Equipo de prevención de reventones API STD 53 2018

LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google API STD 53 2018 5ta edición Equipo de prevención de reventones Sistemas para Perforación de Pozos Cálculo Integral (Universidad Nacional de Colombia) Studocu no está patrocinado ni avalado por ningún colegio o universidad. Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,, ` `,,`,,` Machine Translated by Google Sistemas de equipos de control de pozos para Pozos de perforación ESTÁNDAR API 53 QUINTA EDICIÓN, DICIEMBRE 2018 Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google Notas especiales Las publicaciones API abordan necesariamente problemas de carácter general. Con respecto a circunstancias particulares, se deben revisar las leyes y regulaciones locales, estatales y federales. Ni API ni ninguno de sus empleados, subcontratistas, consultores, comités u otros cesionarios ofrecen ninguna garantía o representación, ya sea expresa o implícita, con respecto a la exactitud, integridad o utilidad de la información contenida en este documento, ni asumen ninguna responsabilidad. para cualquier uso, o los resultados de dicho uso, de cualquier información o proceso divulgado en esta publicación. Ni API ni ninguno de sus empleados, subcontratistas, consultores u otros cesionarios declaran que el uso de esta publicación no infringe derechos de propiedad privada. Las publicaciones API pueden ser utilizadas por cualquier persona que desee hacerlo. El Instituto ha hecho todos los esfuerzos posibles para garantizar la exactitud y confiabilidad de los datos contenidos en ellos; sin embargo, el Instituto no hace ninguna representación ni garantía en relación con esta publicación y por la presente renuncia expresamente a cualquier responsabilidad por pérdidas o daños resultantes de su uso o por la violación de cualquier autoridad que tenga jurisdicción con la que esta publicación pueda entrar en conflicto. Las publicaciones API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de prácticas operativas y de ingeniería sólidas y probadas. Estas publicaciones no pretenden obviar la necesidad de aplicar un buen criterio de ingeniería con respecto a cuándo y dónde deben utilizarse estas publicaciones. La formulación y publicación de publicaciones API no pretende de ninguna manera inhibir a nadie de utilizar otras prácticas. Cualquier fabricante que marque equipos o materiales de conformidad con los requisitos de marcado de una norma API es el único responsable de cumplir con todos los requisitos aplicables de esa norma. API no declara ni garantiza que dichos productos de hecho cumplan con el estándar API aplicable. Las áreas clasificadas pueden variar según la ubicación, las condiciones, el equipo y las sustancias involucradas en una situación determinada. Los usuarios de esta Norma deben consultar con las autoridades competentes que tengan jurisdicción. Los usuarios de esta Norma no deben confiar exclusivamente en la información contenida en este documento. Se debe utilizar un buen criterio comercial, científico, de ingeniería y de seguridad al utilizar la información contenida en este documento. Reservados todos los derechos. Ninguna parte de este trabajo puede reproducirse, traducirse, almacenarse en un sistema de recuperación ni transmitirse por ningún medio, ya sea electrónico, mecánico, fotocopia, grabación o de otro tipo, sin el permiso previo por escrito del editor. Comuníquese con el editor, API Publishing Services, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Copyright © 2018 Instituto Americano del Petróleo Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google Prefacio Nada de lo contenido en ninguna publicación de API debe interpretarse como que otorga ningún derecho, por implicación o de otro modo, para la fabricación, venta o uso de cualquier método, aparato o producto cubierto por cartas de patente. Tampoco debe interpretarse nada de lo contenido en la publicación como un seguro para nadie contra la responsabilidad por infracción de las letras de patente. Las formas verbales utilizadas para expresar lo dispuesto en esta especificación son las siguientes: — el término “deberá” denota un requisito mínimo para cumplir con la norma; — el término “debería” denota una recomendación o algo que se aconseja pero no se requiere para cumplir con el estándar; — el término “podrá” denota un curso de acción permitido dentro de los límites de una norma; — el término “poder” se utiliza para expresar posibilidad o capacidad. Este documento fue elaborado según los procedimientos de estandarización de API que garantizan la notificación y participación adecuadas en el proceso de desarrollo y está designado como estándar de API. Las preguntas relacionadas con la interpretación del contenido de esta publicación o los comentarios y preguntas relacionados con los procedimientos bajo los cuales se desarrolló esta publicación deben dirigirse por escrito al Director de Estándares, American Petroleum Institute, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Solicitudes para obtener permiso para reproducir o traducir todo o parte del material aquí publicado también debe dirigirse al director. Generalmente, los estándares API se revisan, reafirman o retiran al menos cada cinco años. Se podrá añadir a este ciclo de revisión una prórroga única de hasta dos años. El estado de la publicación se puede verificar en el Departamento de Estándares API, teléfono (202) 6828000. API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005, publica anualmente un catálogo de publicaciones y materiales de API. Se invita a realizar revisiones sugeridas que deben enviarse al Departamento de Estándares, API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005, Standards@api.org. III Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,``, ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google Contenido Página 1 Alcance . . . .. ....... ....... .. ....... .. ....... .. ....... ....... .. ......... .. ..... .. ......1 2 Referencias normativas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ................. ...........1 .. ..... .. ....... .. ..... .. .. ..... .. ......... ......2 3 Términos, definiciones y abreviaturas. . . .. ....... .. ....... .. ....... ....... .. ....... .. .. ....... ......2 3.1 Términos y definiciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 3.2 Abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 4 Requisitos generales del equipo de control de pozos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 4.1 Equipo BOP. . . . . . 4.2 Equipos de estrangulamiento y eliminación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 4.3 Sistemas de Control BOP (Terrestre, Superficial, Marino, Submarino). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 4.4 Equipo auxiliar. . 4.5 Componentes de sellado de presión del sistema. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 4.6 Preventores de BOP para el servicio H2S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 4.7 Dispositivos de medición de presión. . . 5 Sistemas BOP de Superficie (Tierra y Superficial Offshore). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 5.2 Instalaciones de colectores de estrangulación, líneas de estrangulación y líneas de extinción en BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 5.3 Pruebas de sistemas BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 5.4 Inspección y mantenimientoSistemas BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 5.1 Pilas de BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 6.2 Colectores de estrangulamiento, líneas de estrangulamiento y líneas de extinción: instalaciones de BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 6.3 Sistemas de Control BOP (Submarino). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 6.4 Pruebas de sistemas BOP submarinos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 6.5 Inspección y mantenimiento: sistemas BOP submarinos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 6 Sistemas BOP submarinos. . . 6.1 Pilas BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 Anexo A (normativo) Precarga del acumulador. . . Anexo B (informativo) Ejemplos de hojas de trabajo y cálculos. . . . Anexo C (normativo) Pruebas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 Anexo D (normativo) Informe de fallas. . Bibliografía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 Cifras 1 Ejemplo de BOP terrestre y de superficie costa afuera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 2 Ejemplo de línea de estrangulamiento y colector de estrangulamiento RWP 2K y 3K para tierra y superficie costa afuera. . . . . . . . . . 28 3 Ejemplo de línea de estrangulación y colector de estrangulación 5K RWP para tierra Ejemplo de línea de estrangulamiento de 5K y colector de estrangulamiento para superficie costa afuera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 4 Ejemplo de línea de estrangulamiento y colector de estrangulamiento 10K RWP o mayor para tierra Ejemplo 10K RWP o línea de estrangulamiento mayor y colector de estrangulamiento para superficie costa afuera. . . . . . . . . . . . . 29 5 Ejemplo de línea de eliminación 2K RWP para tierra y superficie costa afuera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 6 Ejemplo de línea de eliminación de RWP de 3K o mayor para tierra y superficie costa afuera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 7 Ejemplo de línea de eliminación de RWP de 3K o mayor para tierra y superficie costa afuera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 8 Ejemplo de BOP submarino. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .40 ......... 9 Ejemplo de colector de estrangulamiento submarino. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 B.1 Ejemplo de hoja de trabajo de prueba de función de BOP para tierra y superficie costa afuera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 B.2 Ejemplo de hoja de trabajo de prueba de reducción de BOP para tierra y superficie costa afuera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. v Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google Contenido Página B.3 Ejemplo de hoja de trabajo de prueba de función BOP para submarinos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 B.4 Ejemplo de hoja de trabajo de prueba de función BOP para submarinos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 Tablas 1 Designaciones de presión del BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 2 Designaciones de presión del BOP submarino. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 B.1 Ejemplo de cálculos de MEWSP de superficie dados datos específicos del pozo y del equipo. . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 B.2 Ejemplo de cálculos de MEWSP submarinos dados datos específicos del pozo y del equipo. . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 C.1 Prueba de funcionamiento inicial, pilas de BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 C.2 Pruebas posteriores de funcionamiento operativo, pilas de BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 C.3 Pruebas de función programadas, pilas de BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 C.4 Prueba de presión inicial, pilas de BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 C.5 Pruebas de presión operativa posteriores, pilas de BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 C.6 Prueba de presión de la cámara operativa, pilas de BOP de superficie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 C.7 Pruebas de funciones previas al despliegue, pilas de BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 C.8 Pruebas de funcionamiento inicial, pilas de BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 C.9 Pruebas de función operativa posteriores, pilas de BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 C.10 Pruebas de función programadas, pilas de BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 C.11 Pruebas de presión previas al despliegue, pilas de BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 C.12 Prueba de presión inicial, pilas BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 C.13 Pruebas de presión operativa posteriores, pilas de BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 C.14 Pruebas de presión de la cámara operativa, pilas BOP submarinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. vi Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google Introducción Esta norma representa una combinación de las prácticas empleadas por varias compañías operadoras y de perforación en las operaciones de perforación. Esta norma está bajo la jurisdicción del Comité API sobre estandarización de equipos y materiales para yacimientos petrolíferos. El objetivo de esta norma y las recomendaciones que contiene es ayudar a la industria del petróleo y el gas a promover la seguridad del personal, la seguridad pública, la integridad del equipo de perforación y la preservación del medio ambiente para las operaciones de perforación terrestres y marinas. En el contexto de los sistemas de prevención de reventones, este objetivo se logra mejor mediante una combinación de confiabilidad del equipo y gestión de riesgos. Esta norma se publica para facilitar la amplia disponibilidad de prácticas operativas y de ingeniería sólidas y probadas que cumplan con el objetivo establecido a través de prácticas que mejoren la confiabilidad y reduzcan el riesgo a niveles aceptables. Esta norma no presenta todas las prácticas operativas que se pueden emplear para instalar y operar con éxito sistemas de prevención de explosiones en operaciones de perforación, terminaciones y pruebas de pozos. Las prácticas establecidas en este documento se consideran aceptables para realizar el trabajo como se describe; sin embargo, se pueden utilizar instalaciones y prácticas alternativas equivalentes para lograr los mismos objetivos. Se advierte a las personas y organizaciones que utilizan este estándar que las operaciones deben cumplir con los requisitos de las regulaciones federales, estatales o locales. Estos requisitos deben revisarse para determinar si pueden ocurrir violaciones. La primera edición de API 53, publicada en febrero de 1976, reemplazó al Boletín API D13, Instalación y uso de pilas de prevención de reventones y equipos accesorios, febrero de 1966. La segunda edición de API 53 se publicó en mayo de 1984, la tercera edición de API 53 fue publicado en marzo de 1997 y la cuarta edición de API 53 se publicó en noviembre de 2012. Esta edición reemplaza todas las ediciones anteriores de esta norma. Las operaciones de perforación se llevan a cabo teniendo plenamente en cuenta la seguridad del personal, la seguridad pública y la preservación del medio ambiente en condiciones tan diversas como sitios metropolitanos, áreas silvestres, plataformas oceánicas, sitios de aguas profundas, desiertos áridos, refugios de vida silvestre y bancos de hielo árticos. La información presentada en esta norma se basa en esta extensa y amplia experiencia en la industria. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,``` ` `,,`,,`,`,, Machine Translated by Google Sistemas de equipos de control de pozos para perforación de pozos 1 Alcance El propósito de esta norma es proporcionar requisitos para la instalación y prueba de sistemas de equipos de prevención de explosiones en plataformas de perforación terrestres y marinas (barcazas, plataformas, con soporte inferior y flotantes). Los sistemas de equipos de control de pozos están diseñados con componentes que brindan control de la presión del pozo para respaldar las operaciones del pozo. Los siguientes componentes se pueden utilizar para operar en diferentes condiciones de plataforma y pozo: ― BOP (prevención de reventones); Líneas de estrangulamiento y muerte; ― Colectores de estrangulamiento; Sistemas de control; Equipo auxiliar. Las funciones principales de estos sistemas son confinar los fluidos del pozo al pozo, proporcionar medios para agregar fluido al pozo y permitir que se retiren volúmenes controlados del pozo. En esta norma no se abordan los desviadores, los dispositivos de cierre y los sistemas de cabezal giratorio (dispositivos de control giratorios) (consulte API 64 y API 16RCD, respectivamente); su propósito principal es desviar o dirigir el flujo de manera segura en lugar de confinar los fluidos al pozo. Los procedimientos y técnicas para el control de pozos no están incluidos en esta norma porque están más allá del alcance de los sistemas de equipos aquí contenidos. Esta norma contiene una sección relacionada con las instalaciones BOP de superficie seguida de una sección relacionada con las instalaciones submarinas. Instalaciones BOP. En la medida en que este documento recomienda arreglos de equipos específicos, se reconoce que otros arreglos pueden ser igualmente efectivos para abordar los requisitos de los pozos y lograr seguridad y eficiencia operativa. 2 Referencia Normativa Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento. Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para referencias sin fecha, se aplica la última edición del documento al que se hace referencia (incluido cualquier apéndice/errata). Especificación API 6A, Especificación para equipos de boca de pozo y árbol Especificación API 16A, Especificación para equipos de perforación Estándar API 16AR, Estándar para reparación y remanufactura de equipos de perforación Especificación API 16C, Equipos de estrangulación y eliminación Especificación API 16D, Especificación para sistemas de control para equipos de control de pozos de perforación y sistemas de control para equipos desviadores 1 Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,``,````` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google 2 ESTÁNDAR API 53 Práctica recomendada API 17H, Herramientas e interfaces operadas remotamente en sistemas de producción submarinos Práctica recomendada API 500, Práctica recomendada para la clasificación de ubicaciones para instalaciones eléctricas en instalaciones petroleras clasificadas como Clase I, División 1 y División 2 Práctica recomendada API 505, Práctica recomendada para la clasificación de ubicaciones para instalaciones eléctricas en instalaciones petroleras clasificadas como Clase I, Zona 0, Zona 1 y Zona 2 ASME B1.20.1, Roscas para tuberías, Propósito general (pulgadas) ASME B31.3, Tuberías de proceso Código ASME para calderas y recipientes a presión (BPVC), Sección IX: Calificaciones para soldadura fuerte y soldadura fuerte NACE MR 0175/ISO 15156 2 3, (todas las partes) Industrias del petróleo y del gas natural: materiales para uso en entornos que contienen H2S en la producción de petróleo y gas 3 términos, definiciones y abreviaturas 3.1 Términos y definiciones Para los propósitos de esta norma, se aplican los siguientes términos y definiciones. acumulador Recipiente a presión cargado con gas inerte y utilizado para almacenar fluido hidráulico bajo presión. sistema de control acústico Sistema de control submarino que utiliza señales acústicas codificadas para comunicaciones y normalmente se utiliza como sistema de control secundario que controla funciones seleccionadas. carrete adaptador Carrete utilizado para conectar equipos de perforación con diferentes conexiones finales, designaciones de tamaño nominal y/o clasificaciones de presión entre sí. preventor de explosión anular BOP anular Preventor de explosiones que utiliza un elemento de sellado elastomérico con forma para sellar el espacio entre el tubular y el pozo o un agujero abierto. sistema de corte automático Sistema diseñado para cerrar automáticamente el pozo en caso de una desconexión del LMRP. pezón de campana Pieza de tubería, con un diámetro interior igual o mayor que el orificio del BOP, que está conectada a la parte superior del BOP o tubo ascendente marino con una salida lateral para dirigir el retorno del fluido de perforación al pozo de zaranda de esquisto. NOTA Esta tubería suele tener una segunda salida lateral para la conexión de la línea de llenado. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 3 línea de sangrado Línea de flujo en el colector del estrangulador que evita los estranguladores. NOTA 1 Esta línea permite la circulación del pozo con los preventores cerrados manteniendo una contrapresión mínima. NOTA 2 Esta línea también permite la purga de alto volumen de fluidos del pozo para aliviar la presión del casing con los preventores cerrados. NOTA 3 Las líneas de sangrado pueden denominarse líneas de pánico. carnero ciego Componente de cierre y sellado en un BOP de ariete que sella el pozo abierto. ariete de corte ciego BSR Componente de cierre y sellado en un ariete BOP que primero corta ciertos tubulares en el pozo y luego sella el orificio o actúa como un ariete ciego si no hay ningún tubular en el pozo. Reventar Flujo incontrolado de fluidos de pozo y/o fluidos de formación desde el pozo hacia la superficie o hacia zonas subterráneas de menor presión (explosión subterránea). preventor de reventones GOLPEAR Ariete de sellado o dispositivo de tipo anular, que está dentro del alcance de API 16A, instalado en la boca del pozo o conjuntos de boca de pozo para contener los fluidos del pozo, ya sea en el espacio anular entre la carcasa y los tubulares o en un pozo abierto durante la perforación, terminación y operaciones de prueba. NOTA Los BOP no son válvulas de compuerta, paquetes de control de intervención/reparación, dispositivos de cierre submarino, componentes de control de pozos API 16ST, paquetes de control de intervención, desviadores, cabezales giratorios, dispositivos de control giratorios, dispositivos de circulación giratorios, pilas de taponado, paquetes de desconexión o desaireación, o arietes sin sellado. Sistema de control BOP (unidad de cierre) Equipo dentro del alcance de API 16D utilizado para operar la pila BOP. Equipo BOP Equipos dentro del alcance de API 16A. pila de balanza de pagos Equipo dentro del alcance de API 16A y API 16C que está conectado a la parte superior de la boca del pozo. sistema de balanza de pagos Pila BOP que incluye el sistema de controles BOP. cámara tampón Cámara instalada aguas abajo de los estranguladores para permitir la unión de las líneas de purga. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 4 ESTÁNDAR API 53 ariete de corte de carcasa RSE Componente de cierre en un BOP de ariete que es capaz de cizallar o cortar determinados tubulares. NOTA Los CSR no están obligados a sellar. ahogo Dispositivo con apertura fija o variable que se utiliza para controlar el caudal de líquidos y/o gases. equipo para estrangular y matar Equipo dentro del alcance de API 16C instalado en la pila BOP, el colector de estrangulamiento y entre el BOP y el colector de estrangulamiento. válvula de línea de estrangulamiento válvula de línea de matar Válvula(s) conectada(s) a la pila BOP y parte de ella que controlan el flujo hacia el colector de estrangulación y eliminación. línea de estrangulamiento línea de muerte Línea(s) de alta presión que permiten bombear o extraer fluido del pozo con los BOP cerrados. colector de estrangulamiento Montaje de válvulas, estranguladores, manómetros y líneas utilizadas para controlar el caudal y la presión del pozo cuando los BOP están cerrados. conexión del cubo de la abrazadera Dispositivo de sellado a presión utilizado para unir dos elementos sin utilizar uniones de brida atornilladas convencionales. NOTA Los dos elementos a sellar están preparados con cubos de abrazadera. Estos bujes se mantienen unidos mediante una abrazadera que contiene cuatro pernos. relación de cierre Área del pistón de operación expuesta a la presión de operación de cierre, dividida por el área de la sección transversal del eje del pistón expuesta a la presión del pozo. Persona competente Persona con características o habilidades adquiridas a través de capacitación, experiencia o ambas, medidas en comparación con los requisitos establecidos por el fabricante o propietario del equipo. fluido de control Aceite hidráulico, fluido a base de agua o gas que, bajo presión, controla el funcionamiento de válvulas de control o opera funciones directamente. