-
el campo petrolero sugiere tres veces el volu- lación y con un 50% de exceso como factor
men necesario para cerrar todos los preven- de seguridad y terminar con una presión final
tores instalados. mínima de 1,200 Ib/pg2 arriba de la precarga.
El conjunto de bombeo hidroneumático e hi-
Por su parte, el MMS establece que debe te- droeléctrico deberá estar parado.
nerse una cantidad mínima de fluido equiva-
lente a 1.5 veces la cantidad necesaria para Ejemplo:
cerrar todo el arreglo de preventores insta-
lados, dejando un margen de 200 Ib/pg2 por Cuando se usan tres preventores de arietes
arriba de la presión de precarga de los acu- de 11” 10,000 Ib/pg2, un preventor anular
muladores, el API-RP53 establece que deberá Hydril “GK” y la válvula hidráulica, se requiere
tener 2 ½ veces la cantidad mínima de fluido el volumen de fluido siguiente:

hidráulico equivalente para cerrar el conjunto
de preventores y válvulas hidráulicas. Preventor anular Hydril
“GK 11” 10,000 Ib/pg2 25.10 Gal *
Regla: La UPMP, establece que en Preventor Cameron “U”

todas las Unidades Acumuladoras de (TP) 11” 10,000 Ib/pg2 3.30 Gal *
Preventores deberán tener 2 ½ veces
la cantidad mínima de fluido hidráulico Preventor Cameron “U”
para cerrar el conjunto de preventores y (ciegos) 11” 10,000 Ib pg2 7.60 Gal *
válvulas hidráulicas en uso.
Válvula Hidráulica 3”
10,000 Ib/pg2 0.59 Gal *
El sistema de acumuladores debe tener ca-
pacidad suficiente en proporcionar el volu- Preventor Cameron “U”
men necesario para cumplir o superar los (TP) 11” 10,000 Ib/pg2 3.30 Gal *
requerimientos mínimos de cierre del pozo.
Existen varios métodos para calcular el volu-

men necesario. La idea principal es mante- 39.89 Gal
ner una reserva energética suficiente para el
sistema de acumuladores, de tal forma que Nota: * Datos proporcionados por el fabricante.
pueda activarse el arreglo de preventores y
así tener más energía que la restante de la Suma de volúmenes de fluidos para cerrar to-
precarga de nitrógeno. dos los preventores y abrir la válvula hidráu-
lica más un 50% de exceso como factor de
El número mínimo de acumuladores que seguridad.
debe tener el sistema, es el que permita al-
macenar fluido con la energía suficiente para
cerrar todos los preventores instalados y abrir

39.89 Gal Núm. Acum. = Volumen para cerrar prevento-
+ 19.94 Gal res x 0.3 acum/gal
VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO REQUERIDO = 59.83 Gal
Núm. Acum. = 39.89 gal x 0.3 acum/gal =
11.96 = 12 acumuladores
Considerando acumuladores de diez galones
de volumen total, el número necesario se cal- Considerando los arreglos actuales de pre-
cula de la forma siguiente: ventores, es conveniente disponer siempre
de un mínimo de 16 botellas, de diez galones
cada una, en condiciones de trabajo y con la
Volumén para cerrar preventores + 50% exceso precarga establecida en cada unidad para
Num. Acum. = accionar el conjunto de preventores.
5 Galones útiles por acumulador
39.89 gal + 19.94 En la tabla 13.1 se muestran los volúmenes

Num. Acum. = de fluido requerido para operar preventores
5 gal /Acumulador anulares Cameron, Shaffer y Hydril.
13.10. Requerimientos de volumen para

Núm. Acum. = 11.96 = 12 Acumuladores
cerrar y abrir preventores de arietes
En resumen: Se requieren doce acumulado- Los acumuladores no deben operar a más de

res con capacidad total de diez galones cada 3,000 Ib/pg2, su presión de precarga debe ser
uno. de 1,000 ± 100 Ib/pg2 y usar únicamente Gas
Nitrógeno (N2). Estos se encuentran provis-
Existe un método práctico y confiable para tos de una válvula de seguridad que abre a
calcular el número de acumuladores reque- las 3,500 Ib/pg2, cuándo se requiera operar
ridos; este método consiste en multiplicar el entre 3,000 y 5,000 Ib/pg2, que es la máxima
total de galones requeridos para cerrar todos presión de operación del sistema, deben ce-
los preventores y abrir la válvula hidráulica rrarse las válvulas aisladoras de los acumu-
por 0.3 acum/gal para el caso del ejemplo an- ladores.
terior, se tiene:
La tabla13.2 indica el volumen de fluido para
operar preventores de arietes Cameron tipo
“U” y “UM”.

Capítulo 13
Tamaño Presión de Fluido

pg trabajo requerido Cameron Shaffer Hydril
lb/pg2 Gal.
Cerrar 1.69 4.57 2.85
7 1/16 3000
Abrir 1.39 3.21 2.24
Cerrar 1.69 4.57 3.86

7 1/16 5000
Abrir 1.39 3.21 3.30
Cerrar 2.04 17.11 9.42

7 1/16 10000
Abrir 2.55 13.95 7.08
Cerrar 6.94 11.20

7 1/16 15000
Abrir 6.12 7.25
Cerrar 8.38 11.00

7 1/16 20000
Abrir 7.56 7.20

Cerrar 5.65 11.00 2.43
11 3000
Abrir 4.69 6.78 5.54
Cerrar 5.65 18.67 9.81

11 5000
Abrir 4.69 14.59 7.98
Cerrar 10.15 30.58 25.10

11 10000
Abrir 9.06 24.67 18.97
Cerrar 23.5
11 15000
Abrir 21.30
Cerrar 12.12 23.50 11.36

13 ⅝ 3000
Abrir 10.34 14.67 8.94
Cerrar 12.12 23.58 17.98

13 ⅝ 5000
Abrir 10.34 17.41 14.16
Cerrar 18.10 40.16 37.18

13 ⅝ 10000
Abrir 16.15 32.64 26.50
Cerrar 26.00 34.00

13 ⅝ 15000
Abrir 22.50 34.00
Cerrar 22.32 21.02

16 3/4 3000
Abrir 19.00 15.80
Cerrar 22.32 37.26 28.70

16 3/4 5000
Abrir 19.00 25.61 19.93
16 3/4 10000 Cerrar 40.75
Abrir 35.42

Tamaño Presión de Fluido
pg trabajo requerido Cameron Shaffer Hydril
lb/pg2 Gal.
Cerrar 35.60 48.16 64.00
18 3/4 5000
Abrir 29.00 37.61 44.00
Cerrar 50.00 118.50

18 3/4 10000
Abrir 45.10 99.50
Cerrar 39.70
20 3/4 3000
Abrir 24.10
Cerrar 39.70 22.59 31.05

21 3/4 2000
Abrir 24.10 16.92 18.93
Nota: La válvula hidráulica utiliza un volumen de fluido de + 0.5 gal, para accionar, cerrar o abrir
Tabla 13.1. Volúmen de fluído para operar preventores anulares.
13.11. Fuentes de Energía • Con el banco de acumuladores bloquea-

do, las bombas indicadas deberán ser
La unidad acumuladora de operación de capaces de cerrar el preventor esférico
preventores principalmente utiliza la fuente contra la tubería en uso, y abrir la válvu-
de energía cinética potencial, la cual es una la hidráulica de la línea de estrangulación
magnitud escalar asociada a un campo de y mantener una presión mínima final de
fuerzas. Esta energía se encuentra en esta- 200 Ib/pg2 mayor a la presión de precarga
do de reposo y cuando es liberada controla- de N2 en un tiempo de 2 minutos como
damente hace posible cerrar o abrir el arre- máximo.
glo de preventores y las válvulas hidráulicas • Con el banco de acumuladores bloquea-
respectivamente. La unidad es energizada do, las bombas indicadas deberán ser ca-
a través de la energía eléctrica, neumática paces (cada una) de cerrar el preventor
y potencial, a continuación se describen las de arietes contra la tubería que se esté
dos primeras. usando, y abrir la válvula hidráulica de la
línea de estrangulación, y mantener una
13.11.1. Respuesta de las bombas presión mínima final de 200 Ib/pg2 mayor
a la presión de precarga de N2 en un tiem-
Cada unidad acumuladora de cierre y aper- po de 2 minutos como máximo.
tura deberá contar con el suficiente número y
tamaño de bomba eléctrica y neumática que
cumplan satisfactoriamente con los requeri-
mientos siguientes:

Capítulo 13
Tamaño Presión de Galones Galones
nominal trabajo para para
pg lb/Pg2 cerrar abrir
7 1/6* 3,000 1.2 1.2
7 1/6 5,000 1.2 1.2
7 1/6 10,000 1.2 1.2
7 1/6 15,000 1.2 1.2
11 3,000 3.3 3.2
11 5,000 3.3 3.2
11 10,000 3.3 3.2
11 15,000 5.5 5.4
13 ⅝ 3,000 5.5 5.2

13 ⅝ 5,000 5.5 5.2
13 ⅝ 10,000 5.5 5.2
13 ⅝ 15,000 11.6 11.4
16 ¾ 3,000 10.2 9.4
16 ¾ 5,000 10.2 9.4
16 ¾ 10,000 12 11.2
18 ¾ 10,000 24 23
20 ¾ 3,000 8.1 7.2 Tabla 13.2. Volúmen
21 ¼ 2,000 8.1 7.2 de fluído para operar
21 ¼ 5,000 30.9 28.1 preventores de
21 ¼ 10,000 26.5 24.1 arietes.
26 ¾ 3,000 10.5 9.8
11* 3,000 7.6 7.4
11* 5,000 7.6 7.4
11* 10,000 7.6 7.4
11* 15,000 9 8.9
13 ⅝* 3,000 10.9 10.5
13 ⅝* 5,000 10.9 10.5
13 ⅝* 10,000 10.9 10.5
13 ⅝* 15000 16.2 16
16 ¾* 3000 19.0 18.1
16 ¾* 5000 19.0 18.1
16 ¾* 10000 19.1 18.2
20 ¾* 3000 14.9 14.3
18 ¾* 10000 24.7 22.3
18 ¾* 15000 34.7 32.3
* Para arietes de corte

13.11.2. Presión en las bombas neumática y 13.12. Eficiencia de la Unidad
eléctrica. Acumuladora
Cada unidad acumuladora de cierre y apertura La combinación de las bombas deberá tener
deberá estar equipada con bombas que pro- capacidad para cargar el banco de acumula-
porcionen una presión de descarga equivalen- dores en un tiempo máximo de 15 minutos o
te a la presión de operación para preventores menos a partir de su presión de precarga a la
de arietes de 1,500 lb/pg2 y para preventores presión máxima de operación.
esféricos de 1,500 a 700 lb/pg2, dependiendo
del fabricante y una máxima presión de trabajo Las bombas son instaladas de tal manera
de 3,000 lb/pg2 (By-Pass). que cuándo la presión en los acumuladores
disminuya al 90% de la presión de operación,
El sistema de la unidad de cierre y apertura se activa un interruptor electromagnético y
está formado por una combinación de bom- arranque automático para restablecer la pre-
bas de aire y eléctrica, cada bomba opera sión.
a bajo volumen de fluido y alta presión, ac-
cionándose por medio de fuentes de energía El sistema de la unidad de cierre debe con-
neumática y eléctrica respectivamente. Nor- tar de dos fuentes de energía dependientes
malmente cada sistema está constituido de del equipo de perforación y de una fuente de
dos o más bombas hidroneumáticas y una energía independiente que deberá conside-
bomba eléctrica triplex. rarse como último recurso para cerrar los pre-
ventores. El sistema de doble fuente de ener-
gía que se recomienda, es un sistema de aire
REGLA: El interruptor de encendido de y un sistema eléctrico (neumático/eléctrico).
la unidad acumuladora deberá estar
siempre en posición de arranque Cada fuente deberá ser autosuficiente para
automático, cuando esté en operación. operar las bombas a una velocidad tal que
permita cumplir satisfactoriamente con los re-
querimientos establecidos.
Las bombas de la unidad acumuladora neu-
mática y eléctrica deberán iniciar a operar 13.13. Sistema de potencia
cuando la presión registrada en los manóme-
tros descienda de 3,000 a 2,700 lb/pg2 y has- El sistema dual de potencia recomendado es
ta 2,600 lb/pg2 respectivamente, con la finali- un sistema de aire más un sistema eléctrico.
dad de restablecer la presión preestablecida Las recomendaciones mínimas para un siste-
y represionar el sistema hidráulico hasta un ma dual aire y otra fuente de potencia son:
máximo de 3,000 lb/pg2. La bomba neumática
deberá detenerse cuando el manómetro de la Un sistema dual neumático-eléctrico puede
unidad acumuladora registre 2,900 lb/pg2 y la consistir del sistema de aire del equipo más
bomba eléctrica cuando haya alcanzado las el sistema generador de energía de corriente
3,000 lb/pg2, todo esto de acuerdo a los valo- eléctrica.
res de calibración establecidos por la UPMP.

