1.4 ARIETES ANULARES. Los arietes anulares para tubera de perforacin o revestimiento estn constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse independientemente. Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleacin y de un conjunto sellante diseado para resistir la compresin y sellar eficazmente alrededor de la tubera.

Caractersticas: En caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubera, para lo cual deber regularse la presin de cierre del preventor. Cuando existe presin en el pozo, evitan la expulsin de la tubera al detenerse la junta en la parte inferior del ariete. En caso de emergencia, permiten colgar la sarta cerrando los candados del preventor. Capacidad de carga sobre los arietes: El procedimiento recomendado para suspender la tubera de perforacin, es cerrar los arietes utilizando de 1500 a 3000 psi, cerrar los candados usando el procedimiento normal, y luego apoyar el peso de la tubera sobre los arietes.

Tabla. Capacidad de carga en arietes de preventores.

1.5 ARIETES AJUSTABLES. Los arietes variables o ajustables son similares a los descritos anteriormente. La caracterstica que los distingue es cerrar sobre un rango de dimetros de tubera, as como de la flecha.

1.6 ARIETES CIEGOS. Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metlica y de un sello superior. Su funcin es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubera en su interior y que por la manifestacin del brote no sea posible introducirla. Se instalan en bonetes normales y modificados para arietes de corte.

Ventajas y desventajas de la posicin que guarda el preventor ciego. Tomando como base el arreglo ms comn para la perforacin de zonas de alta presin y pozos de desarrollo, los arietes ciegos estn colocados arriba del carrete de control. Ventajas. Est demostrado estadsticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con la tubera dentro del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la funcin de vlvula maestra por estar conectada directamente a la boca del pozo evitando las bridas, mismas que estn consideradas como las partes ms dbiles de un conjunto de preventores. Se pueden cambiar los arietes ciegos por arietes para la tubera de perforacin. La tubera de perforacin puede suspenderse del preventor inferior y cerrar totalmente el pozo. Cuando el pozo est cerrado con el preventor inferior, permite efectuar reparaciones y corregir fugas del conjunto de preventores; adems del cambio de unidades completas. Cuando el preventor ciego est cerrado, se puede operar a travs del carrete de control. Si se considera conveniente, se puede introducir tubera de perforacin a presin dentro del pozo, utilizando el preventor inferior y alguno de los superiores, previo cambio de los ciegos por arietes para tubera de perforacin. Lo anterior tiene la gran desventaja de deteriorar los arietes inferiores, los cuales no es posible cambiar, por lo que debe procurarse operarlos slo en caso necesario; ya que, como se indic, deben considerarse como vlvula maestra. Desventajas. Cuando el preventor ciego est cerrado, no se tendr ningn control si ocurre alguna fuga en el preventor inferior en el carrete de control. Entonces; lo que se manej como ventaja de que los arietes ciegos se pueden cambiar por arietes para tubera de perforacin, funciona ahora como desventaja, ya que en el caso extremo de querer soltar la tubera no se dispondra de una vlvula maestra que cerrar totalmente el pozo. Cuando se est perforando la etapa de yacimiento, se debern utilizar arietes de corte en sustitucin de los ciegos. Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubera de dimetro mayor se instalarn en el preventor inferior, y los de dimetro menor en el superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipo variable. Debe observarse que si ocurre un brote cuando se est sacando del pozo la tubera de perforacin de dimetro menor, slo se dispondr del preventor anular y uno de arietes. Entonces, no ser posible intercambiar arietes de ese mismo dimetro de tubera de perforacin en algn otro preventor; por lo que, ser conveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior del preventor doble, aun cuando las desventajas sealadas anteriormente seran mayores por tener doble brida adicional.Una opcin prctica, sin cambiar la posicin establecida, recomienda bajar una parada de tubera del dimetro mayor para cerrar el preventor inferior y cambiar arietes al superior.

1.7 ARIETES DE CORTE. Los arietes de corte estn constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas. La funcin de estos arietes es cortar la tubera y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operacin normal de perforacin, estn instalados en bonetes modificados, aumentando el rea del pistn y la carrera de operacin.

A continuacin se muestra un ejemplo para determinar los dimetros de tubera que se pueden cortar en funcin del dimetro del preventor, que es un dato de suma importancia cuando se utilizan arietes ciegos de corte.