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 5 módulo de control Conjunto de válvulas y reguladores (ya sea de operación hidráulica o eléctrica) que, cuando se activan, dirigirán el fluido hidráulico a través de aberturas especiales para operar el equipo BOP. estación/panel de control estación/panel de control remoto Panel que contiene una variedad de interruptores, pulsadores, luces, válvulas, interfaces gráficas de usuario, manómetros y/o medidores utilizados para controlar o monitorear funciones, presiones y alarmas. NOTA Puede haber una estación de control para un sistema hidráulico discreto en la HPU. sistema de hombre muerto Sistema diseñado para cerrar automáticamente el pozo en caso de ausencia simultánea de suministro hidráulico y control de ambas cápsulas de control submarinas. sistema de acumulador dedicado Acumuladores utilizados exclusivamente para un propósito específico que son alimentados por el sistema de acumulador principal o un sistema de bomba dedicado, pero que no se ven afectados (por ejemplo, por el uso de válvulas de retención) si el suministro principal se agota o se pierde. subestructura de piso de perforación Estructura(s) de cimientos sobre las cuales se apoya la torre de perforación, la mesa giratoria, el malacate y/u otros equipos de perforación. válvula de seguridad para tubería de perforación Válvula de apertura total ubicada en el piso de la plataforma con roscas para coincidir con las conexiones de la tubería de perforación u otros tubulares en uso. NOTA Esta válvula se usa para cerrar la tubería de perforación para evitar el flujo y puede cruzarse para adaptarse a otras conexiones y tamaños de tubulares que se instalen en el pozo. carrete de perforación ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` Componente que contiene presión que tiene conexiones finales y salidas que se utiliza debajo o entre equipos de perforación. secuencia de desconexión de emergencia EDS Secuencia programada de eventos que opera las funciones para dejar la pila y los controles en el estado deseado y desconectar el LMRP de la pila inferior. fabricante de equipos fabricante de equipos originales OEM fabricante de equipos actuales CEM Propietario del diseño del equipo ensamblado rastreable, unidad de equipo individual o componente. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 6 ESTÁNDAR API 53 NOTA Si cualquier persona que no sea el OEM realiza modificaciones al diseño original y/o al equipo o componente ensamblado, entonces el conjunto, pieza o componente no se considera un producto OEM. La parte que realiza estas modificaciones se designa entonces como CEM. propietario del equipo Comprador o arrendatario del equipo a instalar en boca de pozo. NOTA En la mayoría de los casos, este es el contratista de perforación. usuario del equipo Empresa propietaria del pozo, boca de pozo o conjuntos de boca de pozo en los que se instalará el equipo. NOTA Esta entidad también puede ser el propietario del equipo en los casos en que el equipo se alquila a un tercero proveedor, en parte o en su totalidad, dependiendo del nivel de equipo suministrado. línea de llenado Línea generalmente conectada a la carcasa del desviador, o boquilla de campana, encima de los BOP para facilitar la adición de fluido de perforación al pozo a presión atmosférica. rótula flexible/rótula Dispositivo(s) instalado(s) entre la parte inferior del desviador y encima del LMRP para permitir el movimiento angular relativo del tubo ascendente y reducir las tensiones debidas al movimiento de la embarcación y las fuerzas ambientales. línea de flujo Tubería que sale de la boquilla de campana y conduce el fluido de perforación y los recortes hacia el agitador de esquisto y los pozos de fluido de perforación. válvula de paso total Válvula con área de flujo sin obstrucciones dimensionalmente igual o mayor que la designación de tamaño nominal. prueba de funcionamiento Operación de un equipo o sistema para verificar su funcionamiento previsto. válvula de compuerta Válvula que emplea una compuerta corrediza para abrir o cerrar el paso de flujo. NOTA La válvula puede o no estar completamente abierta. colgar Acción mediante la cual el peso de esa porción de la sarta de perforación debajo de un ariete BOP se soporta mediante una junta de herramienta que descansa sobre el ariete de tubería cerrado o mediante el uso de una herramienta colgante especial que aterriza en la cabeza del pozo. alta presión, alta temperatura Condiciones del pozo con una presión potencial superior a 15.000 psi (103,42 MPa) en la boca del pozo o con una temperatura de flujo potencial superior a 350 °F (177 °C) en la boca del pozo. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,, ` `,,`,,`, Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 7 prueba de cámara hidráulica Aplicación de una prueba de presión a cualquier cámara de operación hidráulica para verificar su integridad. sulfuro de hidrógeno H2S Gas altamente tóxico, inflamable y corrosivo que a veces se encuentra en formaciones que contienen hidrocarburos. cabeza hidrostática Presión que se ejerce en cualquier punto del pozo debido al peso de la columna de fluido sobre ese punto. presión de prueba inicial PTI Designación de presión API que es igual o superior al programa MASP del pozo para un sistema BOP terrestre o marino de superficie. NOTA Consulte la Tabla 1 para conocer las designaciones de presión API. preventor de reventones interior IBOP Dispositivo que se puede instalar en la sarta de perforación y que actúa como válvula de retención, permitiendo que el fluido de perforación circule por la sarta pero evitando el reflujo. prueba de inspección Examen o procedimiento que determine la existencia de fallas que puedan influir en el desempeño del equipo. válvula kelly Válvula instalada inmediatamente encima y debajo del Kelly que se puede cerrar para confinar las presiones dentro de la sarta de perforación. patada Ingreso involuntario de líquidos o gases de formación al pozo. NOTA Sin medidas correctivas, esta condición puede provocar una explosión. mantenimiento Desmontaje, inspección, reensamblaje, reemplazo de componentes y/o pruebas de equipos realizados de acuerdo con el programa de mantenimiento del propietario del equipo y las pautas del fabricante. NOTA Esto puede incluir, entre otros: inspecciones, limpieza, pulido, pruebas de funcionamiento, pruebas de presión, NDE y cambio de aquellas piezas definidas en el sistema de mantenimiento que se cambiarán periódicamente o en función de su condición. panel de mantenimiento Panel de control instalado para proporcionar control del BOP con fines de mantenimiento y prueba. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,, ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google 8 ESTÁNDAR API 53 sistema de mantenimiento Sistema que se utiliza para programar y documentar actividades de mantenimiento preventivo/planificado y documentar el mantenimiento correctivo asociado con el equipo de perforación. presión superficial máxima prevista MASP La presión superficial más alta que se prevé que se encontrará mientras se instala el equipo de control del pozo. NOTA MASP se puede calcular para cada sección del pozo durante la construcción del pozo. presión máxima prevista en boca de pozo MAWHP La presión submarina más alta prevista en la boca del pozo se encontrará mientras se instala el equipo de control del pozo. NOTA MAWHP se puede calcular para cada sección del pozo durante la construcción del pozo. presión de corte máxima esperada en el pozo MEWSP Presión de operación esperada para una sección de pozo determinada, un requisito de presión de corte específico, diseño de pistón de operación específico y especificación del material para cortar la tubería o tubería de perforación en el MASP (superficie), MAWHP (submarino) u otro valor limitante de presión. presión mínima de funcionamiento FREGAR Diferencial de presión mínimo requerido para que un dispositivo realice con éxito su función prevista en un entorno particular (es decir, bien específico). Presión mínima del operador para sello de baja presión. MOPFLPS Presión del operador del BOP requerida para afectar el sello del pozo de baja presión cuando se cierra contra una presión inicial cero del pozo. sistema de mezcla Sistema que mezcla una cantidad medida de lubricante soluble en agua y, opcionalmente, anticongelante o agentes acondicionadores. en el agua de alimentación y la entrega a un tanque o depósito de almacenamiento. separador de lodo/gas Recipiente utilizado para eliminar el gas arrastrado en el fluido de perforación. sistema de control multiplex MUX Sistema que utiliza conductores eléctricos u ópticos de modo que en cada conductor, múltiples funciones distintas se operan de forma independiente mediante comandos codificados serializados dedicados. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 9 ariete de tubería Componente de cierre y sellado en un BOP de ariete que sella alrededor del diámetro exterior de un tubular en el pozo. indicador de volumen del pozo Dispositivo instalado en el tanque de fluido de perforación para registrar el nivel de fluido en el tanque. totalizador de volumen de pozo ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` Dispositivo que combina todos los indicadores de volumen de tajo individuales y registra el volumen total de fluido de perforación en los distintos tanques. presión de prueba previa al despliegue PDTP Una designación de presión API por encima del programa de pozo MAWHP para un sistema BOP submarino, que no debe exceder la presión de trabajo nominal (RWP) del equipo que se está probando. NOTA Consulte la Tabla 2 para conocer las designaciones de presión API. Pieza que contiene presión cuyo fracaso en funcionar según lo previsto resulta en una liberación de fluido del pozo al medio ambiente. control de presión Parte destinada a controlar o regular el movimiento de los fluidos del pozo. test de presión Aplicación periódica de presión a una pieza de equipo o sistema para verificar la capacidad de contención de presión del equipo o sistema. presión de trabajo nominal RWP Presión interna máxima que el equipo está diseñado para contener o controlar. reparar Reemplazo de piezas o corrección de componentes dañados o desgastados que no incluya mecanizado, soldadura, tratamiento térmico u otra operación de fabricación. remanufacturar Actividad que involucra el desmontaje, reensamblaje y prueba de equipos donde se emplean mecanizado, soldadura, tratamiento térmico u otras operaciones de fabricación. relación de corte SR Área del pistón de operación expuesta a la presión de operación de cierre durante las operaciones de corte dividida por el área de la sección transversal del eje del pistón expuesta a la presión del pozo (generalmente el valor más alto de las relaciones de cierre proporcionadas por el fabricante). NOTA El SR depende del tamaño del pistón y/o de la adición de refuerzo. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) Machine Translated by Google 10 ESTÁNDAR API 53 carrete espaciador Carrete utilizado para proporcionar separación entre dos componentes con conexiones finales del mismo tamaño. estable Estado en el que la tasa de cambio de presión ha disminuido dentro de los criterios de aceptación documentados. NOTA Los criterios de aceptación documentados pueden incluir ajustes para diferentes tipos de fluidos, atrapamiento de aire, compresibilidad y efectos de temperatura. presión base superficial Presión mínima de funcionamiento del circuito hidráulico para alimentar la(s) función(es). NOTA 1 Generalmente es una presión regulada de 1500 psig. NOTA 2 Las excepciones son las funciones especiales que tienen un requisito de presión específico, como los arietes de corte utilizados para cortar una tubería o tubería de perforación específica. NOTA 3 Este valor se utiliza en los cálculos del acumulador según se define en API 16D y se hace referencia en el Anexo A. tanque de viaje Tanque calibrado de bajo volumen (100 barriles [15,9 m3] o menos) que puede aislarse del resto del sistema de fluido de perforación de superficie y usarse para monitorear con precisión la cantidad de fluido que entra o sale del pozo. umbilical Haz de mangueras de control o cable eléctrico que va desde el carrete en la superficie hasta el módulo de control submarino en el LMRP. equipo de control de pozos ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` Equipos dentro del alcance de API 16A, API 16C, API 16D y el equipo auxiliar de soporte al que se hace referencia en el alcance de este documento. sello elastomérico humedecido Sello que entra en contacto con fluidos del pozo (por ejemplo, empacadores anulares, sellos de bloque de ariete, sellos de vástago o varilla del operador, asientos de válvula, etc.). Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,``,`` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 3.2 Abreviaturas Para los efectos de esta norma, se aplican las siguientes abreviaturas. ANSI Instituto Americano de Estándares Nacionales GOLPEAR preventor de reventones BSR ariete de corte ciego CEM fabricante de equipos actuales RSE ariete de corte de carcasa EDS secuencia de desconexión de emergencia HPU unidad de poder hidráulico H2S sulfuro de hidrógeno IBOP preventor de reventones interior IDENTIFICACIÓN diámetro interno OIM instalación, operación y mantenimiento PTI presión de prueba inicial LMRP paquete de elevador marino inferior MBR radio mínimo de curvatura mgs separador de lodo/gas MPa megapascal MASP presión superficial máxima prevista MAWHP Presión máxima prevista en boca de pozo (para pozos submarinos) MEWSP presión de corte máxima esperada en el pozo MOC gestión del cambio FREGAR presión mínima de funcionamiento MOPFLPS Presión mínima del operador para sello de baja presión. MUX sistema multiplex MWP presión máxima de trabajo NACE Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión ECM examen no destructivo (ultrasonido, radiográfico, tinte penetrante, emisión acústica, etc.) Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) 11 LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 12 ESTÁNDAR API 53 NIST Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (EE. UU.) OCE otras conexiones finales OEM Fabricante Original de Equipo sobredosis diámetro exterior P&ID Diagrama de instrumentos y tuberias PDTP presión de prueba previa al despliegue PM mantenimiento preventivo PQR registro de calificación del procedimiento RCFA análisis de fallas de causa raíz RWP presión de trabajo nominal PYME experto en la materia COMPENSACIÓN Estándar de Procedimientos Operativos) SR relación de corte SWL carga de trabajo segura VBR ariete de diámetro variable WPS especificación del procedimiento de soldadura 4 Requisitos generales del equipo de control de pozos 4.1 Equipo BOP Especificaciones para equipos BOP 4.1.1.1 El equipo BOP deberá estar de acuerdo con la edición de API 16A o API 6A que estaba vigente en el momento de la fabricación del equipo. 4.1.1.2 Se debe utilizar API 16AR para la remanufactura de equipos BOP. 4.1.1.3 Las modificaciones, alteraciones o ajustes del diseño original o la intención del sistema BOP se documentarán mediante el uso del sistema MOC (gestión de cambios) del propietario del equipo. Clasificaciones de pila de BOP 4.1.2.1 La cantidad de componentes de sellado de contención de presión en el pozo vertical de una pila BOP (número total de preventores anulares y de ariete) se debe utilizar para identificar la clasificación o “clase” del sistema BOP instalado. Por ejemplo, una designación de pila de Clase 6 indica una pila con una combinación de seis preventores de ariete y/o anulares instalados (por ejemplo, dos preventores de ariete anulares y cuatro o uno anular y cinco Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` preventores de ariete). Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 13 4.1.2.2 Después de identificar la clasificación de la pila BOP, la siguiente nomenclatura identifica la cantidad de preventores de tipo anular instalados y designados mediante una designación alfanumérica (por ejemplo, A2 identifica que hay dos preventores anulares instalados). 4.1.2.3 La designación alfanumérica final se asignará a la cantidad de arietes o cavidades de ariete, independientemente de su uso, instalados en la pila del BOP. Los arietes o cavidades de ariete se designarán con una “R” seguida de la cantidad numérica de arietes o cavidades de ariete. (por ejemplo, R4 indica que se instalan cuatro preventores de tipo ariete). NOTA Por ejemplo, una pila BOP Clase 6 instalada con dos preventores de tipo anular y cuatro de tipo ariete se designa como “Clase 6A2R4”. Carretes adaptadores/espaciadores 4.1.3.1 Se pueden usar carretes espaciadores para dejar espacio adicional entre los preventores para facilitar las operaciones de desmontaje, suspensión y/o corte, pero también pueden servir para otros propósitos en una pila. ,```,`````,``,``,,``,`,`,,`,`,,`,`,` 4.1.3.2 Los carretes adaptadores/espaciadores deberán: a) Tener un diámetro de orificio vertical mínimo igual al diámetro interno del equipo de acoplamiento; b) Tener una RWP (presión nominal de trabajo) igual o mayor que la RWP más baja del equipo de acoplamiento; c) No tener penetraciones capaces de exponer el pozo al medio ambiente. Carretes de perforación 4.1.4.1 Las líneas de estrangulamiento y eliminación pueden conectarse a salidas laterales de los BOP o a un carrete de perforación instalado debajo de al menos un BOP capaz de cerrarse en la tubería. NOTA La utilización de las salidas laterales del BOP tipo ariete reduce el número de conexiones de la pila y la altura total de la pila del BOP. Sin embargo, se puede utilizar un carrete de perforación para proporcionar salidas de pila (para localizar una posible erosión en el carrete prescindible) y para deje espacio adicional entre los preventores para facilitar las operaciones de desmontaje, suspensión y/o corte. 4.1.4.2 Los carretes de perforación para pilas BOP deberán cumplir los siguientes requisitos mínimos: a) Para disposiciones con clasificación de presión de 3K y 5K, tenga dos salidas laterales no menores a 2 pulgadas (5,08 cm) nominales. tamaño. b) Para disposiciones con clasificación de presión de 10 K y mayores, tenga dos salidas laterales, una de tamaño nominal de 3 pulg. (7,62 cm) como como mínimo y un tamaño nominal de 2 pulgadas (5,08 cm) como mínimo. c) Tener un diámetro de orificio vertical igual al diámetro interno de los BOP de acoplamiento y al menos igual al orificio máximo del cabezal de pozo o conjunto de cabezal de pozo más superior. d) Tener un RWP igual al RWP del BOP del ariete instalado encima del carrete. 4.1.4.3 Para operaciones de perforación, no se deberán emplear salidas de boca de pozo o de conjunto de boca de pozo para líneas de estrangulamiento o eliminación. 4.2 Equipos de estrangulamiento y eliminación Especificaciones para equipos de estrangulamiento y eliminación 4.2.1.1 El equipo de estrangulamiento y apagado deberá estar de acuerdo con la edición de API 16C que estaba vigente en el momento de la fabricación. Se debe utilizar la última edición para modificaciones, equipos remanufacturados o equipos de reemplazo. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 14 4.2.1.2 ESTÁNDAR API 53 Modificaciones, alteraciones o ajustes del diseño original o la intención del sistema de estrangulamiento y eliminación. deberá documentarse mediante el uso del sistema MOC del propietario del equipo. Ahogar y matar al general 4.2.2.1 Las tuberías de interconexión de estrangulamiento y apagado y las tuberías aguas abajo del colector de estrangulamiento deben estar soportadas de acuerdo con ASME B31.3. ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` 4.2.2.2 Los materiales utilizados en la construcción e instalación deberán ser adecuados para el servicio esperado, de acuerdo con API 16C. 4.2.2.3 El equipo de estrangulamiento y eliminación debe cumplir con los requisitos de clasificación del área en la que está instalado. NOTA Consulte API 500 y API 505 para obtener información sobre la clasificación de áreas. 4.2.2.4 Para sistemas que operan en temperaturas donde puede ocurrir congelación, el colector y la tubería deben ser protegido de la congelación. 4.2.2.5 Si se utiliza un componente para conectar el BOP o la salida del carrete de perforación a las válvulas, el sistema de mantenimiento del propietario del equipo deberá incluir una inspección del componente para detectar erosión al menos cada dos años. 4.2.2.6 Se debe evitar el uso de la salida debajo del BOP del ariete más bajo para tomar retornos. Equipo de colector de estrangulamiento 4.2.3.1 Para pozos con una MASP (presión superficial máxima anticipada) de 3000 psi y mayor, se deben usar conexiones bridadas, soldadas y con cubos (así como OEC [otras conexiones finales]) que cumplan con API 6A y API 16A. empleado en componentes sujetos a presión de pozo. 4.2.3.2 El DI mínimo (diámetro interior) para las líneas aguas abajo de los estranguladores debe ser igual o mayor que el tamaño de conexión nominal de la entrada y salida del estrangulador. 4.2.3.3 Las válvulas del colector de estrangulamiento deberán ser de paso total. 4.2.3.4 Cuando se emplean cámaras de amortiguamiento, se debe disponer de medios para redirigir la ruta del flujo y aislar una falla o mal funcionamiento de la cámara de amortiguamiento. 4.2.3.5 Un conjunto de colector de estrangulamiento deberá incluir dos estranguladores ajustables. 4.2.3.6 Para pozos terrestres con un MASP de 3000 a 10 000 psi, como mínimo, un estrangulador deberá ser operable de forma remota. 4.2.3.7 Para pozos terrestres con un MASP superior a 10,000 psi, como mínimo, dos estranguladores deberán ser operables de forma remota. 4.2.3.8 Para pozos marinos con un MASP de 3000 a 5000 psi, como mínimo, un estrangulador deberá ser operable de forma remota. 4.2.3.9 Para pozos marinos con un MASP superior a 5000 psi, como mínimo, dos estranguladores deberán ser operables de forma remota. 4.2.3.10 Las configuraciones del colector de estrangulamiento deberán permitir el desvío del flujo (en caso de erosionado, obstruido o piezas que funcionan mal) a través de un estrangulador diferente, sin interrumpir el control de flujo. 4.2.3.11 Las clasificaciones de presión de todas las líneas y elementos de sellado aguas arriba de los estranguladores deberán igualar o exceder el MASP para el programa del pozo. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,``` ` `,,`,,`,`,, Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 15 NOTA No es necesario que las clasificaciones de presión para las líneas aguas abajo de la salida del estrangulador ajustable cumplan o excedan el MASP para el programa del pozo. 4.2.3.12 El ID de la línea de purga (si está instalada) deberá ser al menos igual al ID de la línea de estrangulamiento. 4.2.3.13 Se deben instalar manómetros para observar las presiones de la tubería de perforación y del espacio anular en la estación donde se llevan a cabo las operaciones de control del pozo. 4.2.3.14 La estación de control remoto del estrangulador deberá incluir la capacidad de controlar los estranguladores ajustables remotamente y monitorear la presión de la carcasa, la presión del tubo vertical y las carreras de la bomba. 4.2.3.15 El panel de control del estrangulador deberá ser capaz de ajustar de forma independiente cada estrangulador operado a distancia. 4.2.3.16 Los sistemas de energía para válvulas y estranguladores operados remotamente deben dimensionarse para proporcionar la presión y el volumen requeridos para operar la(s) válvula(s) en las condiciones de flujo y RWP. 4.2.3.17 Cualquier válvula o estrangulador operado remotamente deberá estar equipado con una fuente de energía de respaldo de emergencia o control manual. Líneas de asfixia y muerte 4.2.4.1 Las líneas de estrangulamiento y eliminación deben ser lo más rectas posible. 4.2.4.2 Los codos y tes de los bloques deben estar orientados o tener cojines de fluido instalados en la dirección del flujo (o en ambas direcciones si se espera un flujo bidireccional). 4.2.4.3 Si se utilizan codos de tubería con R/d < 10 sin objetivos o cojines de fluido instalados en la dirección esperada flujo (o en ambas direcciones si se espera flujo bidireccional), el sistema de mantenimiento del propietario del equipo deberá incluir una inspección de erosión en las curvas de la tubería al menos cada dos años, donde: R es el radio de curvatura de la tubería medido en la línea central en pulgadas (centímetros); d es el diámetro interior de la tubería en pulgadas (centímetros). NOTA Para curvas de tuberías de radio grande (R/d ≥ 10), es posible que no sean necesarios objetivos o cojines de fluido. 4.2.4.4 Se deben seguir las pautas de MBR (radio de curvatura mínimo) del fabricante de la línea flexible. 4.3 Sistemas de control BOP (terrestres, de superficie, costa afuera, submarinos) Especificaciones para equipos de controles BOP 4.3.1.1 Los sistemas de control BOP deben estar de acuerdo con la edición de API 16D que estaba vigente en el momento de la fabricación del sistema de control. Los sistemas diseñados antes de la primera edición de API 16D deberán cumplir con los requisitos de la primera edición de API 16D como mínimo. Se debe utilizar la última edición para modificaciones, equipos remanufacturados o equipos de reemplazo. 