Capítulo 13
Un sistema dual neumático puede consistir Un sistema dual aire-nitrógeno puede con-
del sistema de aire del equipo más un tan- sistir del sistema de aire del equipo más un
que de almacenamiento que esté separado conjunto de cilindros conteniendo N2 a deter-
por medio de válvulas de contra flujo (check) minada presión (energía adicional).
de los compresores de aire y del tanque de
almacenamiento general de aire del equipo. Un sistema dual eléctrico-nitrógeno puede
Los valores mínimos aceptables para éste consistir del sistema de corriente eléctrica del
tanque aislado serán el volumen y la presión, equipo más un conjunto de cilindros conte-
cuyos valores permitirán utilizar solamente niendo N2 a determinada presión.
este aire para que operen las bombas a una
velocidad para que cumplan con las funcio- Para visualizar las partes, características,
nes requeridas. componentes y funciones de la unidad acu-
muladora del fabricante “Koomey”. A conti-

Un sistema dual eléctrico puede consistir del nuación en la Fig. 13.3, se muestra la unidad
sistema normal de energía eléctrica del equi- con su sistema adicional de energía N2.
po más un generador independiente.

27 31
21 34
20 32
244
23 35
1 29 33
25 28 36
4
6
37
7 5
14 13 8
20 13 12
2 3
19 9
18 30
39 22 16
10 12 11
11
15 10
17
14
Fluido a presión ,atmosférica
Fluido regulado-1500 lb/pg 2 o menos
38 Fluido regulado – 1500 lbs/pg2
Fluido regulado- 3000 lb/pg 2 o menos
1. Acumuladores 21.Manómetro en el sistema acumulador

2. Válvulas aisladoras 22. Filtro para fluido en el sistema acumulador
3. Válvula de seguridad 23. Válvula reguladora y reductora de presión
4. Filtro en línea suministro de aire 24. Manómetro en el múltiple de distribución de fluido
5. Lubricador de aire 25.Ram lock para aislar la válvula reductora de presión.(BY-PASS)
6. Manómetro en línea de aire 26.Válvula reguladora y para preventor anular
7.Interruptor de presión hidroneumático 27.Manómetro del preventor anular
8. Válvula para aislar el interruptor hidroneumático 28.Válvulas de cuatro vías (Ram lock)
9. Válvulas de suministro de aire a bombas hidráulicas 29.Válvula de purga
10. Válvulas de cierre en línea de succión 30. Caja de empalme de aire
11. Filtros en línea de succión 31.Transmisor de presión del preventor anular
12. Bombas hidroneumática impulsadas por aire 32. Transmisor de presión del múltiple de distribución de fluido
13. Válvulas de retención (check) 33. Transmisor de presión del sistema acumulador
14. Motor eléctrico y arrancador de bomba triplex 34. Válvula neumática reguladora de presión preventor anular
15. Bomba triplex hidroeléctrica 35. Selector regulador de presión del preventor anular
16. Válvula de cierre en línea de succión 36. Válvula de seguridad del múltiple de distribución de fluido
17.Filtro en línea de succión 37.Tapones del tanque de almacenamiento
18. Válvula de retención (check) 38. Cilindros con nitrógeno
19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica 39. Manómetro del banco de energía adicional
20. Interruptor de presión hidroeléctrica 40. Válvula maestra del banco de energía adicional
Fig. 13.3 Descripción esquemática de la unidad acumuladora “Koomey”

Capítulo 13
A continuación se indica una guía de recomedacionesy funciones para operar la unidad “komey”
Partes Función y recomendación

Su presión de trabajo es de 3,000 lb/pg2 y la presión
de precarga con nitrógeno de 1,000 a 1,100 lb/pg²,
1. Acumuladores. verificar la presión de precarga en cada botella cada 30 días,
las botellas deben contener solamente nitrógeno,
ya que el aire y otros gases pueden causar fuego o explosión.
Normalmente deben estar abiertas para su operación normal.
2. Válvulas aisladoras del banco acumulador. Cerradas cuando desee aplicar una presión
mayor de 3,000 lb/pg2 y/o cuándo realice
pruebas de efectividad de tiempo de respuesta del sistema.
Está calibrada para abrir a 3,500 lb/pg2 ,
3. Válvula de seguridad del banco acumulador. donde al romperse el dispositivo de seguridad descarga
el fluido en el tanque principal.

4. Filtro de la línea suministro de aire. Debe limpiarlo cada 30 días o antes de ser necesario
(Polución de contaminación extrema)
5. Lubricador de aire. Debe usar lubricante SAE-10 o equivalente y ajustarlo
para que provea seis gotas de aceite por minuto,
además de revisarlo semanalmente.
6. Manómetro indicador de presión Rango de presión de 0-300 lb/pg2,
en la línea de suministro de aire. (el sistema normalmente opera con 120 psi).
Está regulado para cortar a 2,900 lb/pg2 en unidades que
cuentan con bombas neumáticas y eléctrica.
7. Interruptor de presión automática Cuándo la presión en el sistema desciende a 2,700 lb/pg2 auto-
de la bomba hidroneumática. máticamente permite que el aire fluya y arranque la bomba.
Para incrementar la presión de corte,gire la tuerca que ajusta
el resorte de izquierda a derecha y cuando desee disminuirla
gire de derecha a izquierda.
Esta válvula debe estar en posición cerrada.
Cuándo se requieran presiones mayores de 3,000 lb/pg2, pri-
8. Válvula para aislar el interruptor de la bomba mero cierre la válvula que aísla la bomba eléctrica (19) gire
hidroneumática. la válvula (25) hacia la derecha (alta presión) y finalmente
abra esta válvula, lo que permitirá manejar presiones hasta
de 5,500 lb/pg2.
9. Válvulas para suministrar aire a las bombas hidráulicas. Estas válvulas deberán estar en posición abiertas.
10. Válvulas de cierre de succión. Estas válvulas deberán estar en posición abiertas
11. Filtros de succión. Debe limpiarlos cada 30 días o antes de ser necesario
(Polución de contaminación extrema)
12. Bombas hidráulicas impulsadas por aire. Estas bombas operan con 125 lb/pg2 de presión de aire.
Cada lb/pg2 de presión de aire produce 60 lb/pg2 de presión
hidráulica.
13. Válvulas de contrapresión (check). Su función es permitir reparar o cambiar las bombas
neumáticas sin depresionar el banco acumulador.
El motor eléctrico opera con tensión eléctrica de 220 a 440
voltios, 60 ciclos, tres fases; la corriente requerida depende
de la potencia del motor. El arrancador acciona y para auto-
14. Motor eléctrico y arrancador. máticamente el motor eléctrico que controla la bomba triplex
o dúplex; trabaja conjuntamente con el interruptor manual de
sobre control para accionar o parar. El interruptor de control
(14) debe estar en la posición “auto”.

15. Bomba triplex (o dúplex) accionada por motor eléctrico. Cada 30 días se debe revisar el nivel de aceite (SAE-30W). Así
como el nivel de aceite en la coraza de la cadena (30 ó 40W),
el cual debe llegar hasta el tapón de llenado.
16. Válvula de cierre de succión. Esta válvula deberá estar en posición abierta
17. Filtro de succión. Efectúe su limpieza cada 30 días o antes si es necesario
18. Válvula de contrapresión (check). Su función es permitir reparar el extremo hidráulico de la bom-
ba sin perder presión en el sistema.
Debe estar abierta y sólo tiene que cerrarla cuando vaya a
19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica. generar presiones mayores de 3,000 Ib/pg2 con la bomba hi-
droneumática.
El motor de la bomba hidroeléctrica arranca automáticamente
cuando la presión en el banco acumulador desciende a 2,700
Ib/pg2 y para cuando la presión llega a 3,000 Ib/pg2. Al ajustar
la presión de paro del motor eléctrico, quite el protector del
tomillo regulador y gírelo en sentido contrario a las manecillas
20. Interruptor de presión automático del reloj para disminuir la presión o en el sentido de las mismas
de la bomba hidroeléctrica. manecillas para incrementar la presión. Para ajustar la presión

de arranque del motor eléctrico quite la tapa a prueba de ex-
plosión, purgue la presión del sistema a la presión de arranque
deseada y mueva la rueda de ajuste hacia arriba, hasta que el
motor arranque.
21. Manómetro indicador de la presión en el sistema Rango de presión de 0-6,000 Ib/pg2
acumulador
22. Filtro para fluido en el sistema acumulador. Efectúe su limpieza cada 30 días o antes si es necesario.
Reduce la presión del sistema a 1,500 Ib/pg2, para operar los
preventores de arietes y las válvulas con operador hidráulico.
Para ajustar esta válvula, primero afloje la tuerca candado de
23. Válvula reguladora y reductora de presión la manija y gírela hacia la derecha para incrementar la pre-
sión y hacia la izquierda para reducirla, observando siempre
el manómetro (24) al fijar la presión en el regulador del múl-
tiple de distribución; finalmente, apriete la tuerca candado de
la manija.
24. Manómetro indicador de presión en el múltiple de Rango de presión de 0-10,000 lb/pg2
distribución de fluido.
Debe estar en posición abierta, y cuando se necesite aplicar
25. Válvula para aislar la válvula reductora de presión. presiones mayores de 1,500 Ib/pg2 a los preventores de
arietes, gírela a la posición de cerrada,
con esto se aísla la válvula (23).
26. Válvula reguladora y reductora de presión impulsada por Regula la presión para el preventor esférico.
aire. La presión puede variar dependiendo del diámetro del tubo
contra el que cierra el preventor esférico.
27. Manómetro indicador de presión del preventor esférico. Rango de presión de 0-3,000 Ib/pg2.
28. Válvulas de cuatro vías “barkesdale”. Permiten cerrar o abrir los preventores y
las válvulas hidráulicas instaladas.
29. Válvula de purga. Debe estar cerrada.
Esta válvula debe abrirse cuando se precargan las botellas del
acumulador.
30. Placa y caja de empalme de aire. Se usa para conectar las líneas de aire en el sistema a las
líneas de aire de ¼” que vienen del tablero de control remoto.
31. Transmisor de presión neumática para la presión del Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que la pre-
preventor anular. sión del manómetro del preventor anular en el tablero remoto
sea igual a la del manómetro (27) del sistema.

Capítulo 13
32. Transmisor de presión neumática para la presión del Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el ma-
múltiple de fluido. nómetro de los preventores de arietes en el tablero remoto re-
gistre la misma presión que el manómetro (24) del sistema.
Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el ma-
33. Transmisor de presión neumática para la presión del nómetro que indica la presión del acumulador en el tablero
sistema acumulador. remoto registre la misma presión que el manómetro (21) del
sistema.
Se utiliza para regular la presión de operación del preventor
34. Válvula neumática reguladora de la válvula (26). esférico. El giro a la izquierda disminuye presión y a la derecha
la incrementa. Vigile siempre el manómetro (27) cuando ajuste
la presión.
35. Selector de regulador de presión del preventor anular. Se usa para seleccionar el tablero (unidad o control remoto)
desde donde se desea controlar la válvula reguladora (26).
36. Válvula de seguridad del múltiple distribuidor de fluido. Está regulada para que abra a 5,500 lb/pg2.
37. Tapones del tanque de almacenamiento. Partes que se operan en caso de utilizar el sistema de energía

adicional con N2.
38. Cilindros de nitrógeno.
39. Manómetro del banco de energía adicional.
40. Válvula maestra del banco de energía adicional.
Tabla 13.3. Descripción de partes sistema Koomey con energía adicional N2.
13.14. Sistema de cierre auxiliar de pre- y dispositivos que se mencionan a continua-

ventores ción.
13.14.1. Cierre de preventor usando el siste- 1. Quitar los tapones laterales de 4” (37) del
ma de nitrógeno (N2) tanque de almacenamiento.
Esta prueba se efectúa únicamente en los 2. Verificar que la válvula de purga (29) esté
pozos-escuela (simulador a escala real en el cerrada y que ninguna válvula actuadora
equipo de perforación), dentro del programa “barkesdale” (28) esté parcialmente acti-
de capacitación de control de brotes denomi- vada.
nado WellCAP nivel Supervisor, con el pro-
pósito de entrenar y capacitar a las cuadrillas 3. Aislar el banco de acumuladores (cerrar)
en el uso de la fuente independiente que po- con la válvula (19).
drá utilizarse en el pozo como último recurso,
para cerrar los preventores. 4. Posicionar en alta la válvula de by-pass
(25).
Los equipos terrestres, lacustres y marinos
que cuenten con este sistema de respaldo 5. Colocar en posición cerrada la válvula ac-
estarán supeditados a las instrucciones del tuadora “barkesdale” del preventor selec-
personal técnico calificado para accionarlo. cionado y posicionar en posición abierta
el actuador “barkesdale” que acciona la
El diagrama de la unidad “Koomey”, nos ser- válvula hidráulica de la línea de estran-
virá de referencia para identificar las partes gular.