1.8 EMPAQUETADURA DE PREVENTORES (ELASTMEROS).La empaquetadura o partes elsticas de los preventores debern identificarse por el tipo de caucho, composicin, proceso de fabricacin empleado, grado de dureza, etctera. Las caractersticas anteriores determinan el uso ms apropiado para cada tipo. Las partes elastomricas deben ser marcadas al moldearse para identificar el tipo de caucho, rango de dureza, nmero de parte y cdigo empleado. El sistema de cdigo de identificacin est compuesto por tres partes: a) Dureza. b) Cdigo API.c) Nmero de parte del fabricante.Ejemplo:

Esta marca designa una parte o componente que tiene un rango en la escala de la dureza de 70 -75, fabricado de epiclorohidrina y con nmero del fabricante de 400. Los diversos fabricantes de los productos elastomricos recomiendan el uso ms apropiado para cada tipo de empaque.

Toda empaquetadura de caucho requiere ser inspeccionada antes de usarse; para ello, los fabricantes recomiendan realizar las pruebas siguientes: Doble, estire y comprima la pieza. Observe si en el rea de esfuerzos existen grietas o fisuras, particularmente en las esquinas; de ser as, elimnelas y cmbiela por otra en condiciones adecuadas. Si la pieza es de tamao muy grande, corte una tira en un rea no crtica y efectele la prueba. Ejemplo: corte una tira de caucho entre los segmentos de un elemento sellante del preventor anular, para realizar el ensayo mencionado. Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la superficie se observe polvorienta y en mal estado aparente, por lo que tambin deber efectuarse la prueba anterior. Tambin, las condiciones de almacenamiento determinan la duracin de los elementos de caucho.

1.9 PRUEBAS CON PRESIN El sistema de control superficial deber probarse en funcin de las actividades siguientes: Al instalar o antes de perforar la zapata de cada tubera de revestimiento. Antes de perforar una zona de alta presin o de yacimiento. Despus de efectuarse cualquier reparacin o cambio de sello en el conjunto de preventores o en alguno de sus componentes, en el que deber probarse por lo menos la parte reparada. Se deben llevar a cabo las pruebas de operacin del conjunto de preventores y el equipo auxiliar como mnimo cada 15 das, pero en los pozos exploratorios y cuando estn en la etapa de perforacin de la zona productora, se efectuarn como mnimo cada 7 das, en caso de no ocurrir ninguno de los eventos anteriores. Esto se deber realizar con estricto apego a la norma en los casos siguientes: Si el pozo es considerado exploratorio o delimitador. Cuando se trate de pozos de desarrollo, localizados en reas o campos especficos con presiones anormales o yacimientos de alta productividad. Los arietes ciegos o de corte debern probarse a presin, por lo menos al instalar el conjunto de preventores y antes de perforar la zapata de cada TR. Se debe tener la precaucin de abrir la vlvula en la lnea de estrangulacin a la lnea de desfogue, antes de abrir los arietes para liberar cualquier presin existente. Los bonetes deben probarse en cada instalacin de arietes en los preventores. El sistema para accionar el conjunto de preventores se verificar cada vez que se prueben stos. Debe circularse agua limpia en el sistema de control superficial, para lavar y eliminar slidos que pudieran obturar posibles fugas. Prcticas recomendadas, equipos terrestres.