4.3.1.2 Modificaciones, alteraciones o ajustes del diseño original o intención del sistema de control BOP. deberá documentarse mediante el uso del sistema MOC del propietario del equipo. Controles generales de balanza de pagos 4.3.2.1 El equipo de controles BOP deberá cumplir con los requisitos de clasificación del área para el área en la que está instalado. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google ESTÁNDAR API 53 dieciséis Fluido de control 4.3.3.1 El fluido de control (gases y líquidos) se debe seleccionar y mantener para cumplir con las propiedades mínimas de los fabricantes de equipos BOP y del proveedor de fluidos, y con los requisitos del propietario del equipo. 4.3.3.2 El fluido de control se mantendrá para evitar la congelación cuando sea necesario. Depósito de fluido de control 4.3.4.1 Los depósitos de fluido de control se deben limpiar, eliminar contaminantes y se deben inspeccionar las ventilaciones antes de introducir el fluido según el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. Sistema de mezcla de fluidos de control (si corresponde) 4.3.5.1 Se debe proporcionar una válvula de retención o algún otro medio automatizado para evitar que el fluido de control regrese o fluya hacia el suministro de agua potable. 4.3.5.2 Se debe probar una anulación manual del sistema de mezcla automática para garantizar el funcionamiento adecuado según el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. Sistemas de bombeo 4.3.6.1 Se requerirá un mínimo de dos sistemas de bomba; un sistema de bombeo puede constar de una o más bombas. 4.3.6.2 Los dos sistemas de bombeo requeridos deberán tener fuentes de energía independientes. NOTA Los sistemas de bombas adicionales no requieren fuentes de energía independientes. 4.3.6.3 Estos sistemas de bombas se conectarán de manera que la pérdida de cualquier fuente de energía no afecte el funcionamiento de todos los sistemas de bombas. 4.3.6.4 Al menos un sistema de bomba deberá estar disponible mientras el BOP esté en funcionamiento. Ubicación de la unidad de control hidráulico 4.3.7.1 La unidad de control hidráulico debería estar fuera de la subestructura del piso de perforación. Sistemas de acumuladores 4.3.8.1 Para la precarga de los acumuladores se utilizará un gas inerte no oxidante, como nitrógeno o helio. 4.3.8.2 No se utilizará aire atmosférico ni oxígeno. 4.3.8.3 El gas utilizado deberá estar de acuerdo con el diseño del acumulador. 4.3.8.4 Los acumuladores submarinos se descargarán bajo el mar antes de recuperar la pila BOP a la superficie o incluirán un dispositivo de alivio ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` para evitar la sobrepresurización del circuito. Sistema acumulador principal 4.3.9.1 El sistema de acumulador principal consta del sistema de acumulador de superficie y cualquier acumulador montado en pila que forme parte del sistema de control principal (no acumuladores dedicados para sistemas de emergencia o secundarios). Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 17 Sistemas de acumuladores dedicados 4.3.10.1 Se deberán mantener los acumuladores dedicados (por ejemplo, válvulas de retención) si el suministro principal se agota o se pierde. Precarga del acumulador 4.3.11.1 La presión de precarga para cada botella del acumulador de superficie se deberá medir y ajustar de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. 4.3.11.2 La presión de precarga en cada botella acumuladora montada en la pila se medirá antes del despliegue de la pila BOP y se ajustará de acuerdo con el método API 16D especificado en la documentación de dimensionamiento del fabricante. 4.3.11.3 Se deberá utilizar, según sea necesario, la presión base de superficie del sistema de control proporcionada por el fabricante, ajustada a la profundidad del agua y a la temperatura de funcionamiento. 4.3.11.4 La documentación de la medición y ajuste de la precarga del acumulador deberá conservarse y recuperarse hasta el final del pozo. 4.3.11.5 Las presiones de precarga calculadas, junto con la documentación que respalde las presiones de precarga no óptimas (si se usan), se deben archivar con el paquete de datos específico del pozo. 4.3.11.6 La presión de precarga no excederá el RWP del acumulador. NOTA La presión de precarga de los acumuladores submarinos puede exceder la presión de la bomba para aplicaciones en aguas profundas, lo que afectará las pruebas en superficie. Requisitos para acumuladores, válvulas y manómetros 4.3.12.1 Ninguna botella acumuladora deberá operarse a una presión mayor que su RWP. 4.3.12.2 Los acumuladores de tipo vejiga y flotador se montarán en posición vertical. 4.3.12.3 Los manómetros de precarga del acumulador deben cumplir con los requisitos de 4.7.1. Válvulas, accesorios, líneas y componentes de interconexión del sistema de control NOTA 1 Esta sección se aplica a líneas de control rígidas o flexibles entre el sistema de control y la(s) pila(s) de BOP o entre conjuntos de sistemas de control (por ejemplo, HPU [unidades de energía hidráulica], patines de acumuladores, etc.). 4.3.13.1 Las válvulas, accesorios y otros componentes de interconexión del sistema de control, como presostatos, transductores, transmisores, etc., deberán tener un RWP al menos igual al RWP de su respectivo circuito. 4.3.13.2 Los componentes de tubería y todas las conexiones de tubería roscadas instaladas en el sistema de control BOP deben cumplir según las especificaciones de diseño y tolerancia especificadas en ASME B1.20.1. 4.3.13.3 Las tuberías, accesorios de tuberías y componentes deberán cumplir con los requisitos de ASME B31.3. 4.3.13.4 La soldadura se realizará de acuerdo con ASME BPVC, Sección IX. 4.3.13.5 Para sistemas BOP que no incluyen un sistema de hombre muerto, líneas de control y conexiones finales entre el sistema de control y las pilas BOP ubicadas en un área Div 1 o Div 2 como se define en API RP 500 o una Zona 1 o Zona 2, según lo definido por API RP 505, deberá cumplir con los requisitos de API 16D, incluidos los requisitos de prueba de fuego. NOTA 2 Para los sistemas BOP que incluyen un sistema de hombre muerto, no se requiere que las líneas de control rígidas o flexibles y las mangueras de suministro de línea caliente entre el sistema de control y el BOP cumplan con los requisitos de prueba de fuego de API 16D. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) Machine Translated by Google 18 ESTÁNDAR API 53 NOTA 3 El uso de mangueras retardantes de fuego puede retrasar o impedir la activación de un sistema de hombre muerto. 4.3.13.6 Las tuberías, mangueras, conexiones, etc. de interconexión del sistema de control deben estar protegidos contra daños durante las operaciones de perforación y el movimiento diario del equipo. 4.3.13.7 Las válvulas de control operadas manualmente deben estar claramente marcadas para indicar qué función(es) opera cada una y la posición de las válvulas (por ejemplo, abierta, cerrada, etc.). Estaciones de control 4.3.14.1 El sistema de control deberá tener la capacidad de controlar todas las funciones de la pila BOP, incluida la regulación de presión y el monitoreo de todas las presiones del sistema desde al menos dos ubicaciones separadas. 4.3.14.2 La ubicación de una estación de control deberá proporcionar fácil acceso para el equipo de perforación. 4.3.14.3 La otra estación de control deberá ubicarse alejada del piso de la plataforma para proporcionar un acceso seguro para operar los BOP durante un evento de control de pozo de emergencia. 4.3.14.4 Los sistemas de control deben identificar claramente cada función y la posición de la función (por ejemplo, abierta, cerrada, etc.). 4.3.14.5 Cuando se instalen, las siguientes funciones deberán protegerse para evitar operaciones involuntarias: a) Se cierran los arietes de corte; b) Los arietes ciegos se cierran; c) Desbloqueo primario y secundario del conector elevador (desbloqueo del conector LMRP [paquete elevador marino inferior]); d) Desbloqueo primario y secundario del conector de boca de pozo; e) Estrangular y apagar los conectores hidráulicos, desbloquearlos o retraer las puñaladas; f) Funciones de retracción o desbloqueo de la vaina; g) Secuencia de desconexión de emergencia. 4.3.14.6 La estación de control deberá estar equipada y mantenida con dispositivos de medición para indicar lo siguiente (donde está instalado el equipo/sistema): a) Presión del acumulador de superficie; b) Presión del colector regulada; c) Presión anular regulada; d) Presión de suministro de aire; e) Readbacks múltiples y anulares; f) Medición de flujo; g) presión del acumulador LMRP; h) Presión del acumulador de pila; i) Presión de suministro de la cápsula; j) Presión de suministro piloto; ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 19 k) Controlar las presiones piloto del regulador de la cápsula; l) Otras presiones de lectura del regulador de la cápsula de control. 4.3.14.7 Se pueden instalar paneles remotos adicionales que no tengan funcionalidad de pila BOP completa. Umbilicales y Carretes 4.3.15.1 Deberá haber dos o más medios de suministro de fluido energético desde la superficie al submarino. ,```,`````,``,``,,``,`,`,,`,`,,`,`,` 4.3.15.2 Los umbilicales, las líneas directas y los cables MUX (sistema múltiplex) deben asegurarse para evitar daños por abrasión y flexión. 4.3.15.3 La funda exterior se deberá inspeccionar visualmente para detectar daños al recuperarla. 4.3.15.4 Las reterminaciones, reparaciones o empalmes se probarán según el RWP del sistema. 4.3.15.5 Las terminaciones finales deberían inspeccionarse en el momento de su recuperación. 4.3.15.6 Se deben utilizar accesorios de aleación resistentes a la corrosión para las terminaciones de los extremos umbilicales. 4.3.15.7 Los conductores eléctricos y el aislamiento eléctrico del cable MUX no se deben utilizar como componentes portantes en el conjunto del cable. 4.3.15.8 Todas las terminaciones de cables eléctricos submarinos deben estar selladas para evitar la migración de agua hacia el cable en caso de falla o fuga del conector y para evitar la migración de agua desde el cable hacia la terminación del conector submarino en caso de intrusión de agua en el cable. 4.3.15.9 Los frenos del carrete y los bloqueos mecánicos se deben activar cuando el umbilical o el cable se ha enrollado hasta la longitud deseada, a menos que se esté utilizando un sistema operativo de tensión constante. 4.3.15.10 Los mecanismos de accionamiento del carrete deben estar equipados con protectores para evitar lesiones accidentales al personal debido a los componentes giratorios. 4.3.15.11 Los controles de carrete deberán estar claramente marcados con qué carrete controlan. 4.3.15.12 Las mangueras y carretes deberían inspeccionarse visualmente diariamente durante la operación para detectar fugas o válvulas defectuosas. mangueras, accesorios o medidores. 4.3.15.13 Las poleas deberían facilitar el desplazamiento y la recuperación a través del estanque lunar y soportar el bucle del estanque lunar que puede desplegarse para compensar el cabeceo del barco. 4.3.15.14 Las poleas deberán mantener un radio mayor o igual al MBR del cable umbilical/manguera/MUX. 4.3.15.15 Las poleas se montarán para permitir la libertad de movimiento en tres ejes y prohibir daños al umbilical en rangos normales de movimiento anticipado. 4.3.15.16 Las clasificaciones de soporte de montaje de la polea deben igualar o exceder la SWL (carga de trabajo segura) de la polea. 4.4 Equipo auxiliar Válvulas Kelly 4.4.1.1 Se requerirá un mínimo de dos válvulas Kelly, siendo la válvula inferior capaz de usarse para operaciones de extracción. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 20 ESTÁNDAR API 53 Válvula de seguridad para tubería de perforación 4.4.2.1 Deberá haber una válvula de seguridad de tubería de perforación disponible (es decir, almacenada en posición abierta con una llave accesible) en el piso de la plataforma. 4.4.2.2 Esta(s) válvula(s) y sub(s) de cruce deberán estar equipados para atornillarse a cualquier miembro de la sarta de perforación en uso. 4.4.2.3 El DE (diámetro exterior) de la válvula de seguridad de la tubería de perforación deberá ser adecuado para entrar en el pozo. Preventor de reventones interior 4.4.3.1 Deberá estar disponible un IBOP (prevención de reventones interior), una válvula de flotador de tubería de perforación o una válvula de retención de inserción para su uso al retirar o introducir la columna de perforación dentro o fuera del pozo. 4.4.3.2 La(s) válvula(s), el(los) conector(es) de cruce o el(los) niple(s) de perfil deben estar equipados para atornillarse a cualquier miembro de la sarta de perforación en uso. Tanque de viaje 4.4.4.1 Se deberá instalar y utilizar un tanque de viaje en todos los pozos. 4.4.4.2 La lectura del volumen del tanque de viaje puede ser visual o remota, preferiblemente ambas. 4.4.4.3 El tamaño y la configuración del tanque deberían ser tales que el dispositivo de lectura pueda detectar fácilmente cambios de volumen de aproximadamente medio barril. Dispositivos de medición y registro del volumen de fosas 4.4.5.1 Se instalarán sistemas de medición del volumen del foso, completos con alarmas sonoras y visuales. 4.4.5.2 Las alarmas audibles y visuales deberán estar activas durante las operaciones del pozo. 4.4.5.3 Se deberá instalar y utilizar un sistema totalizador del volumen del tajo en todos los equipos de perforación. Sensor de caudal 4.4.6.1 Se debe montar un sensor de caudal, completo con alarmas audibles y visuales, en la línea de flujo para detectar tempranamente el ingreso de fluido de formación al pozo o una pérdida de retorno. 4.4.6.2 Las alarmas sonoras y visuales deberán estar activas durante las operaciones del pozo. Separador de lodo/gas 4.4.7.1 Los límites de operación segura se deben determinar con base en los requisitos específicos del pozo y el tamaño del MGS (separador de lodo/gas). NOTA Referencia SPE20430PA, Dimensionamiento y evaluación de separadores de lodo/gas. 4.4.7.2 Los MGS no se utilizarán para operaciones de producción o prueba de pozos. 4.4.7.3 El fluido del pozo enviado al MGS deberá tener un flujo controlado (es decir, ningún flujo incontrolado hacia el MGS, como por ejemplo desde el desviador). 4.4.7.4 El mantenimiento y la inspección del MGS se realizarán de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 21 4.4.7.5 El sistema de mantenimiento del propietario del equipo deberá incluir mediciones anuales del espesor de pared del MGS. 4.4.7.6 El sistema de mantenimiento del propietario del equipo deberá incluir la limpieza de escombros. 4.4.7.7 Las líneas de ventilación se deben inspeccionar de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo para garantizar que estén adecuadamente reforzadas. 4.4.7.8 Se bombeará agua o fluido de perforación a la entrada del MGS para verificar el flujo sin obstrucciones y el funcionamiento adecuado de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. Líneas de antorcha/ventilación 4.4.8.1 Todos los soportes de tuberías de las líneas de antorcha/ventilación deberán cumplir con ASME B31.3. 4.4.8.2 Las líneas de antorcha/ventilación deben ser lo más rectas posible para minimizar la contrapresión. 4.4.8.3 Las líneas de antorcha/ventilación deberán tener disposiciones para la antorcha/ventilación durante las diferentes direcciones del viento. 4.4.8.4 Para operaciones con H2S , el extremo de la(s) línea(s) de antorcha deberá estar equipado con un encendedor operado a distancia para encender el gas. Equipo de tracción superior 4.4.9.1 Deberá haber dos válvulas de aislamiento ubicadas en el equipo de transmisión superior y que tengan un RWP mínimo igual al MASP o al RWP del sistema de circulación, el que sea mayor. 4.4.9.2 La válvula superior se operará y controlará remotamente desde la consola del perforador. ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` 4.4.9.3 La válvula inferior deberá tener la capacidad de ser operada manualmente. 4.4.9.4 Para evitar o detener el flujo hacia arriba por la tubería de perforación durante las operaciones de disparo, se debe usar una válvula de tubería de perforación separada en lugar de cualquiera de las válvulas de accionamiento superior. NOTA El flujo hacia arriba de la tubería de perforación podría evitar que se pinche la válvula. En ese caso se puede utilizar el top drive, con sus válvulas, teniendo en cuenta las siguientes precauciones: a) Una vez que la válvula manual del mando superior esté instalada, cerrada y desconectado el mando superior, puede ser necesario un cruce para instalar un BOP interior encima de la válvula manual; b) La mayoría de las válvulas manuales de accionamiento superior no se pueden desmontar en carcasas de 7 5 /8 pulg. (19,37 cm) o más pequeñas . 4.5 Componentes de sellado de presión del sistema General NOTA Esta sección aborda los elementos que contienen presión del sistema BOP y los equipos de estrangulación y eliminación. Atornillado 4.5.2.1 Los pernos y tuercas del equipo BOP y de estrangulamiento y apagado deberán ser parte del programa PM (mantenimiento preventivo) del sistema. 4.5.2.2 El programa de PM del propietario del equipo deberá especificar la frecuencia de inspección; ECM (examen no destructivo); y criterios de aceptación para pernos, espárragos, tuercas y abrazaderas (si están instaladas). 4.5.2.3 Los pernos de reemplazo del equipo BOP submarino deberán estar de acuerdo con la última edición de API 16A. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 22 ESTÁNDAR API 53 4.5.2.4 Los pernos de reemplazo del equipo de estrangulación y extinción submarinos deberán estar de acuerdo con la última edición de API 16C. Conexiones atornilladas 4.5.3.1 Las conexiones que contienen presión del pozo deben precargarse de acuerdo con las recomendaciones del fabricante del equipo. NOTA 1 El torque es sólo una de varias formas de precargar un sujetador. 4.5.3.2 Los manuales o boletines que contengan las especificaciones de precarga deberán estar disponibles en el equipo. 4.5.3.3 Se deberá aplicar el torque apropiado para el lubricante en uso. 4.5.3.4 Después de completar la primera prueba de presión en las conexiones que se desconectaron, se debe verificar que los pernos tengan la precarga adecuada. 4.5.3.5 No se deben utilizar pernos para forzar la alineación de las conexiones de los extremos. NOTA 2 Consulte ASME B16.5 para la alineación de juntas bridadas. 4.5.3.6 Al realizar conexiones de cubo de abrazadera OEC patentadas, se debe seguir el procedimiento recomendado por el fabricante. 4.5.3.7 Para BOP submarinos que operan en áreas propensas a hidratos, el conector de boca de pozo deberá incorporar un medio para inyectar remotamente inhibidores de hidratos externos al sistema de sellado primario y al dispositivo de sujeción. NOTA 3 Este puerto también se puede utilizar como prueba externa de baja presión para confirmar la eficacia del sello de hidrato, si hay uno instalado. Juntas de junta anular NOTA 1 Se pueden usar juntas de anillo resilientes como medio temporal para obtener un sello si lo aprueba un MOC y una evaluación de riesgos para las operaciones aplicables. 4.5.4.1 Las juntas de anillo metálico no se deberán reutilizar a menos que estén diseñadas específicamente para ese fin. NOTA 2 Las juntas anulares se pueden reutilizar para las pruebas previas al despliegue. Efectos de la presión diferencial externa a interna en las juntas anulares 4.5.5.1 Para aplicaciones de pilas de BOP submarinas, la capacidad de presión diferencial externa a interna puede ser un problema de rendimiento en el diseño del sellado para juntas que contienen presión. 4.5.5.2 Los fabricantes de equipos deberán proporcionar a los propietarios de equipos capacidad de presión externa de juntas anulares utilizadas en pilas de BOP submarinas. Esto incluye juntas API RX, BX, SRX y SBX utilizadas en bridas y mazas API, así como juntas patentadas (AX, CX, VX, etc.) utilizadas en OEC. 4.5.5.3 Para pilas de BOP submarinas, los fabricantes de equipos deben indicar claramente la capacidad de presión externa de cada junta/sello, incluidos vástagos de válvula, sellos de BOP anulares o mecanismos de bloqueo de pistón tipo ariete en cualquier punto que forme una barrera desde el interior al exterior. presión. 4.5.5.4 Los propietarios de sistemas BOP submarinos deberán inspeccionar y evaluar todas las juntas que contienen presión en la(s) pila(s) de BOP. para garantizar un rendimiento adecuado bajo los efectos de la capacidad de presión externa para las aplicaciones submarinas específicas. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,`` ` `,,`,,`,`, Machine Translated by Google 4.5.6.1 SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 23 Componentes de sellado elastoméricos húmedos Las juntas ascendentes se inspeccionarán visualmente para detectar daños o degradación en los sellos elastoméricos expuestos y en los sellos. áreas en los conectores del elevador y en las conexiones de estrangulamiento y apagado antes o durante el funcionamiento del elevador marino. 4.5.6.2 El usuario del equipo deberá consultar al OEM (fabricante de equipo original) cuando se requieran pruebas de compatibilidad de los fluidos de perforación y terminación. NOTA El ambiente fluido de las superficies mojadas del pozo variará dependiendo de las circunstancias del pozo. Es importante señalar que algunas mezclas de fluidos de perforación y terminación tienen efectos perjudiciales sobre los sellos elastoméricos. 4.5.6.3 Los componentes elastoméricos deben ser inspeccionados o reemplazados si están expuestos a un fluido del pozo incompatible. 4.5.6.4 Si corresponde, se debe verificar el uso de los sellos elastoméricos en condiciones HPHT (alta presión, alta temperatura) y con variaciones extremas de baja temperatura y baja presión. Componentes elastoméricos humedecidos fuera del pozo 4.5.7.1 Los sellos elastoméricos no humedecidos en el pozo que se desconectan y exponen rutinariamente (por ejemplo, conexiones del sistema de control) se deben inspeccionar visualmente para detectar daños o degradación cada vez que se exponen. NOTA 1 Los elementos de sellado elastoméricos no humedecidos en el pozo en el sistema BOP se utilizan en componentes del sistema de control, actuadores hidráulicos y sellos de hidratos, etc. Estos sellos no contienen ni controlan la presión del pozo. NOTA 2 En el sistema de control submarino, el sello del sistema hidráulico primario entre las secciones macho y hembra de las cápsulas de control generalmente se logra con sellos elásticos. NOTA 3 En las cajas de conexiones hidráulicas, hay conectores de conexión rápida o múltiples acoplamientos de desconexión rápida tipo válvula de retención donde nuevamente los sellos primarios son juntas tóricas. NOTA 4 Además del sistema de control, los actuadores hidráulicos pueden utilizar sellos elastoméricos. Estos actuadores incluyen sistemas de accionamiento BOP y actuadores de válvulas de compuerta. Almacenamiento de equipos 4.5.8.1 El equipo de control de pozos debería almacenarse de manera que se evite la degradación de la integridad del equipo. 4.5.8.2 Antes de volver al servicio, los componentes deben inspeccionarse y probarse de acuerdo con los requisitos del propietario o fabricante del equipo. 4.5.8.3 Se prohibirá la instalación en sistemas BOP de cualquier sello de elastómero que se encuentre fuera de la fecha de vencimiento de vida útil recomendada por el fabricante. 4.6 Preventores de BOP para el servicio H2S Aplicabilidad 4.6.1.1 Cuando exista una expectativa razonable de encontrar zonas de gas H2S (sulfuro de hidrógeno) que potencialmente podrían resultar en que la presión parcial del H2S exceda 0.05 psia (0.00034 MPa) en la fase gaseosa a la presión máxima anticipada, la BOP y el pozo Los equipos metálicos mojados, excluidas las hojas del ariete de corte, deberán cumplir con la norma NACE MR0175/ISO 15156. NOTA Las pautas para realizar operaciones de perforación en dicho entorno se pueden encontrar en API RP 49, Práctica recomendada para operaciones de perforación y servicio de pozos que involucran sulfuro de hidrógeno. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 24 ESTÁNDAR API 53 Verificaciones de equipos 4.6.2.1 Antes de instalar una pila BOP en el lugar donde se espera H2S , el usuario del equipo debe confirmar que los siguientes elementos cumplen con NACE MR0175/ ISO 15156: a) Empacadores de ariete; b) Sellos del eje del ariete; c) Sellos anulares; d) Empacadores anulares; e) Componentes elastoméricos de válvulas de estrangulamiento y desconexión; f) Válvulas de seguridad; g) Válvulas de accionamiento superior; h) Dentro del BOP. 4.6.2.2 El H2S es más pesado que el aire y requiere atención especial para los equipos de control de pozos. Las salidas de descarga de los siguientes equipos deben encaminarse para garantizar que el H2S se ventile a un área segura durante eventos de control de pozos: a) salida de ventilación del MGS; b) salida de la tubería de descarga del MGS; c) Salida de ventilación del separador de gas al vacío; d) Ventiladores de ventilación del área de retorno de lodo. 4.6.2.3 Si el BOP ha sido activado y cerrado por un evento de emergencia durante una operación de perforación de un pozo amargo, los elementos elastoméricos deben ser reemplazados o inspeccionados y probados de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. 