6. Abrir la válvula del cilindro de N2 (38) se- Las válvulas actuadoras de control de la uni-
leccionado, observando que tenga una dad, deben estar claramente identificadas.
presión mínima de 1,200 lb/pg2 en el
manómetro del banco de acumuladores 1. La correspondiente válvula para operar
(39). cada preventor y la válvula hidráulica.
7. Abrir la válvula general de N2 (40), verifi- 2. La posición abierta, neutral o cerrada de

que el cierre del preventor. Una vez ac- las válvulas actuadoras.
cionado, cierre la válvula del cilindro de
gas N2 (40). Durante las operaciones de intervención a
los pozos, cada válvula actuadora de control
13.14.2. Antes de utilizar el nitrógeno de preventor deberá estar en posición abierta
(más no en posición neutral). La válvula ac-
• Revise que las válvulas de los cilindros y tuadora que opera la válvula hidráulica de la
la válvula general de N2 estén cerradas. línea de estrangular debe estar en posición
• Nunca opere las válvulas “barkesdale” de cerrada durante las operaciones normales. La
una posición a otra (abrir a cerrar o vice- válvula actuadora que opera los preventores
versa) estando la línea represionada con de arietes ciegos y ciegos de corte deberá te-
N2. (Puede derivar en un incidente). ner una cubierta protectora de fácil remoción,
• Es recomendable purgar lentamente la evitando sea operada en forma accidental.
presión por la válvula No. 29 antes de rea-
lizar cualquier operación en el sistema de 13.15. Operación de la válvula actuadora
la unidad de cierre. de cuatro pasos
• Deberá observar el cierre del preventor y
de inmediato cierre las válvulas del N2. Estas válvulas actuadores están diseñadas
para permitir el paso del fluido hidráulico
hacia los preventores y válvulas hidráulicas
13.14.3. Válvulas del múltiple de operación cuando estás son operadas a cerrar y abrir,
que a su vez permite el retroceso del mismo.
El banco acumulador de múltiples botellas
debe tener válvulas instaladas para aislar el 13.15.1. Características de la válvula actua-
mismo. Las válvulas aisladoras deben ser dora “barkesdale”
para presión de trabajo de por lo menos igual
a la presión de trabajo del sistema al que esté • La válvula actuadora recibe el nombre
conectado. Así mismo, deben estar abiertas “barkesdale” por considerarse de diseño
salvo cuando se aíslen los acumuladores especial y tiene 4 vías de flujo internas,
para el mantenimiento, pruebas o su trans- las cuales al operarse derivan el fluido hi-
porte. Si es conveniente, las botellas acumu- dráulico a la posición preestablecida. Fig.
ladoras podrán ser instaladas en bancos con 13.3.
capacidad aproximada de 160 galones, pero • El mecanismo interno es de presión ba-
con un mínimo de dos bancos. lanceada, ya que no requieren ni utilizan
baleros, consiste en pistas pulidas con
rodillos.

Capítulo 13
• Son válvulas de retención que no permi-

ten el retroceso de la presión para abrir y REGLA: Evite en lo posible que las
cerrar los preventores. válvulas actuadoras se encuentren en
• Sus partes internas están lubricadas con posición neutral.
el mismo fluido hidráulico y no presenta
problemas de corrosión.
• Pueden desarmarse para ser inspec-
cionadas sin desconectar el manifold de
control. Esta válvula consta de 4 vías de paso de cir-
Estos nuevos diseños simplificados propor- culación de líquido hidráulico, las cuales se
cionan una operación eficiente, libre de fil- clasifican en lo siguiente:
traciones y sobre todo son resistentes a la
corrosión y apropiadas para manejar el fluido • Vía 1 es la entrada de la fuente de energía

hidráulico. de la unidad acumuladora.
• Vía 2 es el paso del fluido represionado,
Puede operarse en temperaturas desde hacia el preventor.
–53.8° a 71°C. • Vía 3 es el paso de retorno del fluido, des-
de el preventor.
Importante: Cuando se encuentran en opera- • Vía 4 es la descarga del fluido, al depósito
ción, estas válvulas deberán operar siempre de la unidad acumuladora.
en posición abierta o cerrada según sea el
caso al estar perforando, reparando y/o ter-
minando el pozo, esto con el objeto de tener 13.15.2. Posición “Abrir”
permanentemente presión de trabajo de la
bomba sobre la línea que se está operando. Esta posición es la entrada de fluido represio-
Esto nos permite detectar oportunamente nado, hacia la cámara de apertura del pistón
cualquier tipo de fugas tanto en la Unidad en el bonete del preventor.
acumuladora, como en las líneas hidráulicas
y en los preventores. 13.15.3. Posición “Neutral”
Esta posición es la que se emplea para blo-

quear la presión de entrada, no se recomien-
da cuando se esté operando la unidad acu-
muladora.
13.15.4. Posición “Cerrar”
Esta posición es la entrada de fluido represio-

nado, hacia la cámara de cierre del pistón en
el bonete del preventor.
Fig.13.3. Válvula actuadora de cuatro vías.

Las posiciones antes descritas se encuentran múltiple y los circuitos de control para per-
debidamente rotuladas en la parte superior mitir trabajos de reparación y/o manteni-
de la palanca, indicando la posición en que miento de la unidad.
se encuentra la presión activa (flecha indica- • Las válvulas actuadoras de operación de-
dora). ben estar claramente marcadas e identi-
ficadas
13.16. Válvula KR manual (23) • Cada válvula actuadora de operación de
los preventores, debe estar en posición
Esta válvula se denomina reguladora y re- “abierta” (nunca en posición neutral) du-
ductora de presión, nos sirve para calibrar la rante las operaciones de intervenciones a
presión de operación de los preventores de pozos.
arietes y válvulas hidráulicas a 1,500 lb/pg2. • La válvula actuadora para operar el pre-
ventor con arietes ciegos y ciegos de
Así mismo nos permite operar con baja pre- corte debe estar protegida, libre y fácil ac-
sión de 300 lb/pg2 ± 100 lb/pg2, para realizar ceso para permitir la completa operación
el cambio de arietes y/o bonetes, ya que esta desde el panel del control remoto. Nota:
operación requiere que para la apertura del Esta prohibido bloquear el maneral del
bonete su recorrido sea lento. actuador.
• Los manómetros de la unidad acumulado-
13.17. Válvula KR neumática (26) ra deberán estar calibrados al 1% de su
plena escala al menos cada año.
Esta válvula se denomina reguladora y re-
ductora impulsada por aire, nos sirve para
calibrar la presión de operación del preven- Las válvulas, conexiones, líneas y demás
tor anular (esférico), en función del fabricante accesorios de la unidad acumuladora de cie-
que oscila de 700 hasta 1,500 lb/pg2. rre y apertura deberán estar construidos de
acero, para operar con una presión mayor o
En casos extremos esta válvula nos ayuda a igual a la presión máxima de trabajo de hasta
regular y encontrar el “Punto de Fuga” cuan- 5,000 Ib/pg2, en cada instalación, deberán
do se está realizando operaciones de meter estar equipados con lo siguiente:
tubería a presión (stripping) cuando se rea-
lizan las operaciones de control de un pozo • Cada múltiple de la unidad de cierre y
por reventón. apertura deberá contar con válvulas de
paso completo en las cuáles puedan co-
13.18. Requerimientos de válvulas, nectarse fácilmente y por separado las
múltiples, conexiones y líneas líneas del fluido hidráulico.
• Cada unidad acumuladora de cierre y
La unidad acumuladora debe estar equipada apertura deberá equiparse con la canti-
para permitir: dad suficiente de válvulas de contra flujo
(check) o de cierre que permitan aislar las
• Aislar el suministro de energía eléctrica y bombas, los acumuladores, el múltiple y
neumática, de las botellas acumuladoras. el regulador de presión del preventor es-
• Aislar la energía almacenada desde el férico.

Capítulo 13
• La unidad de cierre y apertura deberá El fluido represionado que envía la bomba

contar con los manómetros necesarios y entra en el lado (II), cerrando la válvula de
precisos que indiquen su presión de ope- disco e impidiendo la entrada de aire.
ración.
• En cada unidad acumuladora de cierre y La operación de esta válvula está regulada
apertura deberá tener una válvula regu- por el resorte (6), al disminuir la presión, en la
ladora de presión que permita controlar línea, esta abre automáticamente la válvula
manualmente la presión para operar el de disco (5) y el aire pasa por el conducto de
preventor esférico. salida (III).
• La unidad de cierre y apertura debe es-
tar equipada con una válvula reguladora Para calibrar el gobernador a mayor presión,
que controle la presión de operación de se gira la tuerca de ajuste (3) hacia la derecha
los preventores de arietes, además contar comprimiendo el resorte de ajuste (6) hasta

con una válvula y línea de paso que per- la presión deseada. Si se desea disminuir la
mita aplicar toda la presión del by-pass de presión, se gira la tuerca de ajuste (3) hacia
3,000 lb/pg2 del banco de acumuladores la izquierda descomprimiendo el resorte de
al múltiple de la unidad. ajuste (6) hasta la presión deseada.
• Las válvulas de control barkesdale para
operar el sistema deberán tener indicado-
res precisos de la posición, tipo y medida
de los arietes instalados en el arreglo de
preventores. 1
Los letreros estarán en español e indicarán la 5
posición de apertura o cierre.
13.19. Paro automático de energía 3

11
13.19.1. Interruptor de presión automático
hidroneumático
Es un accesorio que como su nombre lo indi-

ca, controla y regula el funcionamiento de las
bombas hidroneumáticas.
4
Consta de un cilindro que tiene un conducto 7
interno lateral (I), para suministro de aire, una
entrada en la parte superior que es contro- 6
8
lada por una válvula de disco (5), tiene una
varilla (2) que atraviesa toda su longitud para
ajustar al gobernador y resorte (6), el cual tie- 2
ne un soporte (7) y una tuerca de ajuste (3).

Fig. 13.4. Gobernador automático.

13.19.2. Consola de control remoto Al término de cada instalación del arreglo de
preventores, deberán efectuarse todas las
La consola de control remoto permite la pruebas de apertura y cierre desde esta uni-
operación remota de preventores y válvulas dad y posteriormente desde cada estación de
hidráulicas de las CSC, tiene integrado un control remoto que se encuentre en opera-
diagrama del arreglo de los preventores. Fig. ción, para verificar el funcionamiento integral
13.5. del sistema.
Todos los equipos terrestres, lacustres o ma- 13.20. Recomendaciones para la unidad
rinos en plataformas fijas y autoelevables, acumuladora UPMP
deberán estar equipados con el número su-
ficiente de tableros de control remoto, ubica- • Se recomienda que los arietes ciegos
dos estratégicamente, donde el perforador o sean sustituidos por los de corte antes de
el técnico ITP/ITR puedan accesar con rapi- penetrar la zona productora y la válvula
dez. “barkesdale” deberá contar con una pro-
tección abatible para evitar la manipula-
Normalmente se tiene una consola en el piso ción directa del personal no autorizado.
de perforación y otra en un lugar accesible. • El nivel del fluido hidráulico en el depósito
(tanque) de la unidad acumuladora para
En las plataformas marinas, deberá tenerse operar los preventores deberá estar a 3/4
un tablero de control remoto en la oficina del de su nivel máximo.
cuarto de control. Adicionalmente debe con- • Todas las líneas entre la unidad acumu-
tar con dos dispositivos de cierre de pozos en ladora, preventores y válvulas hidráulicas
producción, uno ubicado en el área de mue- deben ser preferentemente de acero o de
lles y otro en el acceso al helipuerto, situados tubería flexible equivalente resistentes a
a favor de los vientos dominantes. la flama y presión máxima de operación
requerida.
1.Manómetro de acumuladores
2.Manómetro de presión de aire
3.Operar preventor anular
4.Operar preventor ciego
5.Línea de matar
6.Manómetro del múltiple
7.Manómetro preventor anular
8.Regulador de preventor anular
9.Válvula de presión baja
10.Válvula de seguridad
11. Operar preventor arietes
12. Línea de estrangulador
13. Gabinete
Fig.13.5. Consola de control remoto “koomey”.