La prueba a baja presin deber ser estable al menos durante 5 minutos La prueba a alta presin deber ser estable al menos 5 minutos. Las pruebas tipo flujo deben ser de suficiente duracin para observar fugas insignificantes. Todos los conectores, conexiones y tuberas en las operaciones de prueba a presin deben tener un rango de presin mayor que la mxima presin anticipada de presin de prueba. Verificar el tipo, rango de presin, y conexiones de cada pieza de equipo a ser probado como se especifica en el equipo o documento del equipo a probar. Cuando el conjunto de preventores es probado sobre el cabezal se debe monitorear la presin sobre la TR.El mltiple y todas las vlvulas se deben probar en el sentido de flujo a la misma presin que los preventores de arietes. Despus de 3 a 5 aos de servicio, el conjunto de preventores, mltiple de estrangular y componentes del diverter deben ser desarmados e inspeccionados de acuerdo con los lineamientos del fabricante. Los componentes deben ser cambiados, y las superficies pulidas inspeccionadas por el desgaste o corrosin. Las dimensiones crticas deben ser verificadas contra los lmites de desgaste permitidos por el fabricante. Los componentes deben ser inspeccionados sobre una cedula de evidencia. La inspeccin y mantenimiento bajo cedula para inspeccin peridica no destructiva al separador gas lodo servir para verificar su integridad a la presin. Esta inspeccin puede ejecutarse por mtodos hidropticos, ultrasnicos y otros. Cuando se tengan pozos depresionados, es conveniente determinar la presin promedio entre las dos presiones anteriores para ser aplicada como presin de prueba, con objeto de proteger la empaquetadura de los preventores y detectar posibles fugas originadas por corrosin, abrasividad, etc. Las pruebas se efectuarn siempre en la direccin del flujo del pozo. Los resultados de las pruebas con presin, de las inspecciones fsicas y de la operacin del sistema de control superficial se registrarn en la bitcora del perforador. Si alguno de los componentes primordiales del sistema o de sus controles no funcionan, deben suspenderse las operaciones de perforacin para reparar la falla. Es conveniente que todo el personal que labore en el equipo tenga los conocimientos sobre funcionalidad y operacin del sistema de control superficial, de acuerdo a la categora que desempea. Al personal de nuevo ingreso se le orientar sobre los mismos conocimientos antes de iniciar sus labores. Se deben llevar a cabo las pruebas de operacin del conjunto de preventores y el equipo auxiliar. Estas pruebas consisten en lo siguiente: Instalar la vlvula de seguridad en la tubera de perforacin y el preventor interior. Verificar que la consola opere correctamente y estn calibrados el contador de emboladas y los manmetros de presin. Verificar apertura y cierre de cada preventor del control maestro y de cada uno de los controles remotos. Abrir la vlvula hidrulica de la lnea de estrangulacin. Operar los estranguladores ajustables manuales e hidrulicos, cerrando y abrindolos. Cerrar y abrir el preventor de arietes para la tubera en uso. Por la lnea que conecta el tubo vertical (stand pipe) con la lnea de matar, y teniendo el preventor inferior cerrado para evitar el represionamiento del pozo, bombear agua por cada uno de los estranguladores ajustables y hasta el quemador, con objeto de verificar que no estn bloqueadas las lneas. Operar el resto de los preventores para la tubera de perforacin en el dimetro adecuado. Si se usa tubera combinada, al sacar la tubera de perforacin operar los arietes correspondientes. El preventor ciego se operar al sacar la barrena del pozo, al trmino de esta prueba se dejarn todas las vlvulas en su posicin original. Probadores.Estas herramientas hacen posible la prueba de los preventores desde su parte inferior, reteniendo la presin hacia abajo del pozo, permitiendo manejar la presin de prueba en el sentido de trabajo de los preventores. Se fabrican en dos tipos: Probador tipo colgador. El cuerpo de este tipo de probador es de acero con sus dimensiones externas que corresponden a la configuracin del tipo de receptculo del cabezal. Un elemento de sello entre la superficie del cabezal y el probador proporciona la retencin de la presin. Se seleccionan de acuerdo al tipo y medida del cabezal. Por diseo, tiene un bisel para sujetar al probador con los tornillos externos del cabezal. La conexin superior del probador permite su introduccin y recuperacin. La conexin inferior se puede enlazar al aparejo que se tenga dentro del pozo.

Probador tipo copa. Consiste de un mandril al cual se maquinan sus conexiones de enlace en la parte superior e inferior. El elemento copa permite retener la presin de prueba al conjunto de preventores y manejarla hacia arriba. Se selecciona su capacidad de acuerdo al dimetro y peso de la tubera de revestimiento donde se va a asentar.