4.6.2.4 Cuando hay H2S presente, se debe hacer circular el fluido del pozo (u otra mitigación) antes de probar la presión de los BSR (rames de corte ciegos) para minimizar el efecto del H2S en los componentes metálicos de mayor dureza. NOTA Consulte NACE MR0175/ISO 15156 para otros procedimientos operativos de mitigación. 4.6.2.5 Cuando la pila BOP haya sido sometida a fluidos que contengan H2S, se deberán seguir las recomendaciones del fabricante del equipo con respecto al nivel de servicio y pruebas requeridas durante el período de mantenimiento. 4.7 Dispositivos de medición de presión Dispositivos de medición de presión de prueba 4.7.1.1 Los resultados de las pruebas se registrarán utilizando manómetros de prueba y registradores gráficos o sistemas de adquisición de datos que se calibran anualmente de acuerdo con los procedimientos y requisitos del fabricante del equipo. 4.7.1.2 Las mediciones de presión de prueba analógicas se deben realizar a no menos del 25 % y no más del 75 % de la rango de presión total. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 25 4.7.1.3 Los manómetros electrónicos, los registradores gráficos y los sistemas de adquisición de datos se deben utilizar dentro del rango especificado por el fabricante. 4.7.1.4 Las calibraciones deberán ser trazables a un estándar de calibración nacional reconocido. Dispositivos de medición de presión operativa 4.7.2.1 Los dispositivos de medición de presión analógicos y electrónicos se deben utilizar dentro del rango especificado por el fabricante. 4.7.2.2 Es aceptable que se utilicen medidores durante operaciones normales para leer la escala completa, pero estos no servirán como medidores de prueba. 4.7.2.3 Los dispositivos operativos de medición de presión se deberán calibrar al menos cada tres años. 4.7.2.4 Las calibraciones deberán ser trazables a un estándar nacional reconocido. 5 Sistemas BOP de Superficie (Tierra y Superficie Offshore) 5.1 Pilas de BOP de superficie Designaciones de presión de pila del BOP de superficie NOTA El equipo BOP se basa en RWP y se designa como se describe en la Tabla 1. Tabla 1—Designaciones de presión del BOP en la superficie Presión Designación RWP 2K 2000 psi (13,79 MPa) 3K 3000 psi (20,68 MPa) 5K 10K 15K 20K 25K 30K 5000 psi (34,47 MPa) 10.000 psi (68,95 MPa) 15.000 psi (103,42 MPa) 20.000 psi (137,90 MPa) 25.000 psi (172,37 MPa) 30.000 psi (206,84 MPa) 5.1.1.1 Cada BOP de ariete instalado deberá tener un RWP mayor o igual al MASP que se encontrará. Capacidades de pila BOP ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` 5.1.2.1 El sistema deberá proporcionar un medio para: a) Cerrar y sellar la tubería de perforación, tubería, revestimiento o revestimiento y permitir la circulación; b) Cerrar y sellar el pozo abierto y permitir operaciones de control volumétrico del pozo; c) Pelar la sarta de perforación; d) Cortar la tubería o tubería de perforación cuando se instalen BSR; e) Circule a través de la pila BOP hasta un colector de estrangulamiento. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) Machine Translated by Google 26 ESTÁNDAR API 53 Disposiciones de pila BOP de superficie 5.1.3.1 Se aceptarán preventores anulares que tengan un RWP más bajo que los preventores de ariete. 5.1.3.2 La nomenclatura de identificación de la pila específica de la plataforma (línea de estrangulamiento, línea de apagado, arietes, anulares, etc.) deberá formar parte del programa de perforación. 5.1.3.3 El usuario del equipo, con la participación del propietario del equipo, deberá realizar una evaluación de riesgos documentada para todas las clases de disposiciones de apilamiento de BOP para identificar la configuración del ariete, las ubicaciones de las salidas y las configuraciones de las válvulas de estrangulamiento y apagado. Esta evaluación incluirá sartas cónicas, revestimientos, equipos de terminación, herramientas de prueba, etc. (Consulte la Figura 1 para ver un ejemplo de configuración). Figura 1—Ejemplo de BOP terrestre y de superficie costa afuera 5.1.3.4 Se debe instalar un mínimo de una disposición de pila BOP Clase 2 con un ariete ciego o BSR para pozos con un MASP de 3000 psi o menos. NOTA 1 El segundo dispositivo puede ser un ariete de tubería o un preventor de tipo anular, según se desee. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 27 5.1.3.5 Se debe instalar un mínimo de una disposición de pila BOP Clase 3 con un ariete ciego o BSR y un ariete de tubería para pozos con un MASP de más de 3000 psi a 5000 psi. NOTA 2 El tercer dispositivo puede ser un ariete o un preventor de tipo anular, según se desee. 5.1.3.6 Se debe instalar un mínimo de una disposición de pila BOP Clase 4 con un ariete anular, un ariete ciego o BSR y un ariete de tubería para pozos con un MASP de más de 5000 psi a 10,000 psi. NOTA 3 El cuarto dispositivo puede ser un ariete o un preventor de tipo anular, según se desee. 5.1.3.7 Se debe instalar un mínimo de una disposición de pila BOP Clase 5 con un ariete anular, un BSR y dos arietes de tubería para pozos con un MASP superior a 10,000 psi. NOTA 4 Los dispositivos adicionales pueden ser un ariete o un preventor de tipo anular, según se desee. 5.1.3.8 Todos los preventores tipo ariete de sellado deben estar equipados con dispositivos de bloqueo. Evaluación de riesgos de pila de BOP de superficie para BSR 5.1.4.1 Los arreglos de pila BOP Clase 3 y Clase 4 deberán realizar una evaluación de riesgos para determinar si se requiere un BSR. NOTA La evaluación de riesgos puede cubrir múltiples pozos perforados en campos o formaciones geológicas similares. 5.1.4.2 La evaluación de riesgos debe ser realizada por el usuario del equipo, con la participación del propietario del equipo, para determinar si se requiere un BSR en las pilas de BOP terrestres. 5.1.4.3 La evaluación de riesgos en 5.1.4.1 deberá incluir los siguientes elementos: a) Proximidad a un área ambientalmente sensible; b) radio de exposición del H2S ; c) Proximidad a zonas pobladas; d) Eliminar riesgos y mitigaciones planificadas; e) Respuestas de control del pozo para todas las tuberías de perforación, tuberías en uso y otros equipos instalados en el pozo; f) Análisis de las capacidades y limitaciones de los equipos de perforación y sistemas de control de pozos para el proyecto propuesto. operaciones; g) Pozos de exploración, datos limitados del subsuelo; h) potencial de flujo; i) Operaciones simultáneas. 5.2 Colectores de estrangulamiento, líneas de estrangulamiento y líneas de extinción: instalaciones de BOP de superficie Designaciones de presión de los sistemas de estrangulamiento y eliminación 5.2.1.1 Los sistemas de estrangulamiento y eliminación del BOP de superficie deberán proporcionar puntos de acceso a la pila del BOP y permitir las operaciones de control del pozo de la siguiente manera: a) Circular a lo largo de la línea de exterminio y ascendente por la línea de estrangulamiento; b) Circular por la tubería de perforación y subir por la línea de estrangulamiento; c) Bombear/cabeza de toro a lo largo de la línea de matanza; ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,`` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google 28 ESTÁNDAR API 53 d) Permitir el monitoreo de la presión del pozo. 5.2.1.2 El BOP o las salidas del carrete de perforación conectadas a la línea de estrangulamiento o eliminación deberán tener dos válvulas de apertura total. 5.2.1.3 En la línea de estrangulamiento, una de estas dos válvulas deberá controlarse de forma remota. (Consulte la Figura 2, la Figura 3 y la Figura 4 para ver ejemplos de líneas de estrangulamiento). Figura 2: Ejemplo de línea de estrangulamiento y colector de estrangulamiento RWP 2K y 3K para tierra y superficie costa afuera Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) ``,,`,,,```,,``,``,`` ` `,,`,,`,`,,` LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 29 Figura 3: Ejemplo de línea de estrangulación y colector de estrangulación RWP de 5K y 10K para tierra Ejemplo de línea de estrangulación y colector de estrangulación 5K para superficie costa afuera Figura 4: Ejemplo de línea de estrangulamiento y colector de estrangulamiento de 15K RWP o mayor para tierra Ejemplo de línea de estrangulamiento y colector de estrangulamiento de 10K RWP o mayor para superficie costa afuera 5.2.1.4 Los pozos con un MASP de 5000 psi o menos deberán tener un DI de 2 pulgadas (5,08 cm) o más para las líneas de estrangulamiento. 5.2.1.5 Los pozos con un MASP superior a 5000 psi deberán tener un DI de 3 pulgadas (7,62 cm) o más para las líneas de estrangulamiento. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 30 ESTÁNDAR API 53 5.2.1.6 Los pozos con un MASP superior a 3000 psi deberán consistir, como mínimo, en una configuración de línea de eliminación con dos válvulas manuales de paso total más una válvula de retención, o dos válvulas de paso total, una de las cuales se opera remotamente. (Consulte la Figura 5, la Figura 6 y la Figura 7 para ver ejemplos de líneas de eliminación). Figura 5—Ejemplo de línea de eliminación de 2K RWP para tierra y superficie costa afuera Figura 6: Ejemplo de línea de eliminación de RWP de 3K o más para tierra y superficie costa afuera Figura 7: Ejemplo de línea de eliminación de RWP de 3K o más para tierra y superficie costa afuera 5.2.1.7 Los pozos con un MASP de 3000 psi o menos deberán consistir, como mínimo, en una configuración de línea de eliminación con dos válvulas operadas manualmente de paso total. NOTA Considere usar una válvula de retención en la configuración de la línea de eliminación para pozos donde se espera H2S . 5.2.1.8 La línea de matanza deberá tener un diámetro interno de 2 pulgadas (5,08 cm) o más. 5.2.1.9 Si se utiliza una línea de eliminación remota, se debe conectar a la línea de eliminación cerca de la pila BOP y extenderse hasta una bomba auxiliar de alta presión en un lugar seguro. 5.2.1.10 La línea de sacrificio no se utilizará como línea de reabastecimiento. 5.3 Pruebas: sistemas BOP de superficie 5.3.1.1 El propósito de varios programas de pruebas de campo en equipos de control de pozos de perforación es verificar: a) Que funciones específicas estén operativamente listas; b) Integridad de presión del equipo instalado; c) Compatibilidad del sistema de control y la(s) pila(s) BOP. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` Objetivo LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 31 General 5.3.2.1 Se deben incorporar procedimientos específicos del sitio para pruebas de equipos de control de pozos en las pruebas de aceptación; instalación; y pruebas posteriores, simulacros, pruebas operativas periódicas, prácticas de mantenimiento y operaciones de perforación y/o terminación. Pruebas de inspección NOTA 1 Las prácticas de prueba de inspección y los detalles de los procedimientos pueden variar y están fuera del alcance de este documento. 5.3.3.1 Las pruebas de inspección de los equipos de control de pozos se realizarán de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. NOTA 2 Las pruebas de inspección pueden incluir, entre otras: pruebas visuales, dimensionales, audibles, de dureza, funcionales, de presión y eléctricas. Competencia 5.3.4.1 El mantenimiento y las pruebas deberán ser realizados o supervisados por una persona competente. NOTA Los simulacros con tripulación y las prácticas de equipos de control de pozos están fuera del alcance de este documento y se abordan en API RP 59. Pruebas de funcionamiento 5.3.5.1 Las pruebas de presión deberán calificar como pruebas de funcionamiento. 5.3.5.2 Se realizará una prueba de funcionamiento después de la desconexión o reparación y se limitará a los componentes afectados. 5.3.5.3 Los paneles remotos en los que no estén incluidas todas las funciones de la pila BOP (por ejemplo, paneles de botes salvavidas, etc.) estarán en funcionamiento. probado de acuerdo con los procedimientos del propietario del equipo. 5.3.5.4 Se deben realizar pruebas de funcionamiento iniciales antes de que comiencen las operaciones de acuerdo con la Tabla C.1. 5.3.5.5 Las pruebas de funcionamiento operativas posteriores se realizarán de acuerdo con la Tabla C.2. 5.3.5.6 Las pruebas de funcionamiento programadas se realizarán de acuerdo con la Tabla C.3. 5.3.5.7 Se deben registrar los tiempos de actuación (y los volúmenes, si corresponde) (ver hojas de trabajo de ejemplo en el Anexo B). Tiempo de respuesta del sistema de control 5.3.6.1 La medición del tiempo de respuesta de cierre deberá comenzar cuando se active la función de cierre en cualquier panel de control y deberá finalizar cuando se cierre el BOP o la válvula. 5.3.6.2 Se deberán cumplir los siguientes tiempos de respuesta: a) Cerrar cada BOP de ariete en 30 segundos o menos; b) Cerrar BOP anulares de tamaño nominal <18 3/4 pulgadas en 30 segundos o menos; c) Cerrar BOP anulares de ≥18 3/4 pulgadas de tamaño nominal en 45 segundos o menos; d) El tiempo de cierre será de 30 segundos o menos para arietes de corte que no sean de sellado. e) El tiempo de respuesta para las válvulas de estrangulamiento y muerte (ya sea abiertas o cerradas) no deberá exceder el mínimo observado de cierre del ariete. tiempo de respuesta. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 32 ESTÁNDAR API 53 Pruebas de presión 5.3.7.1 Todos los componentes del BOP que puedan estar expuestos a la presión del pozo se deben probar primero a una presión baja entre 250 psig y 350 psig (1,72 MPa a 2,41 MPa) y luego a una presión alta. 5.3.7.2 Cualquier presión inicial superior a 350 psig se deberá purgar a una presión entre 250 psig y 350 psig antes de comenzar la prueba. Si la presión inicial excede los 500 psig, la presión se reducirá a cero y se reiniciará la prueba. NOTA La presión más alta puede iniciar un sello que puede continuar sellando después de que se reduce la presión, tergiversando así una condición de baja presión. 5.3.7.3 La tolerancia de presión de prueba permitida por encima del RWP no deberá exceder el 5 % del RWP o 3,45 MPa (500 psi), lo que sea menor. 5.3.7.4 Se debe realizar una prueba de presión del componente que contiene presión después de la desconexión o reparación, limitada al componente afectado. 5.3.7.5 Se deben realizar pruebas de presión iniciales antes de que comiencen las operaciones de acuerdo con la Tabla C.4. 5.3.7.6 Las pruebas de presión operativa posteriores se realizarán de acuerdo con la Tabla C.5. 5.3.7.7 Con BOP anulares de mayor tamaño, algún pequeño movimiento podría continuar dentro de la gran masa de caucho durante períodos prolongados después de aplicar presión y puede requerir un período de estabilización más largo. 5.3.7.8 Las válvulas que están destinadas a sellar contra el flujo desde ambas direcciones deben someterse a pruebas de presión desde ambas direcciones. 5.3.7.9 Las válvulas de retención instaladas en la línea de eliminación deben someterse a pruebas de alta y baja presión desde el lado del pozo. Pruebas de cámara hidráulica 5.3.8.1 Se debe incluir una prueba de cámara hidráulica en el sistema de mantenimiento del propietario del equipo para operadores en conectores hidráulicos, BOP y válvulas de salida conectadas a los BOP. 5.3.8.2 Las pruebas de presión de la cámara se realizarán y registrarán de la siguiente manera: a) Cuando el operador del equipo sea reemplazado, reparado o remanufacturado; b) De acuerdo con la Tabla C.6. Fluidos de prueba 5.3.9.1 Las pruebas de presión iniciales de la instalación se realizarán con agua o agua con aditivos conservantes, anticongelantes y colorantes. 5.3.9.2 Durante las operaciones, el fluido de perforación en uso es aceptable para realizar pruebas posteriores de la pila BOP. 5.3.9.3 Los sistemas de control y las cámaras hidráulicas se deben probar utilizando fluidos limpios del sistema de control con aditivos de lubricidad y corrosión para las temperaturas de servicio y operación previstas. Documentación de prueba 5.3.10.1 Se deben documentar los resultados de las pruebas de presión y funcionamiento de la pila BOP y del colector de estrangulamiento. NOTA 1 En el Anexo B se proporcionan ejemplos de hojas de trabajo. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) ``,,`,,,``` ` `,,`,,`,`,, LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 33 5.3.10.2 Las pruebas de presión de la pila BOP y del colector de estrangulamiento se documentarán con un registrador gráfico de presión o un sistema de adquisición de datos equivalente. 5.3.10.3 La documentación de la prueba deberá estar firmada por el operador de la bomba, el representante del contratista y el representante del operador. NOTA 2 Esto no incluye pruebas de mantenimiento como pruebas de cámara hidráulica. 5.3.10.4 Los problemas con el sistema BOP que resulten en una prueba de presión fallida y las acciones para remediar los problemas se deben documentar según los procedimientos del propietario del equipo. Requisitos generales de prueba 5.3.11.1 Se debería alertar al personal cuando se vayan a realizar operaciones de prueba de presión, cuando se realicen operaciones de prueba están en marcha y cuando las pruebas de presión hayan concluido. 5.3.11.2 Sólo el personal designado deberá ingresar al área de prueba para inspeccionar fugas cuando el equipo involucrado esté bajo presión. 5.3.11.3 El ajuste, reparación o cualquier otro trabajo se realizará únicamente después de verificar que se ha liberado la presión. 5.3.11.4 La presión se liberará únicamente a través de líneas de liberación de presión. 5.3.11.5 Cuando se realicen pruebas de presión, se deberá utilizar un método de procedimiento para confirmar que se haya purgado la presión. 5.3.11.6 Las líneas y conexiones que se utilizan en los procedimientos de prueba deben estar aseguradas. 5.3.11.7 Los accesorios, conexiones y tuberías utilizados en las operaciones de prueba de presión deben tener un RWP igual o mayor que la presión máxima de prueba. 5.3.11.8 La junta de prueba de la tubería de perforación debe ser capaz de soportar las presiones de tracción, colapso y internas que se ejercerán sobre ella durante la operación de prueba. 5.3.11.9 Se debe desarrollar un procedimiento para identificar fugas en los tapones de prueba. Equipo de pila BOP de superficie 5.3.12.1 Se deberá probar la presión de toda la pila como una unidad. 5.3.12.2 No se requiere el corte de la tubería de perforación durante las pruebas de función y presión. 5.3.12.3 Antes de probar cada BOP de ariete, se deben verificar los sellos de varilla secundarios (conjuntos de empaque de emergencia) para garantizar que el empaque no haya sido energizado. 5.3.12.4 Si el sello del eje del ariete tiene fugas durante la prueba inicial, se deberá reparar el sello en lugar de energizar el empaque secundario. 5.3.12.5 Las cerraduras de ariete manuales se deben lubricar e inspeccionar anualmente, como mínimo. 5.3.12.6 Los operadores de bloqueo manual (por ejemplo, volantes) deberán estar disponibles en el sitio de la plataforma, listos y capacitados para operar. Estranguladores y colectores de estrangulamiento 5.3.13.1 El sistema de control de respaldo del estrangulador ajustable se debe probar para garantizar el funcionamiento en caso de una pérdida del suministro de energía principal de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 34 ESTÁNDAR API 53 Prueba de reducción del acumulador principal NOTA 1 Es importante distinguir entre los estándares para la capacidad del acumulador del sistema de control en campo establecidos en este documento y los requisitos de tamaño establecidos en API 16D. NOTA 2 API 16D proporciona requisitos de tamaño para diseñadores y fabricantes de sistemas de control. En fábrica, no es posible simular exactamente las demandas volumétricas de las tuberías, mangueras, accesorios, válvulas, BOP, etc. del sistema de control. En la plataforma, las pérdidas de eficiencia en el funcionamiento de las funciones del fluido se deben a causas tales como fricción, manguera expansión y control de interflujo de válvulas, así como pérdidas de energía térmica. Por lo tanto, el establecimiento de la capacidad de diseño del acumulador por parte del fabricante proporciona un factor de seguridad. Este factor de seguridad es un margen de capacidad de fluido adicional que no está destinado a usarse para operar funciones de control de pozos en la plataforma. Por esta razón, las fórmulas de capacidad del acumulador de diseño del sistema de control establecidas en API 16D son diferentes de los requisitos de capacidad demostrables que se enumeran a continuación. 5.3.14.1 Se debe realizar una prueba de reducción activando los operadores BOP especificados o cualquier combinación de operadores disponibles que extraigan el mismo o mayor volumen que los operadores BOP especificados. 5.3.14.2 Las pruebas se completarán a presión cero del pozo. 5.3.14.3 Los reguladores anulares y del colector se deben configurar a la presión de operación recomendada por el fabricante para la pila BOP. 5.3.14.4 La prueba se realizará de la siguiente manera: a) Coloque una junta de tubería de perforación del tamaño adecuado o un mandril de prueba en el BOP, si es necesario. b) Cortar el suministro eléctrico a todas las bombas de carga de acumuladores (neumáticas, eléctricas, etc.). c) Registre la presión inicial del acumulador. d) Cerrar el BOP anular de mayor volumen o cualquier combinación de operadores con un volumen equivalente o mayor. Cronometre cada actuación. Se registrarán los tiempos de respuesta. e) Cerrar un máximo de cuatro arietes BOP con el menor volumen operativo acumulado o cualquier combinación de operadores con un volumen equivalente o mayor. Cronometre cada actuación. Se registrarán los tiempos de respuesta. f) Abra la(s) válvula(s) hidráulica(s) y registre el tiempo. g) Registrar la presión final del acumulador; verificar con los criterios de aceptación en la tabla del Anexo C. NOTA 3 Los resultados de la prueba se pueden utilizar para determinar si: a) Existe una presión de precarga de botella inadecuada; b) Existe una vejiga, pistón o flotador defectuoso en el sistema; c) Un cambio de temperatura ha reducido la eficacia del gas de precarga; d) Se han producido otras fugas dentro del sistema; e) Una mala alineación de las válvulas ha aislado algunas de las botellas del acumulador. NOTA 4 Reducir la presión de trabajo del acumulador a la presión de precarga del acumulador durante esta prueba podría exponer las vejigas del acumulador a daños. Si el sistema tiene el tamaño adecuado y funciona según lo diseñado, esto no debería ocurrir. NOTA 5 Un solo operador BOP (tubería, ciego, de corte o anular) puede funcionar varias veces para simular el cierre múltiple de operadores del mismo tamaño, o para extraer el equivalente de fluido de un operador más grande, como un ariete de corte o anular. A la inversa, se puede utilizar un operador más grande para simular el sorteo de uno o más operadores más pequeños. NOTA 6 Al realizar la prueba de reducción del acumulador, puede resultar beneficioso esperar una hora desde el momento en que el sistema del acumulador se cargó inicialmente desde la presión de precarga hasta la presión de funcionamiento. Esperar una hora adicional permite que el gas del acumulador se enfríe a la temperatura de funcionamiento. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 35 NOTA 7 Debido a que el gas en el acumulador tarda tiempo en calentarse después de realizar todas las funciones de prueba de reducción, es aceptable esperar 15 minutos después de registrar la presión, si la presión fue menor que la MOP (presión mínima de operación). Si hay un aumento de presión, hay indicios de que los gases se están calentando y todavía hay suficiente volumen en los acumuladores. Si no se alcanza el MOP después de 15 minutos, es posible que sea necesario esperar 15 minutos adicionales debido a que la temperatura ambiente afecta negativamente las propiedades del gas. Después de 30 minutos desde el momento en que se registró la presión final, si no se ha alcanzado el MOP, puede ser necesario purgar el sistema y verificar las presiones de precarga y los requisitos de volumen del sistema. 