Capítulo 13
• Las líneas y poliductos de la unidad acu- • Las botellas acumuladoras deberán tener
muladora al conjunto de preventores, de- el logo (rombo) de identificación de ries-
berán estar protegidos con puentes metá- go.
licos para evitar dañarse. • En los acoplamientos y conexiones de lí-
• Las conexiones de las líneas hidráulicas neas hidráulicas estas deberán de contar
activas de la unidad acumuladora al arre- con su charola ecológica.
glo de preventores deberán ser uniones • En la unidad acumuladora indispensable-
de golpe y las líneas hidráulicas inactivas mente deberán tener un diagrama del
deben estar protegidas con tapones cie- conjunto de preventores en uso, la distri-
gos. bución y diámetros de arietes, así como
las fechas de revisión, inspección, prue-
ba, auditorias, etc.
• Regla: El empleo inadecuado de esta uni-

dad acumuladora motiva y causa sanción.
Está prohibido utilizarla para otro uso que
no sea para la que fue diseñada.
• Lista de verificación al estar perforando
con los preventores instalados.
1. Revise que la presión del banco de acu-

muladores indique 3,000 Ib/pg2.
Fig. 13.6. Unidad acumuladora.
2. Revise que la presión en el múltiple de
• Las líneas de 1” de la unidad acumulado- distribución sea de 1,500 Ib/pg2.
ra hacia los preventores, deben pasar por
debajo de la subestructura. 3. Revise que la presión en el preventor es-
• Nomenclatura en español en válvulas y férico sea de 800 a 1,500 Ib/pg2 conforme
manómetros de la unidad acumuladora y a la presión de trabajo recomendada por
del control remoto. el fabricante.
• Instalación de la unidad acumuladora, a
una distancia mínima de 30 m del pozo ± 4. Verifique que el fluido hidráulico del sis-
5 m en equipos terrestres. (En equipos la- tema esté limpio de sedimentos, piedras,
custres y marinos dependerá del fabrican- basura, fluido de perforación o de cual-
te constructor de la barcaza/plataforma). quier otro fluido extraño.
• La palanca de la válvula actuadora para
operar el preventor ciego debe estar ope- 5. Revise mensualmente la precarga de
rable libre de obstáculos, se deben elimi- cada botella acumuladora.
nar los seguros hechizos del tipo perno
y/o tornillo. 6. Certifique que se le proporcione el man-
• La nomenclatura de la unidad acumulado- tenimiento adecuado a la unidad acumu-
ra deberá estar en idioma español. ladora, conforme a las recomendaciones

del fabricante y en especial la lubricación
de las bombas hidroneumáticas (trans-
misión, extremo mecánico e hidráulico),
limpieza de filtros, calibración de manó-
metros en el sistema y controles remotos,
etc.
7. Verifique diariamente el nivel de aceite

hidráulico en el depósito (3/4 de su capa-
cidad de almacenamiento, es suficiente
teniendo el sistema en operación, con
objeto de poder recibir fluido de los acu-
muladores).
8. Deben colocarse tapones ciegos en las

descargas de las válvulas que no estén
en operación, con objeto de evitar que se
descargue el sistema.

Capítulo 14
14. Separador gas-lodo • Separador Presurizado.- Es el más utili-

zado en operaciones de perforación bajo
14.1. Características y diseño balance, está diseñado para ser operado
a moderada contrapresión, usualmen-
El separador gas-lodo es un componente te menos de 100 lb/pg2, aunque algunos
cilíndrico vertical, con diámetros de rangos diseños son operados a presión en la lí-
que varían desde 14 hasta 30”, y en algunos nea de venteo. Considerando las pérdi-
casos se usan tubos de mayor diámetro, pro- das de presión por fricción, este tipo de
visto en su parte interior de un conjunto de separador regularmente es empleado
placas deflectoras distribuidas en espiral, una para la perforación de presión controlada
válvula de desfogue de presión en el extremo (CPD=Controlled Pressure Drilling).
superior, una válvula check en el extremo in-
ferior, etc.
Algunos cuentan con un “control de nivel de
Su función es la separación de la mezcla lí- líquido”, para observar visualmente que la
quido-gas de los fluidos emanados del pozo, operación del separador de gas es correcta.
para mantener las propiedades físicas origi-
nales y libres de contaminación del fluido de Ambos separadores de gas lodo presurizado
Separador Gas-Lodo
control procesado, y el gas liberado entonces y atmosférico no son recomendables para
puede ser venteado a una distancia remota operaciones de pruebas presión y produc-
del equipo. ción, debido a su arquitectura interna.
Sus dimensiones son críticas porque definen La corriente de la mezcla gas-lodo entra la-
la capacidad en volumen de gas y fluido en teralmente al separador. En el interior, la pre-
el componente a fin de que pueda manejar el sión de esta mezcla tiende a igualarse a la
gasto producido por el pozo. presión atmosférica, la separación y expan-
sión del gas es provocada por el conjunto de
El separador es parte del equipo auxiliar del placas deflectoras que incrementan la turbu-
sistema de control superficial, y se encuentra lencia de la mezcla.
ubicado en equipos marinos y lacustres al pie
de la torre de perforación, y en los equipos te- El gas se elimina por la descarga superior y
rrestres al lado de la presa de asentamiento; el lodo se recibe por gravedad en la presa
en ambos casos conectado al múltiple de es- de asentamiento, a través de una línea que
trangulación a través de líneas de conducción puede conectarse a la descarga de la línea
de alta presión. de flote.
Generalmente hay dos tipos de separador de El objetivo de la válvula check, instalada en el

mezcla de hidrocarburos en uso. extremo inferior del separador, es protegerlo
de sobrepresiones excesivas. La válvula su-
• Separador Atmosférico; Es el más común- perior permite desfogar el gas, en caso de
mente utilizado, algunas veces referido obstruirse la línea de descarga durante las
como separador “poor-boy” o “gas bus- operaciones del control.
ter”.

Algunos lineamientos para el uso de ambos remover porque reduce, la densidad del
tipos de separadores gas lodo son: lodo, la eficiencia volumétrica de la bom-
ba, la presión hidrostática, y aumenta el
• Disponer de una línea de descarga al volumen del fluido de perforación.
quemador, en caso de una falla en el fun- • La inspección y mantenimiento bajo una
cionamiento del separador. lista de verificación o cedula de inspec-
• Disponer de una línea de venteo y desfo- ción periódica, de pruebas no destruc-
gue, cuando se exceda la capacidad en tivas al separador gas lodo servirá para
volumen y presión, así como desviar los verificar su integridad al gasto de flujo y la
gases inflamables o venenosos a una dis- presión a manejar. Esta inspección puede
tancia segura del equipo. ejecutarse por métodos ultrasónicos.
• Prevenir la erosión en el punto en que la
mezcla del fluido de perforación y gas co-
lisionan contra la pared interna del sepa- A continuación se muestra un diagrama del
rador. separador gas lodo. Fig. 14.1.
• Cuidar de no rebasar el nivel establecido
del separador al manejar la mezcla de flui- Salida de gas
do y gas, asegurando la recolección de los Al quemador
Separador Gas-Lodo
o atmósfera
fluidos retornándolos al desgasificador. Válvula check
• Prevenir obturamiento en el separador y de bola Bypass a la presa
líneas de desfogue.
• Disponer de una válvula de compuerta 30”
en la entrada inferior del separador para Entrada de
la mezcla
control de fluidos remanentes y residuos lodo/gas.
al desmantelar el mismo, evitando afecta- Placas
defiectoras
ción ecológica. A las presas
de lodos
• Verificar que el diámetro de la entrada de
Válvula check Manguera
la mezcla gas-lodo al separador, sea ma- de bola
yor a 4”, Línea de purga
• Fijar o anclar firmemente el separador
gas-lodo, para evitar que la turbulencia de
la mezcla lo remueva de su sitio. Fig.14.1. Diagrama de un separador gas-lodo.
• Verificar que el diámetro de la salida del
gas sea de por lo menos 2” mayor que el 14.2. Selección del diámetro interior del
diámetro de entrada, y que este alineado separador gas-lodo
al quemador o que descargue a la atmós-
fera lo más alto posible. Es importante conocer el diseño del separa-
• Asegurar que el separador elimine gran- dor gas-lodo instalado en el equipo, ya que
des cantidades de gases atrapados en el esto nos permitirá saber si cuenta con la ca-
fluido de perforación. pacidad suficiente para el manejo del volu-
men de gas que se espera procesar durante
• Cuando se incorpora gas al lodo, se debe la intervención de un pozo; a continuación se

Capítulo 14
presentan algunos aspectos importantes a Perdida de presión en 30 m

Temp. Gas= 24 C
tomar en cuenta:
Presión correinte arriba, psi

30
1. El diámetro y longitud del separador, de- 25

terminan la presión interior que podemos 4”ID 6”ID
Presión atmosférica
20
manejar.
corriente abajo
15
8”ID 10”ID
2. La eficiencia del separador lo determinan:
5
la altura, el diámetro y su diseño interno. 12”ID
0 5 10 15 20
3. La altura del tubo en “U” (D) y distancia Gasto de gas MMPCD
desde el fondo del separador hasta la par-
te superior del tubo en “U” (d), determinan Fig. 14.3. Selección del diámetro interior
el nivel mínimo del fluido para evitar que del separador gas-lodo.
el gas salga por el fondo.
A continuación se muestra la imagen de un
Línea de venteo Gas separador gas-lodo con sus conexiones en
un equipo de perforación. Fig. 14.4.
Separador Gas-Lodo
Placas
deflectoras
Rompedor de
Entrada
efecto sifón
de fluido
Placa de
choque
d Lodo
Lodo
D
Línea de drenaje
Fig.14.2. Vista interior de un separador

gas-lodo.
La siguiente gráfica Fig. 14.3, nos auxilia

como guía en la selección del diámetro in-
terior del separador a utilizar, en función del
gasto de gas a manejar y de las presiones de
entrada y salida del separador.
Fig. 14.4. Separador Gas-lodo.

Capítulo 15
15. Desgasificador En la siguiente Fig.15.1, se muestra el esque-

ma de los componentes de los desgasifica-
Otro componente importante del equipo auxi- dores más usados en los equipos de perfo-
liar del sistema de control de gas superficial, ración.
lo constituye el desgasificador. Su función
Tanque
consiste en eliminar el gas incorporado al desgasificador
fluido de perforación, ya sea por gasificacio- Válvula
nes durante las operaciones de perforación,
o para terminar el proceso de eliminación de Tope de la presa
gas iniciado en el separador gas-lodo. Soporte Flecha
Malla protectora
Los desgasificadores hacen uso de algún

grado de vacío para asistir en la remoción Impulsor
del gas. El fluido de perforación gasificado es
succionado de la presa de asentamiento, e
impulsado por la bomba centrífuga hacia la
parte superior a través de una válvula ajusta-
ble que incremente su velocidad, lo atomiza y Fig.15.1.Esquema del desgasificador.
descarga en el tanque de desgasificación, en
Desgasificador
donde la turbulencia provoca que las burbu- 15.2. Desgasificador vertical y horizontal
jas de gas se desprendan y desfoguen por la
línea de venteo superior. En las actividades de perforación, terminación
y reparación de pozos se utilizan dos tipos
El fluido de perforación libre de gas, desciende desgasificadores que por su arquitectura
de por gravedad a la presa de tratamiento, de construcción se clasifican en verticales y
para integrarse finalmente al sistema de cir- horizontales.
culación.
En las Fig. 15.2, se muestran imágenes de
15.1. Características de operación del estos tipos de desgasificadores, que son los
desgasificador más usados en los equipos de perforación.
La capacidad de manejo de fluidos debe ser

acorde al volumen o gasto de las bombas de
lodo.
Los interruptores de accionamiento, así como

sus accesorios deben ser a prueba de explo-
sión.
La descarga del gas a la atmósfera debe ser

preferentemente por una línea de 4” de diá-
metro y lo más alto posible.