1.10 ARREGLOS Y MANTENIMIENTO.Arreglos.Un conjunto de preventores debe tener un arreglo que permita: a) Cerrar la parte superior del pozo alrededor del elemento tubular (tubera de perforacin, tubera pesada o de los lastrabarrenas) y en su caso, bajo condiciones de presin meter la tubera hasta el fondo del pozo. b) Descargar en forma controlada el fluido invasor (gas, aceite, agua salada, o una combinacin de ellos y el lodo contaminado). c) Bombear fluidos al interior del pozo y circular el brote a la superficie. d) Colgar la tubera de perforacin y si es necesario, cortarla. e) Conectarse al pozo nuevamente, despus de un periodo de abandono temporal. f) Una redundancia en equipo para que en caso de que algn componente falle, pueda inmediatamente operarse otro. En este sentido, el personal del equipo juega un papel muy importante; ya que, si ellos se mantienen alerta y estn adiestrados en el funcionamiento y operacin de los componentes superficiales, as como de los indicadores de la presencia de un brote, no dudarn en tomar las acciones adecuadas para aplicar los procedimientos y mantener el pozo bajo control. El arreglo de preventores de superficie lo forman varios componentes. Entre ellos estn los preventores anulares (esfricos), los preventores de arietes (rams) en sus diversas formas, los carretes de control, y dems componentes. Como norma, todos los preventores de arietes (rams) deben tener extensin y maneral para asegurar mecnicamente su cierre efectivo. Es adecuado disponer de candados operados hidrulicamente, como en el caso de los preventores submarinos, y operar ambos tipos de candados cada vez que se realicen las pruebas de operacin del conjunto de preventores. En la siguiente tabla, se muestran los arreglos de preventores de acuerdo al API.

La clasificacin del API para los arreglos tpicos de los preventores de reventones, est basada en las presiones de trabajo, mostrndose en las figuras que se muestran ms adelante, para las clases API 2M, 3M, 5M, 10M y 15M. Algunos arreglos diferentes a los mostrados, podrn ser adecuados en el cumplimiento de los requerimientos de las condiciones del pozo, y en aras de promover la seguridad y la eficiencia. Para la fcil identificacin de los componentes, se utiliza un cdigo que se describe a continuacin. Cdigo para los componentes. A = Preventor de reventones, tipo anular (esfrico). G = Cabeza rotatoria. R = Preventor de reventones de arietes sencillo, con un juego de arietes para tubera, ciegos, variables o de corte-ciego, segn la preferencia del operador. Rd = Preventor de reventones de arietes dobles, colocados segn la preferencia del operador. Rt = Preventor de reventones de ariete triple, con tres juegos de arietes, colocados segn la preferencia del operador. S = Carrete de perforacin o de control, con conexiones de salida lateral para las lneas de estrangulacin de matar. M = Presin de trabajo, 1000. (Actualmente se usa la letra K con el mismo significado). Los componentes se enlistan desde abajo hacia arriba, a partir del fondo del arreglo de preventores, ejemplos: 1.- Arreglo-5M-13 5/8"-SRRA Que significa: Presin de trabajo del arreglo de preventores -. Dimetro de paso - 13 5/8". Arreglo: Carrete de control, dos preventores de arietes sencillos y un preventor esfrico. 2.- Arreglo-10 K 13 5/8 RSRA Que significa: Presin de trabajo del arreglo de preventores -10000 . Dimetro de paso - 13 5/8.Arreglo: Un preventor de arietes, un carrete de trabajo, un preventor de arietes y un preventor esfrico. A continuacin se muestran arreglos tpicos de preventores de reventones.