5.4 Inspección y mantenimiento: sistemas BOP de superficie Inspecciones 5.4.1.1 La inspección y el mantenimiento del equipo de control de pozos se realizarán de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. 5.4.1.2 El sistema de mantenimiento del propietario del equipo deberá abordar la inspección (visual interna/externa, dimensional, NDE, etc.) de los componentes del sistema del equipo de control de pozos. Mantenimiento e inspección periódica 5.4.2.1 Los equipos de apilamiento de BOP y de estrangulamiento y eliminación deben inspeccionarse al menos cada cinco años de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. Los componentes y subconjuntos individuales se pueden inspeccionar en un cronograma escalonado. Los resultados de la inspección se verificarán con uno de los siguientes: a) los criterios de aceptación del fabricante, o b) los criterios de aceptación del propietario del equipo si el propietario del equipo recopila y analiza datos basados en la condición y datos de desempeño para justificar sus criterios. 5.4.2.2 El período de cinco años comenzará utilizando uno de los siguientes criterios: a) La fecha en que el propietario del equipo acepta la entrega de una plataforma de perforación nueva con un sistema BOP; b) La fecha de puesta en servicio del equipo inspeccionado, cuando se registren los registros de conservación y almacenamiento en de acuerdo con 4.5.8 están disponibles; c) La fecha de la última inspección del componente, si los registros de conservación y almacenamiento están de acuerdo con 4.5.8 no están disponibles. NOTA Como alternativa al programa de inspección basado en cronograma al que se hace referencia en 5.4.2.1, la frecuencia de inspección puede variar de este intervalo de cinco años si el propietario del equipo recopila y analiza datos basados en la condición (incluidos datos de rendimiento) para establecer una frecuencia diferente. 5.4.2.3 Para programas de inspección basados en cronograma y condición, las hojas del ariete de corte, los bloques del ariete de corte y los pernos de retención de la hoja se deben inspeccionar anualmente mediante inspección visual y NDE de superficie. Los resultados de la inspección se verificarán con respecto a los criterios de aceptación del fabricante. 5.4.2.4 Las inspecciones deberán ser realizadas por una persona competente. 5.4.2.5 Los componentes elastoméricos y los acabados de sus superficies de sellado deberían inspeccionarse cuando se desmonte el equipo. 5.4.2.6 La documentación de todas las reparaciones y remanufacturas se mantendrá de acuerdo con 5.4.6. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) Machine Translated by Google 36 ESTÁNDAR API 53 Manuales de instalación, operación y mantenimiento 5.4.3.1 Se deben mantener procedimientos para la instalación, operación y mantenimiento de equipos BOP que tengan en cuenta las diferentes condiciones ambientales, de pozo y de plataforma. 5.4.3.2 Los manuales IOM (instalación, operación y mantenimiento) deberán estar disponibles en el equipo para los sistemas BOP y los equipos de estrangulamiento y apagado instalados en el equipo. Piezas y conjuntos de repuesto (no OEM y OEM) 5.4.4.1 Las piezas de repuesto deberán cumplir con las normas API pertinentes y satisfacer los requisitos de diseño/operación. 5.4.4.2 Las marcas del fabricante para los componentes elastoméricos humedecidos del pozo de apilamiento BOP, incluida la dureza del durómetro, el tipo genérico de compuesto, la fecha de fabricación, la fecha de vencimiento, el número de pieza y el estado operativo. Se debe verificar y documentar el rango de temperatura del componente. Soldadura 5.4.5.1 Toda soldadura de componentes que contienen presión, controlan la presión y/o soportan carga del pozo se debe realizar de acuerdo con las normas API aplicables. 5.4.5.2 Toda soldadura de componentes que contienen presión del pozo debe cumplir con los requisitos de soldadura de NACE MR0175/ISO 15156. 5.4.5.3 La verificación del cumplimiento se debe establecer mediante la implementación de una WPS (especificación de procedimiento de soldadura) escrita y el PQR (registro de calificación de procedimiento) de respaldo del centro de reparación. 5.4.5.4 La soldadura se deberá realizar de acuerdo con una WPS, escrita y calificada de acuerdo con ASME BPVC, Sección IX, Artículo II. Programa de mantenimiento planificado 5.4.6.1 En cada equipo se deberá emplear un sistema de mantenimiento planificado, con el equipo identificado, las tareas especificadas y los intervalos de tiempo entre tareas establecidos. 5.4.6.2 Los registros electrónicos y/o impresos para el mantenimiento, las reparaciones y la remanufactura realizados para el equipo de control de pozos se mantendrán archivados en el sitio de la plataforma y se conservarán en una ubicación fuera del sitio hasta que el equipo se retire permanentemente del servicio. 5.4.6.3 Los registros electrónicos y/o impresos de piezas y/o conjuntos remanufacturados deben estar fácilmente disponibles y conservados en una ubicación externa, incluida la documentación que demuestre que los componentes cumplen con las especificaciones aplicables. Alertas de productos/boletines de equipos del fabricante 5.4.7.1 Se deben mantener copias (electrónicas o en papel) de las alertas de productos del fabricante del equipo o de los boletines de equipo para el equipo de control de pozos en uso en la plataforma, tanto en el sitio de la plataforma como en una ubicación externa. Registros y documentación 5.4.8.1 Copias electrónicas y/o impresas de las normas y especificaciones aplicables relativas al control del pozo. El equipo deberá estar disponible. 5.4.8.2 Un P&ID (diagrama de tuberías e instrumentación) del sistema de control BOP deberá estar disponible en el equipo. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) ``,,`,,,```, ` `,,`,,`,`,,` LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 37 5.4.8.3 La documentación y los dibujos del equipo deben modificarse o actualizarse y estar disponibles en el sitio de la plataforma para identificar el equipo actual y ayudar a adquirir las piezas de repuesto correctas. Documentación publicada 5.4.9.1 Dibujos que muestran el espacio del ariete y el orificio de la pila BOP y un dibujo del colector del estrangulador. Se deberá publicar en el piso de la plataforma de perforación un documento que muestre la presión nominal de los componentes y se mantendrá actualizado. 5.4.9.2 Las presiones de corte calculadas se publicarán en el piso de la plataforma y se actualizarán de acuerdo con las operaciones de perforación (por ejemplo, propiedades de la tubería de perforación, MASP, MEWSP [presión de corte máxima esperada en el pozo], pruebas de fugas, pesos de lodo, etc.). 5.4.9.3 Para preventores anulares o de ariete que requieren diferentes presiones de cierre para diferentes tubulares, se debe obtener, publicar y ajustar la presión del regulador antes de colocar el tubular en el preventor anular o de ariete. Libro de datos del equipo y certificación. 5.4.10.1 Los registros del equipo (electrónicos o impresos), la documentación de fabricación y/o remanufactura, las certificaciones y los informes de pruebas de aceptación en fábrica se conservarán mientras el equipo permanezca en servicio. 5.4.10.2 Deberán estar disponibles para su revisión copias del libro de datos del equipo del fabricante. 5.4.10.3 Las copias electrónicas y/o impresas de la documentación se conservarán en una ubicación externa mientras el equipo permanezca en servicio. Historial de mantenimiento e informes de fallas: superficie costa afuera 5.4.11.1 Se deberá mantener un archivo histórico de mantenimiento y reparación por número de serie o número de identificación único para cada pieza principal de equipo. 5.4.11.2 Las fallas o mal funcionamiento del equipo de control de pozos, ya sea que ese componente esté en uso o no y si hay tiempo no productivo o no, se deben informar por escrito al fabricante del equipo de acuerdo con el Anexo D. 5.4.11.3 Los detalles del equipo BOP, el sistema de control y los datos de prueba esenciales se deben mantener desde el principio hasta el final del pozo y se deben considerar para su uso en el análisis basado en la condición. 5.4.11.4 Se conservarán copias electrónicas y/o impresas de toda la documentación en una ubicación externa. Historial de mantenimiento e informes de fallas: tierra 5.4.12.1 Se deberá mantener un archivo histórico de mantenimiento y reparación por número de serie o número de identificación único para cada pieza principal de equipo. 5.4.12.2 El propietario del equipo deberá informar, de acuerdo con el Anexo D, mal funcionamiento o fallas del equipo de control de pozos que: a) Provocar daños al personal; b) Resultar en una liberación no intencionada de fluidos del pozo o fluido de control al medio ambiente; c) Causar daños al equipo; d) Sean considerados por el propietario del equipo como una falla ocurrida prematuramente en el ciclo de vida de mantenimiento. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 38 ESTÁNDAR API 53 NOTA No es necesario informar sobre las reparaciones de equipos que el propietario del equipo considere desgaste normal. Procedimientos de prueba e informes de prueba 5.4.13.1 Las pruebas después de modificaciones importantes o soldadura del equipo de control de pozos se deben realizar de acuerdo con los procedimientos escritos del fabricante. 5.4.13.2 Deberán estar disponibles y seguirse procedimientos específicos de la plataforma para la instalación, remoción, operación y prueba de todo el equipo de control de pozos instalado. 5.4.13.3 Los informes de las pruebas de presión y función se registrarán y conservarán, incluida la preinstalación y todas las pruebas posteriores para cada pozo. 5.4.13.4 Los informes de las pruebas de presión y función deberán estar fácilmente disponibles en el sitio de la plataforma durante la duración del programa del pozo. 5.4.13.5 Para instalaciones de superficie costa afuera, los informes de pruebas de presión y función se conservarán en una ubicación externa durante un mínimo de dos años. Corte de tuberías y otras consideraciones operativas 5.4.14.1 Cualquier riesgo identificado y específico del pozo asociado con el uso de los equipos y sistemas BOP deberá mitigarse y/o gestionarse mediante el desarrollo de directrices específicas, procedimientos operativos y una evaluación de riesgos. 5.4.14.2 Debido a las variaciones en las propiedades de la tubería y las presiones de corte correspondientes, la presión máxima esperada para cortar la tubería debe ser inferior al 90 % de la presión operativa máxima del actuador del ariete de corte. NOTA 1 Es importante comprender los efectos de la presión del pozo y su impacto en la capacidad de cortar la tubería de perforación cuando el preventor anular está cerrado (ver Tabla B.1). 5.4.14.3 Se debe realizar una evaluación de riesgos adicional si la presión de corte es superior al 90 % de la presión operativa máxima del actuador del ariete de corte o del sistema de control. NOTA 2 Las capacidades de corte pueden determinarse mediante cálculos o datos de corte reales para la tubería, el tipo de BOP y la configuración. 5.4.14.4 Si se utiliza el BSR o CSR (marco de corte de carcasa) para cortar la tubería, se debe inspeccionar el bloque del ariete y probar el BOP tan pronto como las operaciones lo permitan. 5.4.14.5 Se debe desarrollar un plan en preparación para las operaciones de control de pozos que limite el peso colgante de la sarta de perforación a la capacidad de carga diseñada por el fabricante para cada ariete. NOTA 3 Se incluyen ejemplos de procedimientos de suspensión en API RP 59. 5.4.14.6 Se puede instalar una botella de compensación precargada adyacente al preventor anular si los procedimientos de contingencia para el control del pozo incluyen operaciones de desmontaje. 6 sistemas BOP submarinos 6.1 Pilas de BOP submarinas Designaciones de presión de pila BOP submarina 6.1.1.1 El equipo BOP se basa en RWP y se designa como se describe en la Tabla 2. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``, ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 39 Tabla 2—Designaciones de presión del BOP submarino Presión Designación RWP 5K 5000 psi (34,47 MPa) 10K 10.000 psi (68,95 MPa) 15K 15.000 psi (103,42 MPa) 20K 20.000 psi (137,90 MPa) 25K 25.000 psi (172,37 MPa) 30K 30.000 psi (206,84 MPa) 6.1.1.2 Cada BOP de ariete instalado deberá tener, como mínimo, un RWP igual a la MAWHP (presión máxima anticipada en boca de pozo) que se encontrará. Capacidades de pila BOP 6.1.2.1 El sistema deberá proporcionar un medio para: a) Cerrar y sellar la tubería de perforación, tubería, revestimiento o revestimiento y permitir la circulación; b) Cerrar y sellar el pozo abierto y permitir operaciones de control volumétrico del pozo; c) Pelar la sarta de perforación; d) Colgar la tubería de perforación en un BOP de ariete y controlar el pozo; e) Cortar la tubería de perforación, tubería o cable en uso; f) Desconecte el elevador de la pila BOP; g) Circule a través de la pila BOP hasta un colector de estrangulamiento. Disposiciones de pila BOP submarina 6.1.3.1 Se aceptarán preventores anulares que tengan un RWP más bajo que los preventores de ariete. 6.1.3.2 La línea más baja conectada a la pila BOP se designará como línea de eliminación. 6.1.3.3 Para BOP que tienen líneas instaladas a cada lado de la salida debajo del ariete de control del pozo más bajo, cualquiera de ellas puede designarse como línea de estrangulamiento o línea de eliminación. NOTA Cualquiera de las líneas puede cumplir la función de estrangulación o eliminación. 6.1.3.4 Se debe ubicar un mínimo de una línea de estrangulamiento y una conexión de línea de apagado adicional sobre el BOP del ariete de control de pozo más bajo. 6.1.3.5 Las válvulas de purga anulares pueden conectarse a la línea de estrangulamiento o de eliminación. 6.1.3.6 La nomenclatura de identificación de la pila específica de la plataforma (línea de estrangulamiento, línea de muerte, arietes, anulares, etc.) se incluirá en el programa de perforación. 6.1.3.7 El usuario y el propietario del equipo deben realizar una evaluación de riesgos documentada para todas las clases de disposiciones de pila de BOP para identificar la configuración del ariete, las ubicaciones de las salidas y las configuraciones de las válvulas de estrangulamiento y eliminación. Esta evaluación incluirá sartas cónicas, revestimientos, equipos de terminación, herramientas de prueba, etc. Consulte la Figura 8 para ver un ejemplo de configuración de BOP submarina. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 40 ESTÁNDAR API 53 Figura 8—Ejemplo de BOP submarino 6.1.3.8 Las pilas de BOP submarinas serán de Clase 5 o superior y consistirán en lo siguiente: a) Un mínimo de un preventor anular; b) Un mínimo de dos arietes de tubería (excluyendo los arietes de prueba); c) Un mínimo de dos juegos de arietes de corte para cortar la tubería de perforación y la tubería en uso, de los cuales al menos uno ser capaz de sellar. 6.1.3.9 Para plataformas amarradas, se puede utilizar un mínimo de un juego de BSR (capaces de sellar) para cortar la tubería de perforación y la tubería en uso después de realizar una evaluación de riesgos de acuerdo con 6.1.4. 6.1.3.10 Todos los preventores tipo ariete de sellado deben estar equipados con dispositivos de bloqueo operados remotamente. Evaluación de riesgos de pila de BOP submarina para embarcaciones amarradas 6.1.4.1 El proceso de evaluación de riesgos para justificar el uso de una pila BOP Clase 4 o un BSR deberá incluir los elementos descritos en 6.1.4.2 a 6.1.4.4. 6.1.4.2 Se evaluarán las operaciones específicas del proyecto; Esta evaluación incluirá lo siguiente como mínimo: ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) ``,,`,,,` ` `,,`,,`,` LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 41 a) Operaciones de perforación, operaciones de terminación, operaciones de taponamiento y abandono o reparación, pruebas de pozos o flujo de retorno. a la instalación; b) Escenarios de inicio para todas las operaciones; c) Respuestas de control del pozo para todas las tuberías y tuberías de perforación en uso, y cualquier otro equipo instalado en el pozo; d) margen de subida y capacidad de equilibrar el pozo con la presión hidrostática del agua de mar; e) Desconexiones no planificadas; f) Fallo del elevador. 6.1.4.3 Se evaluarán las capacidades de la plataforma y del equipo de control de pozos existente; Esta evaluación incluirá lo siguiente como mínimo: a) Un análisis de las capacidades y limitaciones del equipo de perforación y del sistema de control de pozos para el proyecto propuesto. operaciones; b) Las presiones requeridas para cerrar/sellar el pozo con arietes de tubería y arietes de corte. 6.1.4.4 Se evaluarán las capacidades de mantenimiento en posición del equipo; Esta evaluación incluirá lo siguiente como mínimo: a) Condiciones metoceánicas y ambientales, b) Componentes de amarre en uso, c) Análisis de resistencia del amarre, d) Análisis de fatiga, e) Líneas de tráfico marítimo/marítimo. NOTA Consulte API 2MET y API 2SK para obtener más información sobre los criterios metoceánicos y los sistemas de mantenimiento de estaciones, respectivamente. 6.2 Colectores de estrangulamiento, líneas de estrangulamiento y líneas de extinción: instalaciones BOP submarinas Designaciones de presión del sistema de estrangulamiento y eliminación 6.2.1.1 Las líneas de estrangulamiento y eliminación del sistema BOP submarino brindan redundancia, así como múltiples puntos de acceso a la pila BOP y permiten operaciones de control de pozos de la siguiente manera: a) Circular por una línea y subir por la otra línea, b) Circular por la tubería de perforación y subir por una o ambas líneas, c) Bombear/cabeza de toro por una o ambas líneas, d) Permitir el monitoreo de la presión del pozo. 6.2.1.2 Las líneas de estrangulamiento y eliminación deberán ser idénticas en tamaño y presión nominal. 6.2.1.3 Las líneas de estrangulamiento y eliminación deberán tener un DI mínimo de 3 pulgadas (7,62 cm). 6.2.1.4 El colector debe tener un diámetro interno de 3 pulgadas (7,62 cm) o más. Consulte la Figura 9 para ver un ejemplo de colector de estrangulamiento submarino. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 42 ESTÁNDAR API 53 6.3 Sistemas de control BOP (submarino) Módulos de control submarinos 6.3.1.1 Las chimeneas submarinas deberán tener módulos de control redundantes. 6.3.1.2 Cada módulo de control debe contener todas las válvulas y reguladores necesarios para operar la pila BOP y las funciones LMRP. 6.3.1.3 El equipo eléctrico submarino auxiliar que no esté directamente relacionado con el sistema de control de BOP deberá conectarse de manera que se evite la desactivación del sistema de control de BOP en caso de una falla en el equipo auxiliar. Secuencia de desconexión de emergencia: sistema de control primario 6.3.2.1 Deberá estar disponible una EDS (secuencia de desconexión de emergencia) en todas las pilas de BOP submarinas que se ejecutan desde un buque posicionado dinámicamente. 6.3.2.2 Un EDS es opcional para embarcaciones amarradas. Figura 9—Ejemplo de colector de estrangulamiento submarino ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 43 Sistema de corte automático: sistema de control de emergencia 6.3.3.1 Se deberá instalar un corte automático en todas las pilas de BOP submarinas. 6.3.3.2 El sistema de corte automático debe estar armado mientras la pila BOP está enganchada a la cabeza del pozo. 6.3.3.3 Se requerirá un MOC documentado para desarmar el sistema a menos que esté cubierto en el SOP (procedimiento operativo estándar) del propietario del equipo. NOTA El sistema acumulador de emergencia dedicado se puede utilizar tanto para los sistemas de corte automático como para el de hombre muerto, así como para los sistemas de control secundarios. 6.3.3.4 Este sistema acumulador de emergencia dedicado deberá mantenerse (por ejemplo, válvulas de retención) si el suministro principal se agota o se pierde. Sistema de hombre muerto: sistema de control de emergencia 6.3.4.1 Se deberá instalar un sistema de hombre muerto en todas las pilas de BOP submarinas. 6.3.4.2 El sistema de hombre muerto deberá estar armado mientras la pila BOP esté enganchada a la boca del pozo. ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` 6.3.4.3 Se requerirá un MOC documentado para desarmar el sistema a menos que esté cubierto en el SOP del propietario del equipo. 6.3.4.4 El sistema acumulador de emergencia dedicado se puede utilizar tanto para los sistemas de corte automático como para los sistemas de hombre muerto, así como para los sistemas de control secundarios. 6.3.4.5 Este sistema acumulador de emergencia dedicado deberá mantenerse (por ejemplo, válvulas de retención) si el suministro principal se agota o se pierde. Intervención ROV: sistema de control secundario 6.3.5.1 La pila BOP debe estar equipada con equipo de intervención ROV que, como mínimo, permita la operación de funciones críticas (cada ariete de corte de sellado cierra y bloquea, cada ariete de corte sin sellado cierra y bloquea un ariete de tubería, y desenganche del conector LMRP). 6.3.5.2 El fluido hidráulico puede ser suministrado por un ROV, acumuladores montados en una pila (que pueden ser un sistema compartido) o una fuente de energía hidráulica externa que se mantendrá en el sitio del pozo. 6.3.5.3 La fuente de fluido hidráulico deberá tener la presión necesaria para operar estas funciones. 6.3.5.4 Todas las funciones críticas deben estar equipadas con un receptáculo de bloqueo diseñado para aceptar un hot stab API 17H. NOTA Consulte API 17TR15 para receptáculos de tipo bloqueo. 6.3.5.5 Si se utilizan múltiples tipos de receptáculo, se requerirá un medio de identificación positiva del tipo y función del receptáculo. Sistema de control acústico: sistema de control secundario 6.3.6.1 El sistema de control acústico es un sistema de control secundario opcional. 6.3.6.2 El sistema de control acústico debería poder realizar funciones críticas. 6.3.6.3 El sistema acumulador dedicado se puede utilizar tanto para el sistema acústico como para los sistemas de control de emergencia. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 44 ESTÁNDAR API 53 6.3.6.4 Este sistema de acumulador dedicado deberá mantenerse (por ejemplo, válvulas de retención) si el suministro principal se agota o se pierde. Adquisición de datos del sistema MUX 6.3.7.1 Los sistemas MUX deberán registrar datos durante el curso de las operaciones de perforación de pozos. 6.3.7.2 Los datos registrados deberán incluir, como mínimo, la fecha y hora, las funciones del solenoide energizadas, las presiones del regulador y de lectura, los recuentos del caudalímetro y las presiones del acumulador submarino. 6.3.7.3 Los datos se conservarán de manera que sean fácilmente recuperables (por ejemplo, transmisión a tierra, respaldo). 6.4 Pruebas: sistemas BOP submarinos Objetivo 6.4.1.1 El propósito de varios programas de pruebas de campo en equipos de control de pozos de perforación es verificar: a) Que funciones específicas estén operativamente listas, b) La integridad de la presión del equipo instalado, c) La compatibilidad del sistema de control y el stack BOP. General 6.4.2.1 Los procedimientos específicos del sitio para las pruebas de equipos de control de pozos deben incorporarse en las pruebas de aceptación, pruebas previas al despliegue, instalación y posteriores, simulacros, pruebas operativas periódicas, prácticas de mantenimiento y operaciones de perforación y/o terminación. Pruebas de inspección 6.4.3.1 Las prácticas de prueba de inspección y los detalles de los procedimientos pueden variar y están fuera del alcance de este documento. 6.4.3.2 Las inspecciones de todos los equipos de control de pozos se realizarán de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. NOTA Las pruebas de inspección pueden incluir, entre otras: pruebas visuales, dimensionales, audibles, de dureza, funcionales, de presión y eléctricas. ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` Competencia 6.4.4.1 El mantenimiento y las pruebas deberán ser realizados o supervisados por una persona competente. 6.4.4.2 Los simulacros con tripulación y las prácticas de equipos de control de pozos están fuera del alcance de este documento y se abordan en API RP 59. Pruebas de funcionamiento 6.4.5.1 Las pruebas de presión se consideran pruebas de funcionamiento. 6.4.5.2 Se debe realizar una prueba de funcionamiento del sistema de control BOP después de la desconexión o reparación y limitado al componente afectado. 6.4.5.3 Se deberá probar el funcionamiento de los paneles remotos en los que no estén incluidas todas las funciones de la pila BOP (por ejemplo, paneles de botes salvavidas, etc.) de acuerdo con los procedimientos del propietario del equipo. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,``,`` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 6.4.5.4 Las pruebas de función previas al despliegue se realizarán antes del despliegue del BOP de acuerdo con la Tabla C.7. 6.4.5.5 La prueba de funcionamiento inicial se realizará después de que el BOP se haya fijado a la boca del pozo y antes de que comiencen las operaciones de acuerdo con la Tabla C.8. 6.4.5.6 Las pruebas de funcionamiento operativas posteriores se realizarán de acuerdo con la Tabla C.9. 6.4.5.7 Las pruebas de funcionamiento programadas se realizarán de acuerdo con la Tabla C.10. 6.4.5.8 Los tiempos de actuación (y los volúmenes, si corresponde) se registrarán en una base de datos para evaluar tendencias (ver hojas de trabajo de ejemplo en el Anexo B). Tiempo de respuesta del sistema de control 6.4.6.1 La medición del tiempo de respuesta de cierre deberá comenzar cuando se active la función de cierre en cualquier panel de control y deberá finalizar cuando se cierre el BOP o la válvula. 6.4.6.2 Los siguientes tiempos de respuesta deberán ser cumplidos por al menos una de las fuentes de energía de superficie/submarina: a) Cerrar cada BOP de ariete en 45 segundos o menos; b) Cerrar cada BOP anular en 60 segundos o menos; c) Desenganche el conector del elevador (LMRP) en 45 segundos o menos; d) Cerrar los arietes de corte que no sellan en 45 segundos o menos; e) El tiempo de respuesta para las válvulas de estrangulamiento y muerte (ya sea abiertas o cerradas) no deberá exceder el ariete mínimo observado. 6.4.7.1 tiempo de respuesta cercano. Pruebas de presión Todos los componentes de prevención de explosiones que puedan estar expuestos a la presión del pozo deben probarse primero a un nivel bajo. presión entre 250 psig y 350 psig (1,72 MPa a 2,41 MPa), y luego a alta presión. 6.4.7.2 Cualquier presión inicial superior a 350 psig deberá purgarse nuevamente a una presión entre 250 y 350 psig antes de comenzar la prueba. Si la presión inicial excede los 500 psig, se deberá purgar nuevamente a cero y se reiniciará la prueba. NOTA 1 La presión más alta puede iniciar un sello que puede continuar sellando después de que se reduce la presión, tergiversando así una condición de baja presión. 6.4.7.3 La tolerancia de presión de prueba permitida por encima del RWP no deberá exceder el 5 % del RWP o 3,45 MPa (500 psi), lo que sea menor. 6.4.7.4 Se deberá realizar una prueba de presión del componente que contiene presión después de la desconexión o reparación, limitada al componente afectado. 6.4.7.5 Se deben realizar pruebas de presión previas al despliegue antes del despliegue del BOP de acuerdo con la Tabla C.11. 6.4.7.6 La prueba de presión inicial se deberá realizar después de que el BOP haya sido fijado a la boca del pozo y antes de que comiencen las operaciones de acuerdo con la Tabla C.12. 6.4.7.7 Las pruebas de presión operativa posteriores se realizarán de acuerdo con la Tabla C.13. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) 45 LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 46 ESTÁNDAR API 53 NOTA 2 Con BOP anulares de mayor tamaño, algún pequeño movimiento podría continuar dentro de la gran masa de caucho durante períodos prolongados después de aplicar presión y puede requerir un período de estabilización más largo. 6.4.7.8 Las válvulas de prueba de aislamiento de estrangulamiento/muerte no son válvulas de control de pozo y no requerirán pruebas de presión. 6.4.7.9 Las válvulas que están destinadas a sellar contra el flujo desde ambas direcciones deben someterse a pruebas de presión desde ambas direcciones. Prueba de cámara hidráulica 6.4.8.1 Se debe incluir una prueba de cámara hidráulica en el sistema de mantenimiento del propietario del equipo para operadores en conectores hidráulicos, BOP y válvulas de salida conectadas a los BOP. 6.4.8.2 Las pruebas de presión de la cámara se realizarán y registrarán de la siguiente manera: a) Cuando se reemplace, repare o remanufacture el equipo; b) De acuerdo con la Tabla C.14. Fluidos de prueba 6.4.9.1 Las pruebas de presión previas al despliegue y a la instalación inicial se realizarán con agua o agua con aditivos conservantes, anticongelantes y colorantes. NOTA Durante las operaciones, el fluido de perforación en uso es aceptable para realizar pruebas posteriores de la pila BOP. 6.4.9.2 Los sistemas de control y las cámaras hidráulicas se deben probar utilizando fluidos limpios del sistema de control con aditivos de lubricidad y corrosión para las temperaturas de servicio y operación previstas. Documentación de prueba 6.4.10.1 Se deben documentar los resultados de las pruebas de presión y funcionamiento de la pila BOP y del colector de estrangulamiento. NOTA 1 En el Anexo B se proporcionan ejemplos de hojas de trabajo. 6.4.10.2 Las pruebas de presión de la pila BOP y del colector de estrangulamiento se documentarán con un registrador gráfico de presión o un sistema de adquisición de datos equivalente. 6.4.10.3 La documentación de la prueba deberá estar firmada por el operador de la bomba, el representante del contratista y el representante del operador. NOTA 2 Esto no incluye pruebas de mantenimiento como pruebas de cámara hidráulica. 6.4.10.4 Los problemas con el sistema BOP que resulten en una prueba de presión fallida y las acciones para remediar los problemas deberán documentarse según los procedimientos del propietario del equipo. Requisitos generales de prueba 6.4.11.1 Se debería alertar al personal cuando se vayan a realizar operaciones de prueba de presión, cuando las operaciones de prueba estén en curso y cuando la prueba de presión haya concluido. 6.4.11.2 Sólo el personal designado deberá ingresar al área de prueba para inspeccionar si hay fugas cuando el equipo involucrado esté bajo presión. 6.4.11.3 El ajuste, reparación o cualquier otro trabajo se realizará únicamente después de verificar que se ha liberado la presión. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```, ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 47 6.4.11.4 La presión se liberará únicamente a través de líneas de liberación de presión. 6.4.11.5 Cuando se realicen pruebas de presión, se deberá utilizar un método de procedimiento para confirmar que se ha purgado la presión. 6.4.11.6 Las líneas y conexiones que se utilizan en los procedimientos de prueba deben estar aseguradas. 6.4.11.7 Los accesorios, conexiones y tuberías utilizados en las operaciones de prueba de presión deben tener clasificaciones de presión iguales o mayores que la presión máxima de prueba. 6.4.11.8 La junta de prueba de la tubería de perforación debe ser capaz de soportar las presiones de tracción, colapso y internas que se ejercerán sobre ella durante la operación de prueba. 6.4.11.9 Se debe desarrollar un procedimiento para identificar fugas en los tapones de prueba. Salto de pozo submarino 6.4.12.1 Al conectarse al pozo siguiente, todas las conexiones desconectadas del sistema BOP que contienen presión se deben probar a presión de acuerdo con la Tabla C.12. 6.4.12.2 Si el MAWHP del pozo posterior excede la presión de prueba del pozo anterior, los componentes de control del pozo se deben probar de acuerdo con la Tabla C.12. NOTA Si el MAWHP del pozo siguiente es menor o igual a la presión de prueba del pozo anterior, los componentes de control del pozo pueden probarse de acuerdo con la Tabla C.13 para proporcionar 21 días completos antes de que se requieran pruebas de presión posteriores. 6.4.12.3 Se debe probar el funcionamiento de los arietes, anulares y válvulas de estrangulamiento y cierre del BOP de acuerdo con la Tabla C.8. 6.4.12.4 Al conectarse al pozo siguiente, las conexiones desconectadas del sistema de control se deben probar en funcionamiento a las presiones máximas esperadas para las operaciones de control del pozo. 6.4.12.5 Al perforar pozos en diferentes profundidades de agua sin recuperar la pila BOP, los valores de precarga del sistema de control se deben calcular y configurar de manera que sean adecuados para su uso en todas las profundidades de agua previstas de acuerdo con 4.3.11. 6.4.12.6 Los sistemas de acumuladores principales que utilizan el volumen de los acumuladores LMRP deben someterse a pruebas de descenso de acuerdo con la Tabla C.8 para variaciones de profundidad del agua superiores a 250 pies. 6.4.12.7 Los acumuladores de corte dedicados se deben probar de acuerdo con la Tabla C.8 para variaciones de profundidad del agua superiores a 250 pies. 6.4.12.8 Se debe verificar que los resultados anteriores de la prueba del acumulador de corte dedicado cumplan o superen el MOP cuando haya un aumento en: a) MAWHP de 500 psia o más por encima de la presión de prueba del pozo anterior, b) Requisitos de corte de tubería de perforación. Equipo de pila BOP submarino 6.4.13.1 A menos que esté restringido por la altura, toda la pila (LMRP acoplada al BOP inferior) debe someterse a prueba de presión como una unidad durante el predespliegue. 6.4.13.2 No se requiere el corte de la tubería de perforación durante las pruebas de función y presión. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 48 ESTÁNDAR API 53 Estranguladores y colectores de estrangulamiento 6.4.14.1 El sistema de control de respaldo del estrangulador ajustable se debe probar para garantizar el funcionamiento en caso de una pérdida del suministro de energía principal de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. NOTA No es necesario que los obturadores ajustables sean dispositivos de sellado completo. No es necesario realizar pruebas de presión contra un estrangulador cerrado. Prueba de reducción del acumulador principal NOTA 1 Es importante distinguir entre los estándares para la capacidad del acumulador del sistema de control en campo establecidos en este documento y los requisitos de tamaño establecidos en API 16D. NOTA 2 API 16D proporciona requisitos de tamaño para diseñadores y fabricantes de sistemas de control. En fábrica, no es posible simular exactamente las demandas volumétricas de las tuberías, mangueras, accesorios, válvulas, BOP, etc. del sistema de control. En la plataforma, las pérdidas de eficiencia en el funcionamiento de las funciones del fluido se deben a causas tales como fricción, manguera expansión y control de interflujo de válvulas, así como pérdidas de energía térmica. Por lo tanto, el establecimiento por parte del fabricante de la capacidad de diseño del acumulador proporciona un factor de seguridad. Este factor de seguridad es un margen de capacidad de fluido adicional que no está destinado a usarse para operar funciones de control de pozos en la plataforma. Por esta razón, las fórmulas de capacidad del acumulador de diseño del sistema de control establecidas en API 16D son diferentes de los requisitos de capacidad demostrables que se enumeran a continuación. 6.4.15.1 Se debe realizar una prueba de reducción activando los operadores BOP especificados o cualquier combinación de operadores disponibles que extraigan el mismo o mayor volumen que los operadores BOP especificados. 6.4.15.2 Las pruebas se completarán a presión cero del pozo. 6.4.15.3 Los reguladores anulares y del colector se deben configurar a la presión de operación recomendada por el fabricante para la pila BOP. 6.4.15.4 La prueba se realizará de la siguiente manera. a) Coloque una junta de tubería de perforación del tamaño adecuado o un mandril de prueba en el BOP, si es necesario. b) Cortar el suministro eléctrico a todas las bombas de carga de acumuladores (neumáticas, eléctricas, etc.). c) Registre la presión inicial del acumulador. d) Cerrar y abrir el BOP anular de mayor volumen o cualquier combinación de operadores con un equivalente o mayor volumen. Cronometre cada actuación. Se registrarán los tiempos de respuesta. e) Cerrar y abrir los cuatro arietes BOP de menor volumen operativo acumulativo o cualquier combinación de operadores con un volumen equivalente o mayor. Cronometre cada actuación. Se registrarán los tiempos de respuesta. f) Registrar la presión final del acumulador; verificar con los criterios de aceptación en las tablas aplicables del Anexo C. NOTA 3 Los resultados de la prueba se pueden utilizar para determinar si: a) Existe una presión de precarga de botella inadecuada; b) Existe una vejiga, pistón o flotador defectuoso en el sistema; c) Un cambio de temperatura ha reducido la eficacia del gas de precarga; d) Se han producido otras fugas dentro del sistema; e) La alineación incorrecta de las válvulas ha aislado algunas de las botellas del acumulador y verifica la alineación de las tuberías. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` NOTA 4 Reducir la presión de trabajo del acumulador a la presión de precarga del acumulador durante esta prueba podría exponer las vejigas del acumulador a daños. Si el sistema tiene el tamaño adecuado y funciona según lo diseñado, esto no debería ocurrir. LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 49 NOTA 5 Un solo operador BOP (tubería, ciego, cizalla o anular) puede usarse varias veces para simular el cierre múltiple de operadores del mismo tamaño o para extraer el equivalente de fluido de un operador más grande, como un ariete de cizalla o anular. A la inversa, se puede utilizar un operador más grande para simular el sorteo de uno o más operadores más pequeños. NOTA 6 Al realizar la prueba de reducción del acumulador, puede resultar beneficioso esperar una hora desde el momento en que el sistema del acumulador se cargó inicialmente desde la presión de precarga hasta la presión de funcionamiento. Esperar una hora adicional permite que el gas del acumulador se enfríe a la temperatura de funcionamiento. NOTA 7 Debido a que el gas en el acumulador tarda tiempo en calentarse después de realizar todas las funciones de prueba de reducción, está permitido esperar 15 minutos después de registrar la presión si la presión fue menor que el MOP. Si hay un aumento de presión, hay indicios de que los gases se están calentando y todavía hay suficiente volumen en los acumuladores. Si no se alcanza el MOP después de 15 minutos, es posible que sea necesaria una espera adicional de 15 minutos debido a que la temperatura ambiente afecta negativamente las propiedades del gas. Después de 30 minutos desde el momento en que se registró la presión final, si no se ha alcanzado el MOP, puede ser necesario purgar el sistema y verificar las presiones de precarga y los requisitos de volumen del sistema. 6.5 Inspección y mantenimiento: sistemas BOP submarinos Inspecciones 6.5.1.1 La inspección y el mantenimiento del equipo de control de pozos se realizarán de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. 6.5.1.2 El sistema de mantenimiento del propietario del equipo deberá abordar la inspección (visual interna/externa, dimensional, NDE, etc.) de los componentes del sistema del equipo de control de pozos. Mantenimiento e inspección periódica 6.5.2.1 La pila BOP, el equipo de control montado en la pila BOP y el equipo de estrangulamiento y eliminación deben inspeccionarse al menos cada cinco años de acuerdo con el sistema de mantenimiento del propietario del equipo. Los componentes y subconjuntos individuales se pueden inspeccionar en un cronograma escalonado. Los resultados de la inspección se verificarán con uno de los siguientes: a) los criterios de aceptación del fabricante, o b) los criterios de aceptación del propietario del equipo si el propietario del equipo recopila y analiza datos basados en la condición y datos de desempeño para justificar sus criterios. 6.5.2.2 El período de cinco años comenzará utilizando uno de los siguientes criterios: a) La fecha en que el propietario del equipo acepta la entrega de una plataforma de perforación nueva con un sistema BOP; b) La fecha en que el equipo inspeccionado se pone en servicio cuando los registros de conservación y almacenamiento de acuerdo con 4.5.8 estén disponibles; c) La fecha de la última inspección del componente, si los registros de conservación y almacenamiento de acuerdo con 4.5.8 no están disponibles. 6.5.2.3 Como alternativa al programa de inspección basado en cronograma al que se hace referencia en 6.5.2.1, la frecuencia de inspección puede variar de este intervalo de cinco años si el propietario del equipo recopila y analiza datos basados en la condición (incluidos datos de rendimiento) para establecer un programa diferente. frecuencia. 6.5.2.4 Para programas de inspección basados en cronograma y condición, las hojas del ariete de corte, los bloques del ariete de corte y los pernos de retención de la hoja se deben inspeccionar anualmente mediante inspección visual y NDE de superficie. Los resultados de la inspección se verificarán de acuerdo con 6.5.2.1. 6.5.2.5 Las inspecciones serán realizadas por una persona competente. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 50 ESTÁNDAR API 53 6.5.2.6 Los componentes elastoméricos y los acabados de sus superficies de sellado deberían inspeccionarse cuando se desmonte el equipo. 6.5.2.7 La documentación de todas las reparaciones y remanufacturas se mantendrá de acuerdo con 6.5.6. Manuales de instalación, operación y mantenimiento 6.5.3.1 Se deben mantener procedimientos para la instalación, operación y mantenimiento de equipos BOP que tengan en cuenta las diferentes 6.5.3.2 Los manuales del IOM deberán estar disponibles en el equipo para los sistemas BOP y los equipos de estrangulamiento y apagado instalados ,```,`````,``,``,,``,`,`,,`,`,,`,`,` condiciones ambientales, de pozo y de plataforma. en el equipo. Piezas y conjuntos de repuesto (no OEM y OEM) 6.5.4.1 Las piezas de repuesto deberán cumplir con las normas API pertinentes y satisfacer los requisitos de diseño/operación. 6.5.4.2 Las marcas del fabricante para los componentes elastoméricos humedecidos del pozo de apilamiento BOP, incluida la dureza del durómetro, el tipo genérico de compuesto, la fecha de fabricación, la fecha de vencimiento, el número de pieza y el estado operativo. rango de temperatura del componente, deberá ser verificado y documentado. Soldadura 6.5.5.1 Toda soldadura de componentes que contienen presión, controlan la presión y/o soportan carga del pozo se debe realizar de acuerdo con las normas API aplicables. 6.5.5.2 Toda soldadura de componentes que contienen presión del pozo debe cumplir con los requisitos de soldadura de NACE MR0175/ISO 15156. 6.5.5.3 La verificación del cumplimiento se deberá establecer mediante la implementación de una WPS escrita y el PQR de respaldo del centro de reparación. 6.5.5.4 La soldadura se deberá realizar de acuerdo con un WPS escrito y calificado de acuerdo con ASME BPVC, Sección IX, Artículo II. Programa de mantenimiento planificado 6.5.6.1 En cada equipo se deberá emplear un sistema de mantenimiento planificado, con el equipo identificado, las tareas especificadas y los intervalos de tiempo entre tareas establecidos. 6.5.6.2 Los registros electrónicos y/o impresos para el mantenimiento, las reparaciones y la remanufactura realizados para el equipo de control de pozos se mantendrán archivados en el sitio de la plataforma y se conservarán en una ubicación externa hasta que el equipo se retire permanentemente del servicio. 6.5.6.3 Los registros electrónicos y/o impresos de piezas y/o conjuntos remanufacturados deben estar fácilmente disponibles y conservados en una ubicación externa, incluida la documentación que demuestre que los componentes cumplen con los requisitos aplicables. especificaciones. Alertas de productos/boletines de equipos del fabricante 6.5.7.1 Se deben mantener copias (electrónicas o en papel) de las alertas de producto del fabricante del equipo o de los boletines de equipo para el equipo de control de pozos en uso en la plataforma, tanto en el sitio de la plataforma como en una ubicación externa. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 51 Registros y documentación 6.5.8.1 Copias electrónicas y/o impresas de las normas y especificaciones aplicables relativas al control del pozo. El equipo deberá estar disponible. 6.5.8.2 Un P&ID del sistema de control BOP deberá estar disponible en el equipo. 6.5.8.3 La documentación y los dibujos del equipo deben modificarse o actualizarse y estar disponibles en el sitio de la plataforma para identificar el equipo actual y ayudar a adquirir las piezas de repuesto correctas. Documentación publicada 6.5.9.1 Los dibujos que muestren el espacio del ariete y el diámetro interior de la pila BOP y un dibujo del colector del estrangulador que muestre la clasificación de presión de los componentes se publicarán en el piso de la plataforma y se mantendrán actualizados. 6.5.9.2 Las presiones de corte calculadas se publicarán en el piso de la plataforma y se actualizarán de acuerdo con las operaciones de perforación (por ejemplo, propiedades de la tubería de perforación, MAWHP, MEWSP, pruebas de fugas, pesos de lodo, etc.). 6.5.9.3 Para preventores anulares o de ariete que requieren diferentes presiones de cierre para diferentes tubulares, se debe obtener, publicar y ajustar la presión del regulador antes de colocar el tubular en el preventor anular o de ariete. 6.5.9.4 La documentación deberá incluir el ángulo máximo de la banda y el círculo de vigilancia. Libro de datos del equipo y certificación. 6.5.10.1 Los registros del equipo (electrónicos o impresos), la documentación de fabricación y/o remanufactura, las certificaciones y los informes de pruebas de aceptación en fábrica se conservarán mientras el equipo permanezca en servicio. 6.5.10.2 Deberán estar disponibles para su revisión copias del libro de datos del equipo del fabricante. 6.5.10.3 Las copias electrónicas y/o impresas de la documentación se conservarán en una ubicación externa mientras el equipo permanezca en servicio. Historial de mantenimiento e informes de fallas 6.5.11.1 Se deberá mantener un archivo histórico de mantenimiento y reparación por número de serie o número de identificación único para cada pieza principal del equipo. 6.5.11.2 Las fallas o mal funcionamiento del equipo de control de pozos, ya sea que ese componente esté en uso o no y si hay tiempo no productivo o no, se deben informar por escrito al fabricante del equipo de acuerdo con el Anexo D. 6.5.11.3 Los detalles del equipo BOP, el sistema de control y los datos de prueba esenciales se mantendrán desde el principio hasta el final del pozo y se considerarán para su uso en el análisis basado en la condición. 6.5.11.4 Se conservarán copias electrónicas y/o impresas de toda la documentación en una ubicación externa. Procedimientos de prueba e informes de prueba 6.5.12.1 Las pruebas después de modificaciones importantes o soldadura del equipo de control de pozos se deben realizar de acuerdo con los procedimientos escritos del fabricante. 6.5.12.2 Deberán estar disponibles y seguirse procedimientos específicos de la plataforma para la instalación, remoción, operación y prueba de todos los equipos de control de pozos instalados. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 52 ESTÁNDAR API 53 6.5.12.3 Se deberán registrar y conservar los informes de las pruebas de presión y funcionamiento, incluida la preinstalación y todas las pruebas posteriores para cada pozo. 6.5.12.4 Los informes de las pruebas de presión y funcionamiento se conservarán durante un mínimo de dos años en el sitio de la plataforma y se conservarán copias de estos documentos en un lugar designado fuera del sitio. Corte de tuberías y otras consideraciones operativas 6.5.13.1 Cualquier riesgo identificado(s) específico del pozo asociado con el uso de los equipos y sistemas BOP deberá mitigarse y/o gestionarse mediante el desarrollo de directrices específicas, procedimientos operativos y una evaluación de riesgos. 6.5.13.2 Debido a las variaciones en las propiedades de la tubería y las presiones de corte correspondientes, la presión máxima esperada para cortar la tubería debe ser inferior al 90 % de la presión operativa máxima del actuador del ariete de corte. NOTA 1 Es importante comprender los efectos de la presión del pozo y su impacto en la capacidad de cortar la tubería de perforación cuando el preventor anular está cerrado (ver Tabla B.2). 6.5.13.3 Se debe realizar una evaluación de riesgos adicional si la presión de corte es superior al 90 % de la presión máxima de funcionamiento del actuador del ariete de corte o del sistema de control. NOTA 2 Las capacidades de corte pueden determinarse mediante cálculos o datos de corte reales para la tubería, el tipo de BOP y la configuración. 6.5.13.4 Si se utiliza el BSR o el CSR para cortar tuberías, se debe inspeccionar el bloque del ariete y probar el BOP tan pronto como las operaciones lo permitan. 6.5.13.5 Si el BSR es incapaz de cortar y sellar la tubería o tubería de perforación en uso, los sistemas secundarios y de emergencia deberán poder cerrar dos arietes, uno que cortará y otro que sellará la presión del pozo. Se pueden agregar funciones adicionales, pero no interferirán con el propósito principal de cortar la tubería de perforación y sellar el pozo. 6.5.13.6 En el caso de que haya equipo no cortable a través del BOP y los sistemas secundarios y de emergencia hayan sido desarmados, se deberá dar prioridad a preservar la vida para desconectar el LMRP del pozo. 6.5.13.7 Mientras esté en uso, un preventor cerrado no debería estar sujeto a una presión diferencial desde arriba, más allá de las capacidades aprobadas por el fabricante. NOTA 3 Los BOP están diseñados para mantener la presión desde abajo. a) Si se desarrolla tal condición, se debe igualar la presión antes de abrir los arietes o el empacador. b) Si el diferencial de presión supera la clasificación del fabricante, se deberá probar la presión del preventor tan pronto como sea posible. las operaciones lo permitan. 6.5.13.8 Se debe desarrollar un plan en preparación para las operaciones de control de pozos que limite el peso colgante de la columna de perforación a la capacidad de carga diseñada por el fabricante para cada ariete. NOTA 4 Se incluyen ejemplos de procedimientos de suspensión en API RP 59. NOTA 5 Se puede instalar una botella de compensación precargada adyacente al preventor anular si los procedimientos de contingencia para el control del pozo incluyen operaciones de desmontaje. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) ``,,`,,, ` `,,`,,` LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google Anexo A (normativo) Precarga del acumulador A.1 Cálculos de precarga del acumulador A.1.1 Generalidades Cálculo del tamaño del acumulador Los métodos A, B y C se definen en API 16D. La precarga del acumulador se aplicará utilizando el método de cálculo utilizado en el dimensionamiento del diseño del sistema de acumuladores. Se debe confirmar que la precarga óptima o determinada por el usuario no excede el tamaño de diseño del sistema del acumulador utilizando los requisitos de entrada apropiados y específicos del pozo. Todas las condiciones que afecten al MOP se incluirán en el cálculo del MOP (excluido el cálculo de la prueba de reducción del acumulador principal). Ejemplos de condiciones incluyen presión de corte, MOPFLPS (presión mínima del operador para sello de baja presión), efectos de la presión del pozo, relaciones de corte/cierre, presión de ventilación efectiva, etc. 53 Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google Anexo B (informativo) Ejemplos de hojas de trabajo y cálculos Las hojas de trabajo en la Figura B.1, Figura B.2, Figura B.3 y Figura B.4 y los cálculos de MEWSP en la Tabla B.1 y la Tabla B.2 son ejemplos basados en un sistema de equipo BOP hipotético y tienen fines ilustrativos únicamente. . Cada usuario de este estándar debe desarrollar su propio enfoque. No deben considerarse de carácter exclusivo ni exhaustivo. API no ofrece garantías, expresas o implícitas, por la confianza o cualquier omisión de la información contenida en este documento. ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` Figura B.1—Ejemplo de hoja de trabajo de prueba de función de BOP para tierra y superficie costa afuera 54 Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,``,`` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS Figura B.2—Ejemplo de hoja de trabajo de prueba de reducción de BOP para tierra y superficie costa afuera Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) 55 LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 56 ESTÁNDAR API 53 Figura B.3—Ejemplo de hoja de trabajo de prueba de función de BOP para submarinos ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS Figura B.4—Ejemplo de hoja de trabajo de prueba de reducción del BOP para submarinos ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) 57 LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,``, ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google 58 ESTÁNDAR API 53 Tabla B.1—Ejemplos de cálculos de MEWSP de superficie con datos específicos del pozo y del equipo Real o Calculado Valor de corte MASP psig (MPa) Relación de corte (SR) 5000 (34,47) 14.64 psig (MPa) 2174 (14,99) Sistema de control Presión operacional psig (MPa) 3000 (20,68) Con Anular Abierto: MEWSP = valor de corte real o calculado Ejemplo: 2174 psig (para cortar tubería con el anular abierto) Con Anular Cerrado: MEWSP = corte real o calculado + (MASP/SR) Ejemplo: 2174 + (5000/14,64) = 2516 psig (para cortar tubería con MASP atrapado debajo de un anular cerrado) NOTA 1 Estas ecuaciones muestran presiones de corte relativas. Los cálculos del acumulador deben utilizar presiones absolutas. NOTA 2 Estos cálculos se presentan sólo como ejemplos y no pretenden restringir el uso de otros métodos. Tabla B.2—Ejemplos de cálculos de MEWSP submarinos con datos específicos del pozo y del equipo Real o Calculado Presión de corte superficial MAWHP en el boca de pozo Cizallamiento Relación Peso del lodo Presion hidrostatica Sistema de control Presión operacional psig (MPa) psig (MPa) (SR) psig (MPa) psig (MPa) 2174 (14,99) 4000 (27,58) 14.64 2746 (18,93) 5000 (34,47) Con Anular Abierto: MEWSP = valor de corte superficial real o calculado + (presión hidrostática/SR) Ejemplo: 2174 + (2746/14,64) = 2361 psig para cortar la tubería con el anular abierto Con Anular Cerrado: MEWSP = valor de corte superficial real o calculado + (MAWHP/SR) Ejemplo: 2174 + (4000/14,64) = 2447 psig (para cortar tubería con MAWHP atrapado debajo de un anular cerrado) NOTA 1 Estas ecuaciones muestran presiones de corte relativas. Los cálculos del acumulador deben utilizar presiones absolutas. NOTA 2 Estos cálculos se presentan sólo como ejemplos simplificados y no pretenden restringir el uso de otros métodos. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google Anexo C (normativo) Pruebas La Tabla C.1 a la Tabla C.14 se llevará a cabo con la frecuencia prescrita utilizando las pruebas de aceptación enumeradas. criterios. Tabla C.1—Prueba de funcionamiento inicial, pilas de BOP de superficie Descripción de la prueba de función Sistema/Componente Criterios de aceptación de la prueba Prueba de sistemas de acumuladores dedicados La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante recuentos de volumen del medidor de flujo (cuando estén ``,,`,,,```,,``,``,`````, disponibles), pruebas de presión u otros métodos aplicables. Acumuladores de corte Descenso probado mediante el funcionamiento de funciones de corte de dedicadosa alta presión medio Verificación de que los componentes actúan según el diseño. Presión final del acumulador mayor que la MOP para asegurar el pozo Prueba de sistemas de control primario Estaciones de controlabc Prueba de funcionamiento de todas las estaciones de control y paneles Verificación del funcionamiento previsto remotos. Verificación visual de que no hay fugas. La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante Operadores de pila BOP y válvulasa Funciones BOP probadas (para incluir operadores de ariete, operadores inspección visual, recuentos de volumen del caudalímetro (cuando anulares, válvulas, circuitos de alta presión) a las presiones estén disponibles), pruebas de presión u otros medios aplicables. máximas esperadas para operaciones de control de pozos. Tiempos de respuesta para cumplir 5.3.6.2 El volumen del medidor de flujo cuenta (cuando esté disponible) para estar dentro de los criterios del propietario del equipo. Sistema acumulador principal bombas HPU Verificación de que la presión final del acumulador sea mayor que el Prueba de reducción según 5.3.14 MOP especificado en el dimensionamiento del acumulador del Se programará la capacidad de salida acumulada de los sistemas de bombas, cargando el acumulador principal después de la prueba de reducción al sistema RWP El BOP se debe derivar con una herramienta de diámetro mínimo o un pila BOP punzón según lo determinen el propietario del equipo y los requisitos del usuario. sistema. Verificación de que el sistema RWP se logra en 15 minutos Pasar completamente a través de la pila del BOP después de la prueba de funcionamiento y presión inicial del BOP (no se aplican los criterios de aceptación de 16A para derivar en 30 minutos) Válvulas de seguridad para piso de perforación valvulas Prueba de funcionamiento Verificación del funcionamiento previsto Prueba del colector de estrangulamiento Prueba de funcionamiento Chokesa regulable Verificación del funcionamiento previsto a No se requiere para operaciones de perforación en plataforma cuando se pasa a pozos posteriores. Se requieren pruebas de funcionamiento iniciales adicionales para conexiones donde se rompe la integridad de un sello de presión. b Una prueba de funcionamiento desde un panel remoto satisface el requisito de una prueba de funcionamiento local de la unidad de control hidráulico. c Paneles de mantenimiento excluidos. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. 59 Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,``,````` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google 60 ESTÁNDAR API 53 Tabla C.2—Pruebas de función operativa posteriores, pilas de BOP de superficie Prueba de funcionamiento Sistema/Componente Acumuladores de corte de emergencia dedicados Arietes BOP, anulares, válvulas de Criterios de aceptación de la prueba Descripción Prueba de sistemas de acumuladores dedicados prueba de reducción Con el sistema de carga aislado, descargue el volumen del sistema de mayor consumo en modo de Arietes de corte de carcasa, BSR y arietes ciegos Circuito de ariete de corte de carcasa de alta presión y Circuito cerrado de BSR Sistema acumulador principal bombas HPU válvulas Estranguladores ajustables Presión del acumulador mayor que la No exceder los 180 MOP para asegurar el pozo días emergencia. Prueba de sistemas de control Función probada desde una estación de control designada estrangulamiento y cierre (excluidos arietes de corte) Frecuencia Los puestos de control se alternarán entre las pruebas. La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante la recuperación de la presión del sistema, la lectura del caudalímetro u otros medios aplicables. No exceder 7 Tiempos de respuesta para cumplir 5.3.6.2 días El volumen del medidor de flujo cuenta (cuando esté disponible) para estar dentro de los criterios del propietario del equipo. Función probada desde una estación de control designada Los puestos de control se alternarán entre las pruebas. La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante la recuperación de la presión del sistema, la lectura del caudalímetro u otros medios aplicables. No exceder los 21 Tiempos de respuesta para cumplir 5.3.6.2 días El volumen del medidor de flujo cuenta (cuando esté disponible) para estar dentro de los criterios del propietario del equipo. Función probada desde una estación de control designada Los puestos de control se alternarán entre las pruebas. La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante la recuperación de la presión del sistema, la lectura del caudalímetro u otros medios aplicables. No exceder los 90 Tiempos de respuesta para cumplir 5.3.6.2 días El volumen del medidor de flujo cuenta (cuando esté disponible) para estar dentro de los criterios del propietario del equipo. Reducción probada según 5.3.14 Verificación de que la presión final del acumulador sea Se programará la capacidad mayor que el MOP especificado en el dimensionamiento del de salida acumulada de los sistemas acumulador del sistema. de bombas, cargando el acumulador principal después de la prueba Verificación de que el sistema RWP se logra en 15 minutos No exceder los 180 díasb de descenso al sistema. RWP Válvulas de seguridad para piso de perforación Prueba de funcionamiento Verificación del funcionamiento previsto A diario Prueba del colector de estrangulamiento Prueba de funcionamiento Verificación del funcionamiento previsto A diario a Paneles de mantenimiento excluidos. b Las variaciones de temperatura pueden afectar el volumen utilizable en el sistema acumulador. Se puede utilizar un cálculo del volumen utilizable del acumulador o una prueba de reducción para verificar el fluido utilizable cuando ocurren variaciones extremas de temperatura en el acumulador. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,``,` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google 61 SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS Tabla C.3—Pruebas de función programadas, pilas de BOP de superficie Prueba de funcionamiento Sistema/Componente Prueba de batería del SAI Depósito de fluido de control (si corresponde) Prueba de funcionamiento del sistema UPS de dos horas (el principal Suministro eléctrico UPS aislado) con el sistema de control BOP Verificación del sistema de batería del UPS mediante la operación de una única función de pila BOP después de dos horas No exceder los 12 meses alimentado en modo de perforación de rutina Verificación de que se reciba la alarma visual y/o audible adecuada Depósito de fluido de control de cada nivel de fluido del tanque. No exceder los 12 funcionamiento de mezcla y alarmas de nivel meses Verificación de la funcionalidad del sistema de mezcla automática. La integridad de los circuitos hidráulicos de la pila BOP se verificará con reguladores configurados a la presión máxima del circuito. Verificación visual de que no hay fugas. No exceder los 12 meses La duración de la prueba será según los requisitos del propietario del equipo. Verificación de que el sistema de bomba primaria arranca automáticamente antes de que la presión del sistema haya disminuido al 90 % del RWP del sistema y se detiene automáticamente en el RWP del sistema. ±2% No exceder los 12 Presiones de arranque y parada de sistemas de bombas HPU Verificación de que el sistema de bomba secundaria arranca automáticamente antes de que la presión del sistema haya disminuido al 85 % del RWP del sistema y se detiene automáticamente entre el 95 % y el 100 % del sistema. RWP a No se realizarán pruebas durante las operaciones. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Frecuenciaa Prueba de sistemas de control primario Circuitos hidráulicos de pila BOP bombas HPU Criterios de aceptación de la prueba Descripción Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) meses LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,`` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google 62 ESTÁNDAR API 53 Tabla C.4—Prueba de presión inicial, pilas de BOP de superficie Componente a ser presión Probado Prueba de presión: alta presión Prueba de presión: baja presiónac Cambiar de Junta de componente, elastómero o anillo psig (MPa) Preventor anular 250 a 350 (1,72 a 2,41) RWP del preventor anular Preventores de tubería fija, de diámetro variable, ciegos y BSRbd 250 a 350 (1,72 a 2,41) RWP del preventor de ariete o del sistema de boca de pozo, el que sea menor 250 a 350 (1,72 a 2,41) o del sistema de boca de pozo, el que sea menor 250 a 350 (1,72 a 2,41) o del sistema de boca de pozo, el que sea menor de los preventores de ariete (ambos lados) Colector del estrangulador: aguas arriba del estrangulador Colector de estrangulamiento: aguas abajo del estrangulador Kelly, válvulas Kelly, válvulas de seguridad para tuberías de perforación, IBOP MASP o 70% RWP anular, lo que sea menor. PTI RWP de la válvula de salida lateral Línea de estrangulamiento y apagado y válvulas de salida laterales del BOP debajo Sin cambios fuera de Junta de componente, elastómero o anillo PTI RWP de los preventores de ariete PTI 250 a 350 (1,72 a 2,41) RWP de válvula(s), línea(s) o MASP para el programa de pozo, el que sea menor 250 a 350 (1,72 a 2,41) MASP para el programa de pozos a Los períodos de evaluación de las pruebas de presión serán de un mínimo de cinco minutos. Sin fugas visibles. La presión deberá permanecer estable durante el período de evaluación. La presión no deberá disminuir por debajo de la presión de prueba prevista. b Los anulares y los VBR se someterán a pruebas de presión en la tubería de perforación con diámetro exterior más grande y más pequeño que se utilizará en el programa de pozos. c Para operaciones de perforación en plataforma, que se mueven de una boca de pozo a otra dentro de los 21 días, se requieren pruebas de presión para contener la presión y conexiones de control de presión cuando se rompe la integridad de un sello de presión. d Para operaciones de superficie en alta mar, los BOP del ariete se deben probar a presión con los bloqueos del ariete activados y la presión de cierre y bloqueo. ventilado durante la prueba inicial. Para operaciones terrestres, los BOP del ariete se deben probar a presión con los bloqueos del ariete activados y la presión de cierre y bloqueo ventilada durante la puesta en servicio y anualmente. e No es necesario que los obturadores ajustables sean dispositivos de sellado completo. No se requiere prueba de presión contra un estrangulador cerrado. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 63 SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS Tabla C.5—Pruebas de presión operativa posteriores, pilas de BOP de superficie Componente a ser Probado a presión Preventor anular Prueba de presión: baja Presióna 250–350 (1,72–2,41) Válvulas de salida del lado BOP sobre los preventores de ariete de Prueba de presión: alta presióna 250–350 (1,72–2,41) tubería (lado del pozo) MASP para la sección del agujero o 70 % anular MASP para la sección del agujero o 70 % anular Preventores de ariete de tubería No exceder los 21 días RWP, el que sea menor 250–350 (1,72–2,41) MASP para la sección del agujero 250–350 (1,72–2,41) MASP para la sección del agujero 250–350 (1,72–2,41) MASP para la sección del agujero 250–350 (1,72–2,41) MASP para la sección del agujero 250–350 (1,72–2,41) RWP de válvula(s), línea(s) o MASP para la sección del orificio, el que sea menor 250–350 (1,72–2,41) MASP para la sección del agujero tubería (lado fuera del pozo) de diámetro fijo y variableb No exceder los 21 días RWP, el que sea menor Válvulas de salida del lado BOP sobre los preventores de ariete de Frecuencia psig (MPa) No exceder los 21 días No exceder los 21 días Línea de estrangulamiento y muerte y Válvulas de salida del lado BOP debajo de los preventores de ariete de No exceder los 21 días tubería (ambos lados) Colector del estrangulador: aguas arriba del estrangulador Colector de estrangulamiento— aguas abajo de chokesc Kelly, válvulas Kelly, válvulas de seguridad para tuberías de perforación, IBOP Preventores ciegos y BSR 250–350 (1,72–2,41) Presión de prueba de carcasa a Los períodos de evaluación de las pruebas de presión serán de un mínimo de cinco minutos. Sin fugas visibles. La presión deberá permanecer estable durante el período de evaluación. La presión no deberá disminuir por debajo de la presión de prueba prevista. b Los anulares y los VBR se someterán a pruebas de presión en la tubería de perforación con diámetro exterior más pequeño que se espere utilizar en los próximos 21 días. c No es necesario que los estranguladores ajustables sean dispositivos de sellado completo. No se requiere prueba de presión contra un estrangulador cerrado. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) No exceder los 21 días No exceder los 21 días No exceder los 21 días En los puntos de revestimiento LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 64 ESTÁNDAR API 53 Tabla C.6—Prueba de presión de la cámara operativa, pilas de BOP de superficie Componente a ser Probado a presión Prueba de presión: baja Presión Prueba de presión: alta presióna Frecuencia psig (MPa) Preventor anular de apertura y cierre de cámaras operativas. No requerido RWP según lo especificado por el fabricante del equipo Cada 12 meses No requerido RWP según lo especificado por el fabricante del equipo Cada 12 meses No requerido RWP según lo especificado por el fabricante del equipo Cada 12 meses No requerido RWP según lo especificado por el fabricante del equipo Cada 12 meses Válvula de estrangulamiento y cierre BOP para abrir y cerrar cámaras operativas Preventor de ariete abriendo y cerrando cámaras operativas Cámaras operativas de apertura y cierre del ariete de corte de carcasa a Los períodos de evaluación de las pruebas de presión serán de un mínimo de cinco minutos. Sin fugas visibles. La presión deberá permanecer estable durante el período de evaluación. La presión no deberá disminuir por debajo de la presión de prueba prevista. b Si el BOP está en funcionamiento, la prueba se realizará durante el siguiente mantenimiento planificado del BOP. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS sesenta y cinco Tabla C.7—Pruebas de funciones previas al despliegue, pilas de BOP submarinas Descripción de la prueba de función Sistema/Componente Criterios de aceptación de la prueba Sistemas de control secundarios Funciones críticas probadas mediante activación a través de unidad de control acústico. Cada ariete de corte CERRAR Sistema Acústico La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante inspección visual, recuento del volumen del caudalímetro, prueba de presión u otros métodos aplicables. Ariete de un tubo CERRAR medio Cerraduras de ariete BLOQUEAR Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 Conector LMRP DESBLOQUEAR Prueba de funcionamiento de funciones críticas mediante circuito de intervención Intervención ROV Cada ariete de corte de sellado CIERRE y BLOQUEE Cada ariete de corte sin sellado CERRAR La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante inspección visual, recuento del volumen del caudalímetro, prueba de presión u otros métodos aplicables. medio Ariete de un tubo CERRAR y BLOQUEAR Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 Conector LMRP DESBLOQUEAR Sistemas de control de emergencia Completado en 90 segundos o menos. Prueba de circuito de Todos los modos funcionan probados quitando la energía eléctrica y hombre muerto el suministro hidráulico a la pila. La verificación de la operación/secuencia prevista puede realizarse mediante inspección visual, recuento de volumen del medidor de flujo, prueba de presión u otros medios aplicables. Completado en 90 segundos o menos. La verificación de la operación/secuencia prevista puede realizarse Prueba del circuito de corte automático Todos los modos funcionan probados mediante la activación del gatillo. mediante inspección visual, recuento de volumen del medidor de flujo, prueba de presión u otros medios aplicables. Sistemas de control primario Estaciones de control Prueba de funcionamiento de todas las estaciones de control y paneles Verificación positiva del funcionamiento previsto. remotos. Verificación visual de que no hay fugas. La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante Funciones BOP probadas desde módulos instalados (para incluir Operadores de operadores de ariete, operadores anulares, conectores, pila BOP, válvulas y pods válvulas montadas en pila, varillas, cilindros, funciones inspección visual, recuento del volumen del caudalímetro, prueba de presión u otros métodos aplicables. medio específicas de módulo, circuitos de alta presión, circuitos secundarios). Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 El recuento del volumen del caudalímetro debe estar dentro de los criterios del propietario del equipo. Purga de gas BOP y El funcionamiento del cierre de la válvula se probará únicamente con válvulas de salida laterales resortes (sin asistencia hidráulica) Sistema acumulador principal bombas HPU La válvula de verificación cambia al estado completamente cerrado mediante inspección visual, prueba de presión, flujo a través de válvulas u otros medios aplicables. Verificación de que la presión final del acumulador sea mayor que el Prueba de reducción según 6.4.15 MOP especificado en el dimensionamiento del acumulador del Se programará la capacidad de salida acumulada de los sistemas de bombas, cargando el acumulador principal después de la prueba de reducción al sistema RWP sistema. Verificación de que el sistema RWP se logra en 15 minutos La integridad de los circuitos hidráulicos de la pila BOP se verificará a las presiones máximas esperadas para las operaciones de control de pozos. Circuitos hidráulicos de pila BOP Verificación visual de que no hay fugas. La duración de la prueba será según los requisitos del propietario del equipo. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google ESTÁNDAR API 53 66 Descripción de la prueba de función Sistema/Componente Secuencia de desconexión de emergencia (prueba en seco) Secuencia de desconexión de Criterios de aceptación de la prueba Todos los modos funcionan probados Cada función de ubicación de activación de EDS probada con al menos un modo comandadas por secuencia Verificación en el registrador de datos de que las funciones fueron comandadas por secuencia El modo que consume el mayor volumen de función de fluido hidráulico probado mediante activación en la estación de control. La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante inspección visual, recuento del volumen del caudalímetro, emergencia (prueba húmeda) pila de balanza de pagos Verificación en el registrador de datos de que las funciones fueron prueba de presión u otros métodos aplicables. medio El BOP se debe derivar con una herramienta de diámetro mínimo o un punzón según lo determinen el propietario del equipo y los requisitos del usuario. Pasar completamente a través de la pila BOP después de las pruebas de presión y funcionamiento previas al despliegue del BOP. (Los criterios de aceptación API 16A para derivar dentro de 30 minutos no son aplicables) a Asegurar el pozo incluye cerrar arietes, válvulas y cerraduras y no incluye desconexiones u otras funciones que puedan emplearse posteriormente después de que se haya asegurado el pozo. b Los sistemas de corte automático que se inician al retirar la energía eléctrica y el suministro hidráulico a la pila no requieren una prueba separada de la sistema de hombre muerto. c El requisito de tiempo mínimo para asegurar el pozo no incluye funciones después de que el pozo haya sido asegurado. d El fluido de potencia puede ser suministrado desde acumuladores de superficie o una fuente alternativa. e Paneles de mantenimiento excluidos. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 67 SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS Tabla C.8—Prueba de funcionamiento inicial, pilas de BOP submarinas Descripción de la prueba de función Sistema/Componente Criterios de aceptación de la prueba Sistemas de control secundarios La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante recuento de volumen del caudalímetro, prueba de presión u otros medios Cerrar un BOP de ariete sistema acústico aplicables. Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante Intervención ROV recuento de volumen del caudalímetro, prueba de presión u otros medios Cerrar un BOP de ariete aplicables. Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 Sistemas de control de emergencia Completado en 90 segundos o menos. La verificación positiva del funcionamiento previsto puede realizarse Acumuladores de emergencia dedicados Función de un modo probada quitando el control y el otros medios aplicables. suministro hidráulico al dispositivo de activación Prueba del circuito de hombre muerto mediante recuento de volumen del caudalímetro, prueba de presión u Verificación de que los componentes actúan según el diseño. Presión final del acumulador mayor que el MOP para asegurar el pozo. Sistemas de control primario La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante la recuperación de la presión del sistema, la lectura del Arietes BOP, anulares, Funciones BOP probadas desde el control caudalímetro u otros medios aplicables. válvulas de estrangulamiento y cierre estaciones a través del podsc instalado Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 El volumen del caudalímetro debe estar dentro de los criterios del propietario del equipo. La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante la recuperación de la presión del sistema, la lectura del Los arietes de corte de carcasa de alta presión y los BSR de Función probada desde módulos instalados desde caudalímetro u otros medios aplicables. alta presión cierran circuitos estaciones de control designadas a Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 El volumen del caudalímetro debe estar dentro de los criterios del propietario del equipo. Sistema de acumulador principal Verificación de que la presión final del acumulador sea mayor que el (solo se requiere en sistemas que Prueba de reducción según 6.4.15 dependen de acumuladores LMRP para cumplir con los MOP especificado en el dimensionamiento del acumulador del sistema. requisitos de tamaño) pila de balanza de pagos El BOP se debe derivar con una herramienta de Pasa completamente a través de la pila del BOP después de la diámetro mínimo o un punzón según lo determinen el prueba de funcionamiento y presión inicial del BOP (no se aplican propietario del equipo y los requisitos del los criterios de aceptación API 16A para desviarse en 30 minutos) usuario. Válvulas de seguridad para piso de perforación válvulas Prueba de funcionamiento Verificación del funcionamiento previsto Colector de estrangulamiento Prueba de funcionamiento Estranguladores ajustables Verificación del funcionamiento previsto a Asegurar el pozo incluye cerrar arietes, válvulas y cerraduras y no incluye desconexiones u otras funciones que puedan emplearse posteriormente después de que se haya asegurado el pozo. b El requisito de tiempo mínimo para asegurar el pozo no incluye funciones después de que el pozo haya sido asegurado. c Paneles de mantenimiento excluidos. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 68 ESTÁNDAR API 53 Tabla C.9—Pruebas de función operativa posteriores, pilas de BOP submarinas Descripción de la prueba de función Sistema/Componente Criterios de aceptación de la prueba Frecuencia Sistemas de control secundarios Acústico Verificación de la comunicación Comprobación de batería No exceder los 21 días ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` Sistemas de control de emergencia prueba de reducción Acumuladores de emergencia dedicados Con el sistema de carga aislado, descargue Presión del acumulador mayor que la el volumen del sistema de mayor No exceder los 180 días MOP para asegurar el pozo consumo en modo de emergencia. Sistemas de control primario Función probada a través de un módulo desde Arietes BOP, anulares y válvulas de estrangulamiento y cierre (excluidos arietes de corte) una estación de control designada La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante la recuperación de la presión del sistema, la lectura del caudalímetro u Los pods se alternarán entre pruebas. otros medios aplicables. Las estaciones de control se alternarán según Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 el cronograma del propietario del equipo. No exceder los 7 días El volumen del medidor de flujo cuenta para estar dentro Criterios del propietario del equipo. Función probada a través de un módulo desde una estación de control designada Arietes de corte de carcasa y BSR La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante la recuperación de la presión del sistema, la lectura del caudalímetro u Los pods se alternarán entre pruebas. otros medios aplicables. Las estaciones de control se alternarán según Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 el cronograma del propietario del equipo. No exceder los 21 días El volumen del caudalímetro debe estar dentro de los criterios del propietario del equipo. Función probada a través de un módulo desde Circuito de ariete de corte de carcasa de alta presión y circuito cerrado de BSR de alta presión una estación de control designada La verificación del funcionamiento previsto puede realizarse mediante la recuperación de la presión del sistema, la lectura del caudalímetro u Los pods se alternarán entre pruebas. otros medios aplicables. Las estaciones de control se alternarán según Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 el cronograma del propietario del equipo. No exceder los 90 días El volumen del caudalímetro debe estar dentro de los criterios del propietario del equipo. Verificación de que la presión final del acumulador sea Prueba de reducción según 6.4.15 Sistema acumulador principal bombas HPU Se programará la capacidad de salida acumulada de los sistemas de bombas, cargando el acumulador principal después de la prueba de reducción al sistema RWP mayor que el MOP especificado en el dimensionamiento del acumulador del sistema. No exceder 180 diasb Verificación de que el sistema RWP se logra en 15 minutos Válvulas de seguridad para piso de perforación válvulas Prueba de funcionamiento Verificación del funcionamiento previsto A diario Colector de estrangulamiento Estranguladores ajustables Prueba de funcionamiento Verificación del funcionamiento previsto A diario a Paneles de mantenimiento excluidos. b Las variaciones de temperatura pueden afectar el volumen utilizable en el sistema acumulador. Se puede utilizar un cálculo del volumen utilizable del acumulador o una prueba de reducción para verificar el fluido utilizable cuando ocurren variaciones extremas de temperatura en el acumulador. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,``,` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google Sistema/Componente Tabla C.10—Pruebas de funcionamiento programadas, pilas de BOP submarinas Descripción de la prueba de función Prueba de batería del SAI Prueba de funcionamiento de todas las La verificación positiva de la operación funciones a través del circuito de intervención y válvulas. prevista puede realizarse mediante inspección visual, Las pruebas se realizarán durante las pruebas previas al despliegue con BOP en la superficie. recuento de galones del medidor de flujo, prueba No exceder los 12 de presión u otros métodos aplicables. medio meses Sistemas de control primario Verificación en el registrador de datos de El modo que consume el mayor volumen que las funciones fueron comandadas por de función de fluido hidráulico probado secuencia mediante activación en la estación de control. Las pruebas se realizarán con el BOP enganchado a la boca del pozo. Verificación positiva de lo previsto. No exceder 5 La operación puede realizarse en forma de años inspección ROV, recuento de galones del medidor de flujo, prueba de presión u otros métodos aplicables. medio Prueba de funcionamiento del sistema UPS de dos horas (el suministro eléctrico principal del UPS aislado) con el sistema de control Verificación del sistema de batería del UPS mediante BOP encendido en modo de perforación de rutina la operación de una única función de pila BOP después de dos horas No exceder los 12 meses Pruebas a realizar con BOP en superficie Verificación de que se reciba la alarma visual y/ o audible adecuada de cada nivel de fluido del Controle la operación de mezcla del (si corresponde) depósito de fluido y las alarmas de nivel. tanque. No exceder los 12 meses Verificación de la funcionalidad del sistema de mezcla automática. Verificación de que el sistema de bomba primaria arranca automáticamente antes de que la presión del sistema haya disminuido al 90 % del RWP del sistema y se detiene automáticamente en el RWP Presiones de arranque y parada de sistemas de bombas HPU del sistema ±2 % Verificación de que el sistema de bomba secundaria arranca automáticamente antes de que la presión del sistema haya disminuido al 85 % del RWP del sistema y se detiene automáticamente entre el 95 % y el 100 % del RWP del sistema. a No se realizarán pruebas durante las operaciones. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Frecuenciaa Tiempos de respuesta para cumplir 6.4.6.2 Depósito de fluido de control bombas HPU Criterios de aceptación de la prueba Sistemas de control secundarios ROV EDS 69 SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) No exceder los 12 meses LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,`` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google 70 ESTÁNDAR API 53 Tabla C.11—Pruebas de presión previas al despliegue, pilas de BOP submarinas Prueba de presión: alta presióna Componente a ser presión Probado Prueba de presión: baja presióna psig (MPa) Cambio de Componente, Sin cambio de Componente, Elastómero o anillo Elastómero o anillo Empaquetadura Preventor anular RWP del preventor 250–350 (1,72–2,41) anular Válvulas de salida del lado BOP debajo RWP de anular Empaquetadura MAWHP o 70 % RWP anular, lo que sea menor MAWHP o 70 % RWP obstáculo anular, lo que sea menor 250–350 (1,72–2,41) RWP de preventores de ariete PDTP o 5000 psig, lo que sea mayor Tubería fija, diámetro variable y preventores BSRbc 250–350 (1,72–2,41) RWP del preventor de ariete PDTP o 5000 psig, lo que sea mayor Conectores LMRP y de boca de pozo 250–350 (1,72–2,41) Igual que el conector BOP anterior Igual que el conector BOP anterior 250–350 (1,72–2,41) RWP de preventores de ariete PDTP o 5000 psig, lo que sea mayor del anular y encima de los preventores de 250–350 (1,72–2,41) ariete (lado del pozo) Válvulas de salida del lado BOP debajo del anular y encima de los preventores de ariete (lado fuera del pozo) Línea de estrangulamiento y apagado y válvulas de salida laterales del BOP debajo de los preventores de ariete (ambos lados) a Los períodos de evaluación de las pruebas de presión serán de un mínimo de cinco minutos. Sin fugas visibles. b La presión deberá permanecer estable durante el período de evaluación. La presión no deberá disminuir por debajo de la presión de prueba prevista. Los anulares y los VBR se someterán a pruebas de presión en la tubería de perforación con diámetro exterior más grande y más pequeño que se utilizará en el programa de pozos. c Los BOP tipo ariete se probarán a presión con las cerraduras enganchadas y la presión de cierre y bloqueo ventiladas. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS Tabla C.12—Prueba de presión inicial, pilas de BOP submarinas Componente a ser presión Probado Preventor anular Prueba de presión: baja presióna Prueba de presión: alta presióna psig (MPa) 250–350 (1,72–2,41) MAWHP o 70 % RWP anular, lo que sea menor 250–350 (1,72–2,41) MAWHP o 70 % RWP anular, lo que sea menor 250–350 (1,72–2,41) MAWHP para el programa de pozos 250–350 (1,72–2,41) MAWHP para el programa de pozos Válvulas de salida del lado BOP debajo del anular y encima de los preventores de ariete (lado del pozo) Válvulas de salida del lado BOP debajo del anular y encima de los preventores de ariete (lado fuera del pozo) Tubería fija y diámetro variable, preventores de arietebc Igual que el conector BOP anterior Conectores LMRP y de boca de pozo 250–350 (1,72–2,41) Línea de estrangulamiento y apagado y válvulas de salida laterales del BOP debajo de 250–350 (1,72–2,41) MAWHP para el programa de pozos 250–350 (1,72–2,41) MAWHP para el programa de pozos los preventores de ariete (ambos lados) Colector de estrangulamiento: aguas arriba de los estranguladores de Colector de estrangulamiento: aguas abajo de los estranguladores Kelly, válvulas kelly, válvulas de seguridad para tuberías de perforación, IBOPse RWP de válvula(s), línea(s) o MAWHP para el programa de 250–350 (1,72–2,41) pozo, el que sea menor 250–350 (1,72–2,41) MAWHP para el programa de pozos a Los períodos de evaluación de las pruebas de presión serán de un mínimo de cinco minutos. Sin fugas visibles. La presión deberá permanecer estable durante el período de evaluación. La presión no deberá disminuir por debajo de la presión de prueba prevista. b Los anulares y VBR se someterán a pruebas de presión en la tubería de perforación con diámetro exterior más pequeño que se utilizará en la sección del pozo. c Los BOP tipo ariete se probarán a presión con las cerraduras enganchadas y la presión de cierre y bloqueo ventiladas. d No es necesario que los estranguladores ajustables sean dispositivos de sellado completo. No se requiere prueba de presión contra un estrangulador cerrado. e Se pueden realizar pruebas de presión antes de fijar el BOP a la boca del pozo. ``,,`,,,```,,``,``,`````,```,``,,`,,`,`,,` Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) 71 LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``, ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google 72 ESTÁNDAR API 53 Tabla C.13—Pruebas de presión operativa posteriores, pilas de BOP submarinas Componente a ser presión Probado Preventor anular Prueba de presión: baja Presióna MAWHP o 70 % RWP anular, lo que sea menor No exceder los 21 días 250–350 (1,72–2,41) MAWHP o 70 % RWP anular, lo que sea menor No exceder los 21 días 250–350 (1,72–2,41) MAWHP para la sección del agujero 250–350 (1,72–2,41) MAWHP para la sección del agujero 250–350 (1,72–2,41) MAWHP para la sección del agujero 250–350 (1,72–2,41) MAWHP para la sección del agujero 250–350 (1,72–2,41) RWP de válvula(s), línea(s) o MAWHP para la sección del agujero, el que sea menor 250–350 (1,72–2,41) MAWHP para la sección del agujero 250–350 (1,72–2,41) Presión de prueba de carcasa del pozo) Válvulas de salida del lado BOP sobre los preventores de ariete de tubería (lado no perforado del pozo) Preventores de ariete de tubería de diámetro fijo y variableb Línea de estrangulamiento y apagado y válvulas de salida del lado BOP debajo de Frecuencia 250–350 (1,72–2,41) Válvulas de salida del lado BOP sobre los preventores de ariete de tubería (lado Prueba de presión: alta presióna psig (MPa) No exceder los 21 días No exceder los 21 días No exceder los 21 días los preventores de ariete de tubería (ambos lados) Colector del estrangulador: aguas arriba del estrangulador Colector del estrangulador: aguas abajo del estrangulador Kelly, válvulas Kelly, válvulas de seguridad para tuberías de perforación, IBOP preventores de BSR a Los períodos de evaluación de las pruebas de presión serán de un mínimo de cinco minutos. Sin fugas visibles. La presión deberá permanecer estable durante el período de evaluación. La presión no deberá disminuir por debajo de la presión de prueba prevista. b Los anulares y los VBR se someterán a pruebas de presión en la tubería de perforación con diámetro exterior más pequeño que se espere utilizar en los próximos 21 días. c No es necesario que los estranguladores ajustables sean dispositivos de sellado completo. No se requiere prueba de presión contra un estrangulador cerrado. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) No exceder los 21 días No exceder los 21 días No exceder los 21 días En los puntos de revestimiento LOMOARcPSD|29416231 Machine Translated by Google 73 SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS Tabla C.14—Pruebas de presión de la cámara operativa, pilas de BOP submarinas Componente que se va a probar a presión Prueba de presión: baja Presión psig (MPa) Preventor anular de apertura y cierre de cámaras operativas. Bloqueo y desbloqueo del conector LMRP cámaras operativas Válvula de estrangulamiento y cierre BOP para abrir y cerrar cámaras operativas Preventor de ariete abriendo y cerrando cámaras operativas Cámaras operativas de apertura y cierre del ariete de corte de carcasa Cámaras operativas de cierre y desbloqueo del conector de cabeza de pozo Prueba de presión: alta Presióna Frecuenciab No requerido RWP según lo especificado por el fabricante del equipo Cada 12 meses No requerido RWP según lo especificado por el fabricante del equipo Cada 12 meses No requerido RWP según lo especificado por el fabricante del equipo Cada 12 meses No requerido RWP según lo especificado por el fabricante del equipo Cada 12 meses No requerido RWP según lo especificado por el fabricante del equipo Cada 12 meses No requerido RWP según lo especificado por el fabricante del equipo Cada 12 meses a Los períodos de evaluación de las pruebas de presión serán de un mínimo de cinco minutos. Sin fugas visibles. La presión deberá permanecer estable durante el período de evaluación. La presión no deberá disminuir por debajo de la presión de prueba prevista. ,```,`````,``,``,,``,`,`,`,,`,`,,`,` b Si el BOP está en funcionamiento, la prueba se realizará cuando el BOP se recupere a la superficie para el próximo mantenimiento planificado. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,,``,` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google Anexo D (normativo) Informe de fallas D.1 Requisitos del propietario del equipo D.1.1 El propietario del equipo deberá mantener un registro de las fallas del sistema BOP. D.1.2 El informe de falla incluirá, como mínimo: a) El nombre del propietario del equipo; b) El nombre y ubicación de la plataforma; c) El nombre del contacto principal del propietario del equipo (a quien se le puede solicitar información adicional, si necesario); d) Un número de referencia del informe; e) Una descripción clara y concisa del evento; f) Una descripción clara del componente en cuestión, incluido el número de pieza, el número de serie, el tamaño y la presión. calificaciones; g) La causa raíz, si la PYME (experto en la materia) del propietario del equipo puede indicar con confianza la causa raíz de el evento. D.1.3 Se deberá realizar un RCFA (análisis de causa raíz de falla) cuando: a) Hay pérdida de una barrera de pozo; b) Hay una recuperación no planificada de la BOP/LMRP; c) La falla se califica como recurrente; d) La PYME propietaria del equipo no puede determinar con seguridad la causa. D.2 Requisitos del fabricante del equipo D.2.1 El destinatario de los informes (ya sea el fabricante del equipo o el integrador del sistema) deberá alertar a todos los usuarios del componente informado si sus registros sugieren que un evento está ocurriendo en toda la industria. El destinatario deberá iniciar una RCFA con representantes de los propietarios de equipos correspondientes invitados a asistir/participar. D.2.2 El fabricante del equipo deberá seguir los requisitos de API 16A u otra especificación relevante con respecto a las notificaciones de cambios de diseño. D.2.3 Los problemas significativos experimentados con el equipo BOP observados durante su fabricación, prueba o uso deben comunicarse formalmente al individuo o grupo dentro de la organización del fabricante responsable de los documentos de diseño y especificaciones. D.2.3.1 El fabricante deberá contar con un procedimiento escrito que describa formas y procedimientos para realizar este tipo de comunicación. D.2.3.2 El fabricante deberá mantener registros del diseño progresivo, cambios de materiales u otras acciones correctivas tomadas para cada modelo y tamaño de equipo de prevención de explosiones. 74 Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```, ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google SISTEMAS DE EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS PARA PERFORACIÓN DE POZOS 75 D.2.4 Todos los problemas importantes experimentados con el equipo de prevención de explosiones se informarán por escrito a cada propietario del equipo de prevención de reventones dentro de las tres semanas posteriores al suceso. D.2.5 El fabricante deberá comunicar los cambios de diseño resultantes de un mal funcionamiento o falla a cada propietario de equipo que utilice el equipo afectado. Ese aviso deberá realizarse dentro de los 14 días posteriores al cambio de diseño. Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,` ` `,,`,,`, Machine Translated by Google Bibliografía [1] Práctica recomendada API 2INTMET, Guía provisional sobre condiciones de huracanes en el Golfo de México [2] Práctica recomendada API 2SK, Diseño y análisis de sistemas de mantenimiento de estaciones para estructuras flotantes [3] Especificación API 5L, Especificación para tuberías [4] Práctica recomendada API 16ST, Sistemas de equipos de control de pozos con tubería flexible [5] Práctica recomendada API 59, Práctica recomendada para operaciones de control de pozos [6] Práctica recomendada API 75, Desarrollo de un programa de gestión ambiental y de seguridad para Operaciones e instalaciones costa afuera [7] API RP 49, Práctica recomendada para operaciones de perforación y servicio de pozos que involucran sulfuro de hidrógeno [8] API 17TR15, API 17H, Interfaces hidráulicas para hot stabs [9] Código ASME de calderas y recipientes a presión (BPVC), Sección VIII: Recipientes a presión [10] ASME B16.5, Bridas de tubería y accesorios bridados: NPS 1/2 a NPS 24 Estándar métrico/pulgada [11] SPE20430PA, Dimensionamiento y evaluación del separador de lodo/gas 76 Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) LOMOARcPSD|29416231 ``,,`,,,```,, ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google Copyright Instituto Americano del Petróleo Proporcionado por IHS Markit bajo licencia con API No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS. Licenciatario=Ecopetrol/5915281001, Usuario=parra, mauricio No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Descargado por AnonsTotals Col (crr97hotmailes@gmail.com) No apto para reventa, 11/03/2019 10:27:20 MDT Licenciatario=Ecopetrol/ 5915281001, Usuario=parra, mauricio Descargado por Col AnonsTotals (crr97hotmailes@gmail.com) No se per la rep ni la co en re sin lic de IH Pro por IHS Ma baj lice co AP Cop Insti del Am Pet Producto No. G05305 ``,,`,,,```,,` ` `,,`,,`,`,,` Machine Translated by Google LOMOARcPSD|29416231

Equipo de prevención de reventones API STD 53 2018

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