Fig.15.2. Desgasificadores en operación.
Desgasificador

Capítulo 16
16. Tanque de viajes Las lecturas pueden ser directas o remotas,

las unidades de medida son en barriles o me-
El tanque de viajes es un dispositivo para tros cúbicos.
captar volúmenes de fluido de control al me-
ter y/o sacar tubería de trabajo del interior Algunos tanques por su diseño tienen dos
del pozo, tiene una capacidad volumétrica compartimientos, cada uno de ellos cuentan
aproximadamente de 15 m3 y esta calibrado con arreglos de monitoreo; y son preferidos
para manejar volúmenes de fluido de control. porque esto facilita la remoción de sólidos o
Cuenta además con un sistema de medición el adicionar fluido de control, sin interrumpir
escalar para el control de volumen de llenado las operaciones del equipo.
del pozo a través de la tubería de trabajo.
Otros usos incluye la medición del fluido de
Está ubicado por debajo de la línea de flote, perforación o volumen de agua en el espacio
con el objeto de ser el primer recipiente en anular cuando retorna o se pierde; así mismo
llenarse con fluido de control y para su limpie- también para el monitoreo del pozo cuando
za cuenta con una compuerta de acceso. se realizan operaciones de registro o poste-
riores a una cementación, para determinar la
16.1. Características de operación del eficiencia volumétrica se debe calibrar el gas-
tanque de viajes to de las bombas de lodo, etc.
Tanque de Viajes
Un tanque de viajes es usado para monito- Es usado también para medir el volumen del
rear la cantidad de fluido para el llenado del fluido de control que es purgado o bombea-
pozo, cuando este sacando o introduciendo do al pozo cuando se realiza stripping; así
tubería de trabajo. también cuando está realizando el control del
pozo por los métodos volumétrico y el de lu-
Puede ser de cualquier forma y diseño, el bricar y purgar.
propósito es de proveer una capacidad volu-
métrica existente a fin de indicarnos el volu- Este tanque nos ayuda a cuantificar la ganan-
men del liquido contenido en el tanque a dife- cia y el volumen de pérdida de fluido dentro
rentes niveles escalares. del pozo. Fig. 16.1.
Fig.16.1. Tanque de viajes.

Capítulo 17
17. Quemador 17.1. Características del quemador.
Para la ubicación del quemador respecto a Su configuración estructural es de acero, con

los equipos es de vital importancia tomar en diferentes geometrías cilíndricas que inclu-
cuenta la dirección de los vientos dominantes yen: el cañón, las toberas de aspersión, la
en la localización. pantalla, su sistema de ignición, soportes y
anclaje, base, etc. por configuración, su lo-
Este tipo de componente es requerido cuando gística es viable.
se desea liberar una gran cantidad de hidro-
carburos líquidos y gaseosos provenientes Existen en varios tipos: terrestre, lacustre y
del pozo; el empleo de este equipo debe ser costafuera, dependiendo de su capacidad de
cuidadoso ya que la reglamentación ecológi- manejo en volumetría de hidrocarburos líqui-
ca nacional nos impide quemar hidrocarbu- dos y gaseosos. Fig. 17.1 y Fig.17.2.
ros a cielo abierto, en caso de ser necesario
se requiere de un documento denominado El terrestre va acompañado de una presa de
“Solicitud de permiso de quema”. Es así que residuos líquidos y sólidos, Fig.17.3 dispone
evitando la emisión de hidrocarburos a la at- de una válvula check denominada “arresta-
mosfera, la autoridad Protectora del Medio flama” su objetivo es evitar que el gas liberado
Ambiente concede y premia a la UPMP con retorne por la línea de descarga del separa-
títulos “Bonos de Carbono”, los cuales sirven dor vertical Gas-Lodo, evitando acumulación
Quemador
para solventar los derrames accidentales de de presión que ocasionara un estallido y/o
hidrocarburos en otros sitios. desanclaje de la línea.
Fig.17.1. Terrestre. Fig.17.2. Marino.

El sistema de ignición del quemador emplea En el caso terrestre por su posición alejada
gas natural, a través de una línea de suminis- del equipo, no se utiliza la cortina de agua.
tro desde un tanque de gas LP (gas licuado
de petróleo), cuenta además con un dispositi- Cuando se requiere la ignición de crudos
vo electrónico remoto para encender el piloto pesados es necesario el suministro de aire
del quemador. comprimido para atomizar la corriente de hi-
drocarburos.
En los casos marino y lacustre con objeto de
mitigar los efectos de la radiación calorífica
sobre la plataforma y el personal cuando se
tiene la combustión de los hidrocarburos, se
utiliza una cortina de agua generada por mo-
nitores de contra incendio.
Quemador
Fig.17.3. Presa de quema.

Capítulo 18
18. Pruebas de las conexiones y su posterior empacamiento del arreglo de

superficiales de control Bop’s, con este tipo de probador es factible
realizar la prueba al preventor con arietes
ciegos o ciegos de corte. Así también nos
De acuerdo al estándar de la UPMP y acorde permite realizar las pruebas necesarias des-
con el API, las CSC se prueban periódica- de el arreglo de Bop´s hasta el ensamble de
mente. Para realizar esta actividad se utili- estrangulación.
zan dispositivos denominados probadores de
asiento y de tensión los cuales se alojan en En su diseño, tiene un bisel para sujetarlo
la boca de la TR, evitando que la presión y el con los yugos del cabezal, y así evitar su
fluido de prueba se transmitan al interior del movimiento ascendente, la conexión superior
pozo. permite su introducción y recuperación, por lo
Pruebas de las Conexiones Superficiales de Control

que la conexión inferior sirve para enlazarlo
18.1. Probadores con la tubería y/o aparejo que se tenga den-
tro del pozo. Fig. 18.1.
Este tipo de herramientas hacen posible la
prueba de presión del conjunto de prevento- Asiento
res desde su parte inferior hasta la superior,

y adicionalmente los cabezales de tuberías
de revestimiento, donde retienen la presión Mandril
ejercida hacia arriba de las CSC del pozo,

permitiendo manejar la presión de prueba en
el sentido de trabajo de los preventores.
La selección del probador es de acuerdo al Copa Tipo “F”

"Vías de circulación
tipo, medida y especificación del cabezal y al de 1/2 pg.
diámetro interior (drift), de la tubería de re-

vestimiento instalada.
Los probadores se fabrican en los siguientes

tipos: Probador tipo colgador de asiento
18.1.1. Probador de asiento
Consta de un elemento de sello elastomérico,

su cuerpo es de acero sólido y tiene vías de
agua para permitir la circulación en su proce-
so de empacamiento (Se energiza este se-
llo a la tubería de revestimiento con agua y
presión). Este probador se aloja en la parte
interior superior del cabezal (nido), el cual se Fig. 18.1. Probador tipo colgador de asiento.
suelta para llenar y energizar la copa inferior

18.1.2. Probador de tensión
Este tipo de probador permite retener la pre-

sión de prueba al conjunto de preventores y
cabezal de tubería de revestimiento desde su
parte inferior hasta la superior, reteniendo la
presión ejercida hacia abajo del pozo y per-
mitiendo manejar la presión de prueba en el
sentido de flujo del pozo.
Consiste en un mandril de acero con conexio-

nes en roscas API en su parte superior e in-
ferior. La selección de la copa se determina

considerando el diámetro interior (drift), grado
y peso de la tubería de revestimiento donde
se va a posicionar.
Su anclaje se realiza con un tubo de alta re-

sistencia a la tensión engarzado al elevador Mandril
de la polea viajera, posicionando la copa a
Copa
1.20 m por debajo del cabezal con un margen
de ± 0.50 m, asegurando que la copa quede
en la parte superior e interior de la TR. En Anillo “O”
este caso no es posible probar el preventor Sustituto inferior
de arietes ciegos o ciegos de corte por tener
el tubo de prueba frente a ellos.
Probador de copa
Camerón Tipo “F”
Recuerde: Al probar las CSC, no deberá

rebasar la resistencia a la presión interna Fig.18.2. Probador de tensión.
de la TR, de lo contrario podrá fallar al
estallido. • Al realizar un cambio en la etapa en el
proceso de perforación, y/o antes de per-
forar la zapata de cada tubería de reves-
18.2. Pruebas de las CSC timiento.
• Antes de perforar una zona de alta pre-
Pruebas con presión sión o de yacimiento.
• Después de efectuarse cualquier repara-
Las conexiones superficiales de control de- ción o cambio de sello en el conjunto de
berán probarse en base al estándar de la preventores o en alguno de sus compo-
UPMP, regulado por el API, en función de las nentes.
siguientes actividades:

Capítulo 18
Componente a probar Valor de prueba recomendada Valor de prueba recomendada

a baja presión a alta presión
lb/pg2 lb/pg2
1. Cabeza rotatoria 200 - 300 Opcional

2. Elemento del Diverter (Desviador Mínima 200 - 300 Opcional (que se mueva ligera-
flujo) mente a cerrar)
3. Preventor anular 200 - 300 Mínimo al 70% de la presión de
Cámara de operación N/A trabajo
4. Preventor de arietes. Mayor que la presión de yacimiento
Para TP, ariete ajustable 200 - 300 esperada en superficie o al

Ciego, ciego/corte 200 - 300 80% Máx. de la presión de trabajo
TR (antes de introducirse) 200 - 300 recomendada por el fabricante.
Cámara de operación N/A
5. Línea de flujo del Diverter Prueba de flujo y funcionalidad N/A
Válvulas de desfogue > 8 pulg Cierre y apertura válvulas
hidráulicas
6. Línea de estrangular válvulas 200 - 300 Presión de trabajo BOP`s de arietes
7. Línea de matar y válvulas 200 - 300 Presión de trabajo BOP`s de arietes
8. Múltiple de estrangular
Antes de la primera válvula de alta 200 - 300 Presión de trabajo BOP`s de arietes
presión
Después de la última válvula de alta 200 - 300 Opcional (80 % presión trabajo)
presión
9. Sistema de control de BOP`s
Múltiple y líneas 1” a BOP`s N/A Mínimo 1,500 lb/pg2 / By-Pass 3,000 lb/pg2
Presión acumuladores Verificar precarga N/A
Tiempo de cierre Prueba de fluido N/A
Capacidad de la bomba Prueba de fluido N/A
Tablero de control Prueba de fluido N/A
Consola de control remoto Prueba de funcionamiento Presión de operación 120 lb/pg2
10. Manifold stand pipe, manguera, 200 -300 Presión de trabajo de BOP`s de
swivel, flecha, válvulas de la flecha arietes mayor que la máxima
superior e inferior y válvulas de pie presión esperada de cierre en
en el piso superficie
11. Equipo auxiliar Prueba de flujo y funcionalidad N/A

Separador gas lodo
Desgasificador
Tanques de viaje
Tabla 18.1. Valores de presión recomendados para probar las CSC.