Nota: Probar las CSC de acuerdo con el procedimiento operativo 223-21100-PO-411-093 PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR PRUEBA DE HERMITICIDAD A CABEZAL, CONJUNTO DE PREVENTORES Y ENSAMBLE DE ESTRANGULACIN. Se deber proporcionar el diagrama y certificado de pruebas actualizado. Como parte importante, se debe disponer de un paquete de refacciones en el equipo, sobre todo las partes que sufren mayor desgaste y son de vital importancia. Deben estandarizarse los componentes, con el fin de reducir el paquete de refacciones, el cual consistir de lo siguiente: Una vlvula completa. Conexiones diversas como tees (T), crucetas, anillos, birlos, etc. Un estrangulador ajustable completo, incluyendo refacciones para las partes sometidas a mayor dao. Manmetros, mangueras, tubera flexible, etc. Un juego completo de arietes por cada dimetro de tubera en uso. Un juego de elementos de hule para cada dimetro de tubera en uso. Un juego completo de empaques para bonetes de cada preventor de arietes en uso. Anillos diversos para cada medida de brida instalada. Todo este refaccionamiento se proteger contra la corrosin cubriendo las partes metlicas con grasa y guardando las empaquetaduras de hule en recipientes sellados. Mantenimiento. No se recomienda soldar en los preventores o en el equipo relacionado. La vida til del empaque sello de los preventores anulares se puede mejorar de las siguientes maneras: 1. Cerrando el preventor contra tubera y no en agujero abierto (sin tubera). 2. Usando la presin de cierre recomendada por el fabricante.3. Usando el tipo de elastmero adecuado para el fluido de control en uso y para los fluidos de la formacin anticipados. 4. El uso adecuado de un regulador o acumulador al sacar o meter a presin las juntas de la tubera. El movimiento rpido de una junta a travs del empaque cerrado puede daarlo severamente y causar su falla prematura. En este caso, aplican las prcticas recomendadas por el API para sistemas de equipo para la prevencin de reventones API RP-53-A. Modificaciones al preventor para los ambientes con cido sulfhdrico.En las operaciones de perforacin donde se espere encontrar zonas con gas sulfhdrico, con rangos en que la presin parcial exceda 0.05 lb/pg2 en la fase gaseosa, bajo la mxima presin prevista, deben realizarse modificaciones en los preventores. Las prcticas recomendadas para la seguridad en las operaciones de perforacin en este tipo de ambiente, se podrn encontrar en Especificaciones API RP-49, "Procedimientos recomendados para la perforacin segura en pozos que contienen cido sulfhdrico". Se requieren modificaciones en los equipos, ya que muchos materiales metlicos en ambientes con sulfhdrico (servicio amargo), estn sujetos a hacerse quebradizos, fenmeno que se conoce con el nombre de: Agrietamiento por el Esfuerzo Sulfrico (AES). Dicha falla espontnea depende de las propiedades metalrgicas del material, el esfuerzo o carga total (ya sea interno o aplicado), y el ambiente corrosivo. En la norma NACE MR-0175 aparece una relacin de materiales metlicos resistentes al agrietamiento por esfuerzo del sulfhdrico en el campo petrolero. El fabricante debe proporcionar una relacin de las partes especficas que deben de cambiarse en los preventores anulares y de arietes, para el servicio en un ambiente con sulfhdrico. Como gua, todos los materiales metlicos que pudieran ser expuestos al sulfhdrico bajo las condiciones de operacin, deben tener una alta resistencia al agrietamiento por el mismo. La mxima dureza aceptable de los cuerpos de todos los preventores y vlvulas deber cumplir la norma NACE mencionada anteriormente.Los elastmeros tambin estn sujetos al ataque por sulfhdrico. Los elastmeros de nitrilo que cumplan otros requerimientos de trabajo son aptos para servicio amargo hasta una temperatura entre 65.5 y 93.3 C (150-200 F), pero se disminuye rpidamente su vida til. Si se esperan temperaturas mayores a 93.3 C, en la lnea de flujo, se debe consultar al fabricante del equipo. Los elastmeros deben ser cambiados lo ms pronto posible despus de su exposicin al sulfhdrico bajo presin. Inspeccin fsica del conjunto de preventores Antes de proceder a la instalacin de un conjunto de preventores o despus de cada etapa de perforacin, deber verificarse en el pozo lo siguiente: Inspeccione visualmente el cuerpo de cada preventor, principalmente las cavidades donde se alojan los arietes, el estado que guardan las pistas y los conductos de las salidas laterales, con objeto de verificar que no estn daados o desgastados. Inspeccione el tipo y las condiciones que guardan cada uno de los anillos a instalar. En tablas se detallan las especificaciones de estos anillos. Revise que todos los birlos o esprragos y tuercas sean de la medida y tipo apropiado, que no estn daados u oxidados, que cumplan con las especificaciones API para el rango de la presin de trabajo, temperatura y resistencia al cido sulfhdrico (H2S) si se requiere. Inspeccione el buen estado del elemento sellante frontal de cada ariete, as como el del preventor anular. Verifique la posicin en la instalacin de cada preventor, as como la correcta conexin de las lneas de apertura y cierre. Las operaciones no deben iniciarse hasta que el sistema de control superficial est debidamente instalado y probado, en lo que respecta a su operacin y presin de trabajo.