• Se deben llevar a cabo las pruebas de 18.2.2.Recomendaciones durante
operación del conjunto de preventores y las pruebas de CSC
el equipo auxiliar como mínimo cada 14
días. Regla UPMP. A continuación se indican una serie de reco-
• En pozos exploratorios que estén en la mendaciones para asegurar que las prácticas
etapa de perforación de la zona produc- de pruebas con presión se realicen de acuer-
tora o zona potencialmente atravesar que do al estándar de la UPMP.
contengan hidrocarburos con gases aso-
ciados de H2S y CO2, estas se efectuarán • Las pruebas de flujo de bombeo deben
como mínimo cada 7 días. Regla UPMP. ser con suficiente duración en tiempo que
• Se recomienda tener limpias las líneas del nos permitan observar fugas o goteos.
circuito de flujo antes de realizar las prue- • Todas las uniones, conexiones, bridas y
bas, con el objeto de eliminar puentes por tuberías en las pruebas a presión deben
acumulación de sólidos. tener un rango mayor que la máxima pre-
• Deberá tener siempre la precaución de sión de prueba anticipada.
abrir la válvula hidráulica de la línea de • Verificar las características, capacidad,
estrangulación a la línea de desfogue del rango de presión y tipo de conexión del
ensamble, antes de abrir los arietes con la componente o elemento a probar.
finalidad de descargar cualquier presión • Deberá llevar un registro escrito (bitácora
acumulada. de pruebas en el equipo) de las pruebas
• Recuerde el punto anterior aplica para efectuadas a las conexiones superficiales
realizar el cierre suave del pozo. de control de acuerdo a los estándares
• El sistema para accionar el conjunto de API - UPMP.
preventores, se verificará cada vez que • Si alguno de los componentes primor-
se prueben éstos. diales del sistema o de sus controles no
funcionan, deberán inmediatamente sus-
penderse las operaciones de perforación,
18.2.1. Presiones de pruebas recomendadas terminación y reparación en el pozo, para
en las CSC corregir la falla.
• Es conveniente que todo el personal que
En la tabla 18.1, se muestran los valores de labore en el equipo tenga los conocimien-
presión recomendados para probar con pre- tos sobre funcionalidad y operación del
sión baja y en alta los componentes de las sistema de control superficial, de acuerdo
conexiones superficiales de control. a la categoría que desempeñe.
• Al personal de nuevo ingreso se le orienta-
La prueba a baja presión deberá mantenerse rá sobre los mismos conocimientos antes
estable al menos durante 5 minutos. de iniciar sus labores, y se le indicara su
rol correspondiente en el sitio y el equipo.
La prueba a alta presión deberá mantenerse • Durante la prueba del conjunto de preven-
estable al menos 15 minutos. tores se debe monitorear el espacio anu-
lar para identificar posibles fugas, con el
objeto de verificar que las cuñas y empa-
ques secundarios sellen herméticamente.

Capítulo 18
• El múltiple del Stand pipe (manifold), el

arreglo de Bop’s, el ensamble de estran-
gulación y su conjunto de válvulas se de-
ben probar en el sentido de flujo del pozo
a la misma presión que los preventores de
arietes.
• Después de 3 a 5 años de servicio, el
conjunto de preventores, múltiple de es-
trangular y componentes del diverter de-
ben ser desarmados e inspeccionados de
acuerdo con los estándares API-UPMP.
• Las dimensiones críticas de los compo-

nentes deben ser verificadas contra los
límites de desgaste permitidos por el fa-
bricante. Si presenta daños se deberá de
reemplazar y dejar asentado en la bitáco-
ra de operación un registro de evidencia.
• La revisión e inspección por corrosión de
los componentes deberá realizarse a pie-
zas limpias y pulidas.
• Deben realizarse las pruebas de inspec-
ción y mantenimiento general de los com-
ponentes de las CSC, de acuerdo con el
mismo calendario que para el arreglo de
los preventores.

Capítulo 19
19. Arreglos API de preventores b) Descargar en forma controlada el fluido

invasor (gas, aceite, agua salada, o una
El Instituto Americano del Petróleo (API), es- combinación de ellos y el lodo contamina-
tablece que los arreglos de instalación de un do).
conjunto de preventores están en función de
las presiones de trabajo en que van a ope- c) Bombear fluidos al interior del pozo y cir-
rar. Se indica además que tipo de preventor cular el brote a la superficie.
deberá instalarse para cumplir con las reco-
mendaciones API, promoviendo la eficiencia d) Colgar la tubería de perforación y si es ne-
y seguridad. cesario cortarla.
19.1. Arreglos estándar API e) Accesar y conectarse al pozo nuevamen-

te, después de un periodo de abandono
El arreglo de preventores de superficie lo temporal.
forman varios componentes, tales como: los
preventores anulares (esféricos, desviado- f) En caso de que algún componente falle,
Arreglos API para Preventores

res de flujo, cabezas rotatorias), los preven- inmediatamente puede operar con otro
tores de arietes en sus diversas formas, los (arreglo redundante).
carretes de control, y demás accesorios de
conexiones superficiales. g) Cuando se tenga la necesidad de meter
y/o extraer la tubería de trabajo bajo con-
Como regla general, todos los preventores diciones de presión, es posible utilizar la
de arietes deberán tener instaladas las ex- técnica “Stripping y Snubbing”.
tensiones y manerales para asegurar mecá-
nicamente su cierre efectivo. En este sentido, el personal del equipo, juega
un papel muy importante; ya que la cuadrilla
En el caso de los preventores submarinos, se deberá estar adiestrada en el funcionamiento
dispone de candados operados hidráulica- y operación de los componentes del conjunto
mente, los cuales cada vez que se realicen de preventores e identificar oportunamente la
las pruebas de operación del conjunto de pre- presencia de un brote, a su vez realizar las
ventores estos se operan. acciones necesarias para mantener el pozo
bajo control.
Un conjunto de preventores debe tener un
arreglo que permita: En la tabla 19.1, se muestran la clasificación
API de preventores.
a) Cerrar la parte superior del pozo alrededor
del componente tubular tal como: tubería
de perforación, tubería de producción, tu-
bería de revestimiento, tubería pesada o
lastrabarrenas.

Clasificación de Preventores (API)
Clase API Brida API Presion de Condicion de

trabajo lb/pg2 servicio
2K 2,000 Trabajo ligero

6B
3K 3,000 Baja presión
5K 5,000 Media presión
10K 6 BX 10,000 Alta presión
15K 15,000 Extrema presión
20K 6 BX 20,000 Ultra presión
Tabla 19.1. Clasificación API de preventores.
La clasificación del API para los arreglos típi- Rd = Preventor de reventón doble del tipo
cos de los preventores de reventones, está arietes, colocados de acuerdo al estándar.
basada en las presiones de trabajo.

S = Carrete de control, con salidas laterales
En la literatura especializada para denominar + válvulas mecánicas e hidráulicas para ins-
la clase API de presión se utilizaba la letra talar las líneas de estrangulación y de inyec-
“M” para denominar los miles de libras de ción (matar).
presión por unidad de área, y derivado de la
actualización del estándar API, esta letra fue S* = Carrete de control, (ídem al anterior),
cambiada por “K”. que puede ser instalado en diferente posición
en el arreglo.
19.2. Código de componentes.
Los componentes se enlistan de la parte in-
Con objeto de estandarizar los arreglos de ferior hacia arriba del arreglo de preventores,
preventores se estableció un código literal en la siguiente sección se ilustran ejemplos:
para su fácil identificación del conjunto de los
componentes, el cual se describe a continua- 19.3. Arreglos API
ción:
19.3.1. Arreglo- 1 para 5 K-13 5/8”- SRRA
A = Preventor esférico.
Que significa:
G = Cabeza rotatoria.
Presión de trabajo del arreglo de preventores
R = Preventor de reventón sencillo del tipo - 5,000 lb/pg2.
arietes, ensamblado, con un juego de arietes
para tubería, variables, ciegos, ciegos de cor- Diámetro de paso - 13 5/8”.
te, instalados de acuerdo al estándar.

Capítulo 19
Arreglo 1: Carrete de control, dos preven- 19.3.3. Arreglo- 3 para 15 K – 11” – RSRdA
tores de arietes sencillos y un preventor
esférico. Que significa :
19.3.2 Arreglo- 2 para 10 K – 13 5/8” – RSRA Presión de trabajo del arreglo de preventores
-15,000 lb/pg2.
Que significa:
Diámetro de paso - 11”.
Presión de trabajo del arreglo de preventores
-10,000 lb/pg2. Arreglo 3: Un preventor sencillo de arie-
tes, un carrete de control, un preventor
Diámetro de paso - 13 5/8”. doble de arietes y un preventor esférico.
Arreglo 2: Un preventor sencillo de arietes, Los diferentes arreglos arriba indicados son
un carrete de control, un preventor senci- los mínimos recomendados por el estándar
llo de arietes y un preventor esférico. API.

A continuación se muestran arreglos típicos
de conjuntos de preventores.
R
Arreglo S*RA A Arreglo RS*R
R S*
A
R
R R
S*
S* S*
Arreglo S*A *El carrete de perforación (o de control)
Arreglo S*RR y su ubicación en el arreglo opcional
Preventor doble de ariete (Rd), opcional
Fig.19.1. Arreglos S*A y S*RR. Fig.19.2.Arreglos S*RA y RS*R.
A A
R
R
R S*
S*
R
Arreglo S*RRA
Preventor doble de ariete (Rd, opcional) Arreglo: RS*RA
*El carrete de perforación (o de control) y su ubicación en el arreglo es opcional.
Fig.19.3. Arreglos S*RRA y RS*RA, con Rd opcional.

G
A
A
A
R
R
R
R
R R R
R R
R
S*
S*
S*
R S*
S*
S* Carrete de T.R. S* Carrete de T.R. R
Arreglo RS*RRA Arreglo S*RRRA

R
S* Carrete de T.R.
Preventor doble de ariete (Rd), Preventor doble Arreglo RS*RRA.
opcional. de ariete (Rd), Preventor doble de ariete
opcional (Rd),opcional.
*El carrete de perforación (o de control) y su ubicación en el arreglo es opcional.

Fig.19.4. Arreglos RS*RRA, S*RRRA y RS*RRAG, con Rd opcional.
Fig.19.5. Arreglo de carrete de control y

preventores.
Es importante mencionar que de acuerdo a

la “UPMP” algunos arreglos diferentes a los
mostrados, podrán ser adecuados en el cum-
plimiento de requerimientos y/o condiciones
del pozo.

Capítulo 20
20. Estándar de las conexiones • Zonas geopresionadas de aguas salo-

superficiales de control en bres.
• Yacimientos depresionados.
la UPMP • Áreas densamente pobladas.
• Grandes concentraciones de personal y
La Gerencia de Ingeniería y Tecnología acor- equipo (Plataformas Marinas, macrope-
de a su misión de establecer la normatividad ras).
en el diseño de pozos, emite procedimientos, En estos casos el arreglo requerido utiliza
reglas y lineamientos para las diferentes fa- más componentes y en consecuencia es de
Estándar de las Conexiones Superficiales de Control en la “UPMP”

ses de los procesos de perforación, termina- mayor costo.
ción y reparación de pozos, en este manual
establece la estandarización de los diferentes 20.2. Estándar de las conexiones superfi-
arreglos los cuales son utilizados en la orga- ciales de control
nización UPMP.
La UPMP establece los siguientes arreglos
20.1. Criterios de selección de un arreglo para intervenir pozos en perforación, termina-
de preventores (BOP`s) ción y reparación, los esquemas correspon-
dientes se describen en el Anexo “A”.
El criterio para seleccionar el arreglo del
conjunto de preventores debe considerar la A.1.1. Arreglo estándar de conexiones su-
presión esperada en la superficie, de las for- perficiales de control para perforación de
maciones geológicas y el grado de protección pozos desarollo y exploratorios con pre-
requerida en cada de una de las etapas du- siones máximas de 3000 psi.
rante el proceso de perforación, terminación
y mantenimiento de pozos, así como la mag- A.1.2. Arreglo estándar de conexiones
nitud del riesgo de un evento no deseado. superficiales de control para perforación
de pozos desarollo y exploratorios con
La recomendación API RP-53, clasifica los presiones máximas de 3000 psi, con bajo
arreglos del conjunto de preventores, en base balance.
al rango de la presión de trabajo.
A.1.3. Arreglo estándar de conexiones su-
Cuando se intervienen los pozos, existe el perficiales de control para perforación de
riesgo de descontrol, por lo que se deberá pozos desarollo con presiones máximas
utilizar un arreglo de preventores de acuer- de 3000 psi, con flujo controlado.
do al caso correspondiente, considerando lo
siguiente: A.1.4. Arreglo estándar de conexiones su-
perficiales de control para perforación de
• Presiones anormales de formación. pozos desarollo y exploratorio con presio-
• Yacimientos de alta presión, alta tempera- nes máximas de 5000 psi.
tura (HPHT).
• Yacimientos de alta productividad. A.1.5. Arreglo estándar de conexiones su-
• Yacimientos de gas con altas concentra- perficiales de control para perforación de
ciones de H2S. pozos desarollo y exploratorio con presio-

nes máximas de 5000 psi, con bajo balan- A.2.4. Arreglo estándar de conexiones su-
ce. perficiales de control para perforación de
pozos exploratorios con presiones máxi-
A.1.6. Arreglo estándar de conexiones su- mas de 10,000 psi en plataformas fijas y
perficiales de control para perforación de autoelevables, con casquete de gas.
pozos desarollo y exploratorio con presio-
nes máximas de 5000 psi, con flujo con- A.3.0. Arreglo estándar de múltiple de es-
trolado. trangulación para perforación, termina-
ción y mantenimiento de pozos.

perficiales de control para perforación de
pozos desarollo y exploratorio con presio- A.3.1. Arreglo estándar de múltiple de es-
nes máximas de 10,000 psi. trangulación para perforación, termina-
ción y reparación terrestre 5000 psi.
perficiales de control para perforación de A.3.2. Arreglo estándar de múltiple de
pozos desarollo y exploratorio con presio- estrangulación para perforación, ter-
nes máximas de 10,000 psi, con flujo con- minación y reparación terrestre 10,000
trolado. psi.
A.1.9. Arreglo estándar de conexiones su- A.3.3. Arreglo estándar de múltiple de

perficiales de control para perforación de estrangulación para perforación, ter-
pozos desarollo y exploratorio con presio- minación y reparación terrestre 15,000
nes máximas de 15,000 psi. psi.
A.2.1. Arreglo estándar de conexiones su- A.4.1. Arreglo estándar de múltiple de es-
perficiales de control para perforación de trangulación para perforación, termina-
pozos desarollo y exploratorio con presio- ción y reparación en plataformas fijas y
nes máximas de 3000 psi, en plataformas autoelevables 5000 y 10,000 psi.
fijas y autoelevables.
A.5.1. Arreglo estándar del múltiple de es-
A.2.2. Arreglo estándar de conexiones su- trangulación para reparación de pozos de
perficiales de control para perforación de desarollo y exploratorios tipo 1.
pozos desarollo y exploratorios con pre-
siones máximas de 5000 psi, en platafor- A.5.2. Arreglos estándar de reparación
mas fijas y autoelevables. tipo 1, Preventores 7 1/16”10K para pozos
de alta presión.
perficiales de control para perforación de A.5.3 Arreglo estándar de conexiones su-
pozos de desarrollo con presiones máxi- perficiales de control para reparación de
mas de 5000 psi, en plataformas fijas y pozos de desarrollo y exploratorios tipo I,
autoelevables para perforar casquete de con preventores Cameron “UM”.
gas, bajo balance y con flujo controlado.

Capítulo 20

perficiales de control para reparación de
pozos de desarrollo y exploratorios Tipos
II.

pozos de desarollo y exploratorios Tipo II,
con preventores Cameron “UM” (doble y

sencillo).
A.6.3. Arreglo estándar reparación Tipo II,

para pozos de mediana presión prevento-
res 7 1/16” 10K con restricción de altura
mesa rotatoria

pozos de desarrollo y exploratorios tipo II,
con preventores Camerón “UM” (Doble y
esférico)
A.7.0. Relación de material necesario para

la instalación de conexiones superficiales
de control de pozos terrestres
A.8.0 Arreglos recomendados de preven-

tores y arietes, para perforar y al introdu-
cir tuberías de revestimiento.
A.9.0 Tamaños y rangos de presión detra-

bajo de los BOP´s y rango de cierrre de
los arietes variables.

Capítulo 21
21. Sistema Bajo-Balance • La presión hidrostática del fluido de per-

foración sea menor a la presión de forma-
El objeto de emplear esta técnica bajo balance ción, permitiendo la entrada de fluidos de
utilizada regularmente para minimizar la pérdida formación hacia el pozo.
del fluido de control y así reducir el daño a la • Un sistema de circulación de flujo cerrado.
formación de la zona productora, coadyuvan- • Un sistema generador o proveedor de
do a la producción temprana de hidrocarburos, Gas Nitrógeno N2.
dependiendo del potencial del yacimiento. Para • Un ensamble de estrangulación adicio-
lograr lo anterior tendremos una manifestación nal.
constante de influjos de líquidos y/o gases del • Un separador de hidrocarburos de alta ca-
pozo, los cuales son controlados con el uso de pacidad.
un preventor esférico rotatorio y/o cabeza rotato-
ria, siendo esto un riesgo controlado.
21.2. Esquema del sistema bajo balance
21.1. Equipo superficial para perforación
bajo balance (UBD) La perforación bajo balance requiere usar
equipo adicional al utilizado en la perforación
Para realizar la perforación UBD, se requiere convencional, para el manejo superficial de
Sistema Bajo-Balance
de un sistema de equipo superficial especial, presión asociado con volúmenes de líquido y
que se menciona a continuación. gas, tanto lo que se inyecta durante la perfo-
ración como lo que se obtenga del yacimien-
• Cabeza rotatoria o preventor esférico ro- to, como resultado de la condición bajo ba-
tatorio. lance que se desee lograr; en la Fig. 21.1 se
• Equipo de separación de superficie (sepa- presenta un esquema típico de este sistema
ración de cuatro fases). UBD.
N2
Almacenamiento Trata-
Lodo
de aceite miento
Lodo Opcional
Separación
Aceite de liquidos
Liquidos
Cabeza
rotativa
Separador
Gas al
quemador Extrangulador
Solidos a los Ph < Py

quemadores
Fig. 21.1. Esquema típico de equipo superficial para UBD.

Un arreglo típico como el anterior debe cum- 2. Determinar el gasto de hidrocarburos a
plir las siguientes funciones básicas: manejar en superficie.
• Perforar rotando la sarta. 3. Hacer un balance económico entre los di-

• Viajar y controlar la presión en el espacio ferentes equipos disponibles.
anular.
• Asegurar el funcionamiento correcto de 21.4. Características de la cabeza o pre-
cabezas o preventores rotatorios. ventor rotatorio.
• El equipo superficial a instalar depende
de la densidad requerida para perforar la La cabeza o preventor rotatorio origina un
zona potencialmente productora. sello primario entre la tubería y elemento se-
• La mezcla de gas nitrógeno y fluido de llante, siendo complementado por la presión
control deberá ser menor a la presión ya- diferencial del pozo Figs. 21.2 y 21.3.
cimiento que se perfore.
• Asegurar el requerimiento del gasto esti- Se puede tener en el mercado dos tipos de
mado para la inyección y la salida de líqui- cabeza rotatoria:
dos, gases y sólidos.
• Con elemento sellante sencillo.
• Con elemento sellante doble. Que pro-

21.3. Selección de cabeza o preventor vee una capacidad extra de sello, presión
rotatorio de trabajo mayor, tiempo y velocidad de
rotación mayor.
Una de las interrogantes que se plantean
para utilizar los diferentes tipos de equipos Posee una salida lateral bridada de 7 1/16”,
es ¿Cual utilizar?, y para responder a esta donde se instala una válvula.
interrogante se debe realizar lo siguiente:
Brindan rotación y sello que permite la perfo-
1. Determinar la presión a manejar en su- ración del pozo con presión en la cabeza.
perficie.
*Pruebas a 1000 psi

funcionando7rotando
*Máximo RPM 100
EL Modelo 7000
*Pruebas a 1,500 psi
funcionando
*Máximo RPM 100
No se garantiza la presión
Fig. 21.2. Cabezas rotatorias.

Capítulo 21
Unidad de Potencia Hidráulica &

RBOPTM Panel de Control Remoto
Estandar Sistema Métrico
Especificaciones técnicas
Máxima Presión Estática (Operación) 2000 PSI 136 Bar
Máxima PresiÛn Estática (Prueba) 3000 PSI 207 Bar
Máxima PresiÛn mientras se perfora 1500 PSI 102 Bar
Presión de trabajo mientras se opera a presión 1000 PSI 68 Bar
Máxima velocidad de rotación 100 RPM 100 RPM
Especificaciones físicas
Unidad de Potencia Hidráulica (HPU)
Dimensiones de instalación (L x A x H) 85” x 84” x 84” 33cm x 33cm x 33cm
Peso instalado 5800 libras 2630 Kg
Preventor Rotatorio (RBOPTM)
Altura promedio (con salida del carrete de flujo) 59 pulgadas 1498 mm
“Agregue 6” de claro para permitir soporte levante
Máximo Diámetro Exterior 38-1/2” 978 mm
A través del diámetro permisible 11 pulgadas 279 mm
A través del diámetro permisible con el empacador de 6 2/4 pulgadas 171 mm
la flecha (Kelly colocado 5 1/4 pulgadas 133 mm
“Tamaños adicionales disponibles bajo requerimiento 4 5/5 pulgadas 117 mm
Conexión inferior 13 5/3’ -5000 RTJ 346 mm
“Los carretes de montaje estandar listados son 16 3/4 -5000 RTJ 279 mm
disponibles con/sin salidas laterales. Carretes 11’ -5000 RTJ 179 mm
especiales pueden ser configurados para los 7-1/16’-5000 RTJ
requerimientos del cliente.
Peso instalado 8500 libras 3853 kg Fig. 21.3. Preventor
Rangos de temperatura:
- Cuerpo -20 - 250 F
o o
-29 -120 C rotatorio.
- Flujo medio 250 oF 250 oC
Se instala en la parte superior del arreglo de A medida que el elemento se desgasta, la

preventores en uso, obstaculizando el paso presión diferencial contra el elemento provee
del fluido de perforación hacia el piso y des- la mayoría de la energía sellante; por lo que,
viando el flujo a la línea de descarga o al múl- el elemento desgastado por presión anular
tiple de estrangulación. baja podría ocasionar fugas. Ante éste pro-
blema se cambian sus elementos de sellos
Se instala una válvula de preferencia hidráuli- deteriorados por nuevos.
ca o neumática de 7 1/16” en la salida lateral
de la cabeza rotatoria para controlar la salida Los fabricantes de cabezas y preventores ro-
del fluido de perforación. Mantenerla abierta tatorios proporcionan las especificaciones y
cuando la operación no requiera perforar bajo datos técnicos de las mismas, a continuación
balance y en caso contrario cerrarla. se presenta un ejemplo de estos datos, ta-
blas 21.1 y 21.2.”.

Presión Trabajo (lb/pg2 ) Rango de Número
Presión Elemen-
Marca Tipo Modelo Estática Rot/Viajando RPM (lb/pg2 ) tos
Wiliams Cabeza 7100 5,000 2,500 100 Alta Doble
Wiliams Cabeza 7000 3,000 1,500 100 Media Doble
Wiliams Cabeza 8000 1,000 500 100 Baja Sencillo
Techocorp-
Cabeza 3000-tm 3,000 2,000 200 Media Doble
Alpine
Grant Cabeza RD-1 2500 3,000 2,500 150 Alta Doble
RBOP Preventor RBOP 1500 2,000 1,500/1,000 100 Media Sencillo
Shafer Preventor PCWD 5,000 2,000/3,000 200/100 Alta Sencillo
Tabla 21.1. Especificaciones de cabeza y preventor rotatorios.
Cabezas Preventores Este equipo se trabaja cuando se está perfo-

rando bajo balance o cuando se circula para
- Menor tiempo para

- Elemento más durable.
cambio de elemento. controlar el pozo o acondicionar lodo.
- Menor costo de ele- - De construcción más
mento. fuerte. Para su mantenimiento; limpiarlo con agua,
- Menos sensibles a
- Todas tienen su propia circulando en el sistema hasta obtener agua
centrado y alineación del
energía para operarlas
tiempo. limpia. Vigilar las conexiones bridadas que no
- Instalación y operación - Mas resistentes a tengan fugas y observar el flujo de salida.
fácil y rápida. fluídos base aceite.
Tabla 21.2. Características de las cabezas y 21.6. Sistema de separación abierto a
preventores rotatorios. presión atmosférica
21.5. Sistema de separación de fases Estos equipos fueron los pioneros en la per-
foración bajo balance.
El sistema separador de la perforación bajo
balance consiste primordialmente en la sepa- Tienen las siguientes ventajas:
ración de fases líquidos/gas/sólidos, es un
tanque cilíndrico con placas deflectoras en el • Puede usarse en forma modular, es decir,
interior para acelerar la agitación o turbulen- instalar sólo una sección de él según la
cia del fluido y lograr la separación de las fa- aplicación.
ses. Su línea de entrada de fluido puede ser • Son de menor costo.
de 6”, una línea de salida del gas en la parte • Es compatible con equipo de sensores y
superior de 8” y otra en la parte inferior de recolección de datos.
salida de líquidos y recortes de 8”; ésta última
línea se conecta a la presa de separación.

Capítulo 21
El equipo que los integra es:
• Separador vertical de baja presión.
Su capacidad varía entre 40 y 50 mil millones

de pies cúbicos por día de gas y 30 a 40 mil
barriles por día de aceite. Fig. 21.4.
• Separador fluido de perforación – Fig. 21.4. Separadores verticales y sistema

hidrocarburo/recortes. de desnatado.

Al quemador
Por el tipo de fluido esperado del yacimiento y el
lodo usado para perforar es necesario un siste- 8”
A las presas de se-
ma de separación de desnatado por gravedad paración Líquido-
Liquido (skimmer)
(Skimmer) integrado por 3 presas distribuidas
como sigue: una de recepción, decantación y
separación por desnatado del lodo y el aceite;
otra de acumulación y bombeo de lodo hacia
Separador
las presas del equipo y la tercera para captar y
bombear aceite hacia el tanque vertical.
6”
• Separador de vacío. Válvula
de 4” para
Del múltiple de recuperar
Cuando se tiene presencia de gases amar- estrangulación sólidos
gos y es necesario asegurar su remoción del 8”
lodo, se requiere emplear separadores de va- Fig. 21.5. Separador de gases.
cío, los que también se deben utilizar cuando
el lodo no permite una separación aceptable Nota: cuando la relación del gas que proviene
de gas por el efecto mecánico del separador del yacimiento sea muy alta se recomienda
atmosférico. modificar el tubo de 6” de la entrada al se-
parador, acondicionándolo como tubo en “U”.
• Separación de recortes.
Para evitar explosiones en el separador es
Esto ocurre por decantación en el separador necesario instalar una válvula Check de 7”
vertical y son bombeados junto con el lodo cercana al extremo del quemador.
hacia el eliminador de sólidos del equipo de
perforación, mediante las bombas centrífu- 21.7. Sistema de separación cerrado de
gas de las presas, a través de una línea de baja presión
4”. Si ocurriera arrastre de sólidos por efecto
de alto volumen de retorno se puede adaptar Pueden considerarse como la segunda ge-
una línea de 2” en la línea de 8” que conduce neración de equipos de separación especiali-
el lodo al Skimmer. zados para perforación bajo balance, ya que
son capaces de manejar hasta 60 mil millo-

nes de pies cúbicos/día de gas y 40 mil barri- El ensamble se utiliza cuando se está per-
les/día de aceite. Fig.21.6. forando bajo balance o se requiere circular
únicamente. El flujo puede ser a través del
estrangulador para el control de la presión del
Entrada de pozo. Es recomendable trabajar el ensamble
fluidos del
con una presión menor de 1500 lb/pg2.
Gas
pozo
Realizar una prueba hidráulica al ensamble

Aceite Mezcla
Agua
Solidos
a su presión de trabajo, antes de iniciar las
Mampara
Bombas de
solidos
operaciones de perforación bajo balance,
cuando se realiza algún cambio en sus co-
nexiones y a los 21 días de operación en
Fig.21.6. Funcionamiento interno caso de no haber realizado una prueba antes
del sistema de separación cerrado de éste tiempo.
de baja presión.
En algunas ocasiones se utiliza el ensamble
Ventajas: de estrangulación del equipo.
• Este sistema de separación cerrado per- Por la importancia que revisten las operacio-
mite mejor control de los volúmenes de nes en la perforación bajo balance, a conti-
entrada y salida de la operación. nuación se mencionan algunos tópicos, que
• Puede trabajar a presión de hasta 250 lb/ se deben considerar cuando se perfora con
pg2. esta técnica.
• Puede manejar mayores volúmenes que
los atmosféricos. Para las operaciones de perforación con aire
• Tiene mejores dispositivos de seguridad o gas y con altos volúmenes se recomiendan
y normalmente tiene sistemas integrados líneas con un diámetro nominal mínimo de 4”.
de estrangulación.
21.9. Consideraciones operativas de
Desventajas: UBD.
• Su costo es elevado y no se pueden ma- Es muy importante determinar una presión

nejar módulos, obligando a usar el siste- convencional máxima de trabajo, que no
ma completo en todos los pozos. debe exceder el 60% de la especificación del
equipo rotatorio en condiciones dinámicas.
21.8. Ensamble auxiliar de estrangulación
Esta presión debe mantenerse mediante la
Dicho ensamble se asemeja a uno de baja operación del estrangulador, pero si se tien-
presión, puede tener en sus conexiones cin- de a salir de control, es necesario suspender
co válvulas de 4 1/8”, líneas de 4”, dos es- la operación, detener el bombeo tanto de lí-
tranguladores variables (uno manual y otro quido como de gases (si se está usando) y
hidráulico), con conexión de salida de 4” a 6” circular controlando la presión.
y línea al separador Gas-Lodo.

Capítulo 21
El conjunto de operaciones y la cabeza rota- ción de fugas para efectos de una inmediata
toria deben estar debidamente centrados con corrección. Considerando que la perforación
una tolerancia máxima de desviación de 2 bajo balance es en forma operativa con el
grados respecto a la vertical. Se deberá usar pozo fluyendo bajo control, esto implica que
de preferencia flechas (kelly) hexagonales y dentro del sistema de control se contemple
sus aristas deberán de revisarse que estén en forma exclusiva la protección ambiental y
sin filos, deberá también usarse sustitutos li- seguridad del personal, por lo que se hacen
sos; todo esto evitará el consumo excesivo las siguientes recomendaciones:
de elementos de sello por desgaste prema-
turo y de los sistemas de rodamiento de la 1. Adiestrar y capacitar al personal para la-
cabeza rotatoria. borar en las operaciones de perforación
bajo balance.
Acondicionar los equipos con sistemas de
sensores que cubran los parámetros indis- 2. Tener un quemador de encendido rápido.
pensables enlistados a continuación:
3. Tener el área habitacional y comedor en
• Volumen de lodo en la superficie, inclu- sentido contrario al rumbo de los vientos
yendo medición de niveles en las presas dominantes.
del equipo en la línea de retorno.
• Profundidad y velocidad de perforación en 4. Instalar un señalador de la dirección del
tiempo real. viento.
• Velocidad de rotación.
• Temperatura de la entrada y salida de flui- 5. Mantener en la instalación el equipo y
do de perforación. personal de seguridad industrial, propor-
• Densidad de lodo. cionarle conocimientos de la perforación
• Medición del retorno de fluido. bajo balance y sus riesgos, para un mejor
• Carga al gancho. apoyo en los casos imprevistos.
• Presión de bombeo.
• Contador de emboladas. 6. En caso de la posible presencia de H2S,
• Torque. instalar un detector de ácido sulfhídrico,
• Detectores de gas, particularmente cuan- tener el equipo de aire comprimido y rea-
do se tiene antecedentes de H2S y CO2. lizar simulacros de cierre del pozo y eva-
• Además, disponer de alarmas auditivas y luación.
visuales.
7. Durante el cambio de hules en la cabe-
21.9.1. Seguridad en UBD. za rotatoria no olvidarse de las siguientes
operaciones:
Seguridad personal y protección ambiental
• Desfogar la presión entre el preventor
A fin de mantener los márgenes de seguri- cerrado y la cabeza rotatoria.
dad y de respeto al medio ambiente, se aplica • Asegurarse que los andamios se en-
un monitoreo de niveles de explosividad de cuentren fijos.
manejo de fluidos contaminantes y de detec- • Lavar la cabeza rotatoria.

8. Instalar un sistema de iluminación contra 13. Suspender las operaciones de perfora-
explosión en todo el equipo de perfora- ción en caso de que las presas del sis-
ción bajo balance. tema o auxiliares se llenen a su máxima
capacidad.
9. Monitorear constantemente la efectiva
operación del sistema bajo balance. 14. Construir mamparas en el quemador.
10. Programar visitas del personal de man- 15. Checar la existencia del tanque de alma-
tenimiento instrumentistas, para checar cenamiento de recortes impregnados de
la operación efectiva de los estrangulado- aceite.
res variables hidráulicos, la unidad ope-
radora de los preventores e instrumentos 16. Mantener un piloto con diesel encendido
de indicadores de los parámetros de per- o chispero automático en el quemador,
foración. para quemar de inmediato cualquier gas
proveniente del pozo.
11. Programar visitas del personal de herra-
mientas especiales (o compañía de ser- 17. Bombear o sacar el aceite continuamente
vicio) para la revisión del arreglo de pre- de la presa auxiliar.
ventores.
18. Checar el equipo del sistema diariamente
12. El separador gas-lodo (booster) debe ser para verificar posibles fugas.
diseñado para manejar la máxima produc-
ción de gas esperada y manejo de gases
amargos (H2S y CO2).
Presa de
Cabeza rotatoria succión
Bombas de Presa de
Válvula mecánica 2K Línea de Lodo succión
Esférico flote
Ciego de Corte
Anular 5” Valv Hidca. Presa de
descarga
Línea de llenar
do Tanque
Lo
Línea de de desnatado
estrangular de aceite
Línea del Boster
cabezal Desgasificadores
do
Lo
e
eit
Ac
Línea de
desfogue
Fig. 21.7. Diagrama de conexiones de UBD, Sen-65.

Capítulo 21
21.9.2. Recomendación de una instala- La línea primaria de estrangular se utiliza

ción Bajo Balance cuando se está perforando bajo balance,
siendo a través de ella el flujo con presión
Para una instalación de Perforación bajo ba- proveniente del pozo por el espacio anular
lance (UBD), se debe considerar las siguien- y circulando por el equipo bajo balance. La
tes condiciones referentes a conexiones de línea secundaria se aplica cuando se requie-
10K y 15K para el control primario. re controlar el pozo, generalmente cuando
se tiene una presión mayor de 1,500 lb/pg2,
a) Línea primaria de Estrangular. Se co- siendo una alternativa de operación, la válvu-
necta directamente del carrete de control la hidráulica o manual que se encuentra ha-
al ensamble de estrangulación auxiliar del cia fuera en el carrete de control de ésta línea
equipo de perforación bajo balance. debe estar cerrada. Estas líneas se probaran
a su presión de trabajo.
b) Línea secundaria de Estrangular. Su
conexión es a partir del cabezal del pozo Para ilustrar la distribución de los equipos,
hasta el ensamble de estrangulación del se presentan se presentan dos diagramas de
equipo. instalación del equipo de perforación bajo ba-
lance usado en los pozos. Figs. 21.7 y 21.8
Sen 65 y Puerto Ceiba 111, respectivamente.
Así como, un tercer esquema de un equipo
propuesto a utilizarse en plataforma marina
para el pozo Puerto Ceiba 162. Fig. 21.9.

Fig. 21.8. Diagrama de conexiones de UBD, en Puerto Ceiba-111.

Capítulo 21
Fig. 21.9. Esquema propuesto de instalación de flujo controlado en una plataforma.


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Capítulo 12

12.Recomendaciones de CSC nexiones bridadas o con abrazaderas en

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0.030 – 0.035 Tos; desmayo Alteración de Grave Fuerte dolor Fatal.

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39.89 gal + 19.94 En la tabla 13.1 se muestran los volúmenes

13.10. Requerimientos de volumen para

En resumen: Se requieren doce acumulado- Los acumuladores no deben operar a más de

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Tamaño Presión de Fluido

Cerrar 1.69 4.57 3.86

Cerrar 2.04 17.11 9.42

Cerrar 6.94 11.20

Cerrar 8.38 11.00

Unidad Acumuladora para Operar Preventores

Cerrar 5.65 18.67 9.81

Cerrar 10.15 30.58 25.10

Cerrar 12.12 23.50 11.36

Cerrar 12.12 23.58 17.98

Cerrar 18.10 40.16 37.18

Cerrar 26.00 34.00

Cerrar 22.32 21.02

Cerrar 22.32 37.26 28.70

16 3/4 10000 Cerrar 40.75

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Cerrar 50.00 118.50

Cerrar 39.70 22.59 31.05

Tabla 13.1. Volúmen de fluído para operar preventores anulares.

13.11. Fuentes de Energía • Con el banco de acumuladores bloquea-

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos