CAP 10_Equipamiento de Superficie

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CAPÍTULO
10
No se puede 
controlar el pozo
 sin el equipamiento 
bien mantenido 
y que funciona.
EQUIPAMIENTO 
DE SUPERFICIE
10-1
L a Columna de los Preventores de Reventones (B.O.P.) es una parte tan vital del equi-pamiento que no se debería dejarla de 
lado. El sistema de Preventores de Reventones es 
realmente un juego singular de válvulas hidráulicas 
muy grandes. Las BOP tienen diámetros grandes, 
están clasificados para alta presión y operan rápida-
mente. Estas características hacen que el sistema 
incluya algunas limitaciones de las cuales la cuadrilla 
de operaciones debe estar conciente y observar con 
cuidado.
Se puede armar la columna de preventores 
con una variedad de configuraciones. El Código 
del Instituto Americano del Petróleo (API) para 
describir las configuraciones de la columna está 
incluido en el Boletín API RP53. Los códigos 
recomendados para designar los componentes de 
los arreglos de preventores de reventones son 
como sigue:
 ORGANIZACIÓN DEL
 CONJUNTO DE BOP
CAPÍTULO 10
10-2
El propósito del 
conjunto de BOP 
es el de cerrar el 
pozo y dejar la 
mayor flexibilidad 
para las 
subsiguientes 
operaciones.
A = preventor de reventones tipo anular
G = cabezal giratorio
R = preventor tipo simple, con un solo juego de 
arietes (esclusas), ciego o de tubería, según prefiera 
el operador
Rd = preventor del tipo doble, con doble juego de 
arietes, colocados como prefiera el operador
Rt = preventor del tipo triple, con tres juegos de 
esclusas, colocados como prefiera el operador
CH = conector a control remoto que conecta el 
cabezal del pozo o los preventores unos con otros.
CL = conector de baja presión a control remoto que 
conecta el riser con el conjunto de BOP.
S = carretel con conexiones de salida laterales para 
las líneas del estrangulador y control (ahogo)
M = clasificación de trabajo de 1000 psi (68.95 
bar).
Los componentes se indican leyendo desde el 
fondo de la columna de preventores hacia arriba. 
Se puede identificar plenamente las columnas de 
preventores de reventones por medio de simples 
designaciones, como por ejemplo:
15M-7-1/6” (179.39 mm)-RSRRA
10M-13.5/8” (346.08 mm)-RSRRA
5M-18-3/4” (476.25 mm)-RRRRAA
La primera de las columnas de preventores ante-
riores estaría clasificada para una presión de trabajo 
de 15000 psi (1034.2 bar), tendría un diámetro de 
7-1/16 pulgadas (179.39 mm) y estaría arreglada a 
igual que el primer ejemplo en la figura abajo.
Esta ilustración, de “Sistemas de Equipos de 
Prevención de Reventones” del API RP53, 
muestra tres configuraciones, pero hay varios 
más que son posibles en un arreglo anular 
con tres arietes. La consideración más 
importante de cómo organizar la columna 
es cuál parece ser el mayor peligro que 
se podría encontrar. A este respecto, se 
podrían señalar varias cosas:
w Los requerimientos de la columna deberían estar 
basados de acuerdo a cada trabajo.
w Ninguna de las tres figuras que se muestran 
es adecuada para bajada bajo presión (stripping) 
ariete a ariete según las reglas generales de 
stripping. Para las bajadas esclusa a esclusa, la 
configuración mínima es RRSRA o RRRA, si se 
usará la salida lateral del Preventor de Reventones 
para circular.
w Hay un sinfín de configuraciones deseables, pero 
con más arietes, la columna se hace más pesada, 
más grande y más cara. Con menos esclusas hay 
menos flexibilidad y se reduce la seguridad.
w El mejor arreglo para la columna es uno que es 
adecuado para la tarea y el área y que incluye 
cierto grado de seguridad.
Desde el punto de vista del control del pozo, el 
propósito de la columna de Preventores de Reventones 
(conjunto de BOP) es el de cerrar el pozo cuando 
ocurre una surgencia y dejar que todavía haya la 
mayor flexibilidad para las operaciones subsiguientes. 
Si esto se mantiene en mente, hay muchas posibles 
configuraciones de columna que son satisfactorias. 
Al diseñar u operar la columna, las preocupaciones 
críticas de las operaciones del control de pozos 
son algunos de los límites inherentes tales como la 
presión, el calor, el espacio, la parte económica, etc.
 Arreglos típicos de columnas de 
preventores de reventones
10-3
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
Los preventores 
anulares son los 
dispositivos más 
versátiles para 
controlar la 
presión en el 
cabezal del pozo.
Dos ejemplos de 
preventores 
anulares
Los preventores anulares, a veces llamados 
los preventores de bolsa, preventores esféricos o 
simplemente Hydrils, probablemente sean los 
dispositivos más versátiles para controlar la presión en 
el cabezal del pozo. Algunos modelos están sumamente 
energizados por el pozo, es decir, la presión del pozo 
empuja hacia arriba y provee una fuerza de sellado 
adicional. El preventor anular se utiliza como un sello 
de cierre alrededor de cualquier cosa que pueda estar 
en el pozo y como un cabezal de lubricación para 
mover o deslizar la tubería bajo presión. La mayoría de 
los preventores anulares modernos cierran alrededor 
de la junta kelly, los collares, la tubería de perforación, 
la sarta de trabajo, la tubería, las líneas de cables o, en 
una emergencia, el pozo abierto.
El preventor consiste de un elemento de empaque 
circular hecho de goma, un pistón, un cuerpo y un 
cabezal (tapa). Cuando se bombea fluido hidráulico 
en la cámara de cierre, ocurre una secuencia en la cual 
el elemento de sellado es empujado hacia adentro. 
Según el fabricante y el modelo, el funcionamiento 
interior del equipo puede variar en cuanto a cómo se 
obtiene ese sello, pero típicamente es por medio del 
movimiento vertical u horizontal del empaquetador. 
Es el empaquetador que está adentro del anular el 
que provee el sello. Los repuestos para los anulares 
deberían incluir el empaquetador apropiado y los 
elementos de sellado.
Hay muchos fabricantes con varios modelos que 
se usan en la actualidad, tales como el Hydril GL, 
GX y GK, el Cameron D y DL, y el Shaffer con 
tapas abulonadas y tapas de cuña. Las tres empresas 
ofrecen modelos de doble carcaza para las aplicaciones 
submarinas o cuando se necesitan dos preventores 
anulares en tándem y podría haber un problema con el 
espacio. Las presiones de operación, las características, 
así como también las limitaciones, variarán con 
los diferentes modelos y marcas. Es por esto que 
debería haber reguladores hidráulicos para todos los 
preventores anulares, para permitir que se ajuste la 
presión de operación cuando sea necesario.
La válvula reguladora que provee la presión de 
cierre permitirá el flujo en ambas direcciones. Este 
es un detalle importante cuando se va a mover o 
deslizar tubería y roscas de unión a través de ella para 
así mantener una presión de cierre y sello constantes 
contra la tubería. Sin embargo, si la presión del pozo 
sobrepasa la presión del manifold y un sello falla, la 
presión del pozo puede descargarse por el regulador 
de la línea de cierre de vuelta acumulador de fluido.
El mayor problema con el uso en el campo 
de varios modelos y marcas parece ser la falta de 
conocimiento que tiene el usuario sobre ese modelo 
en particular. Es una buena práctica verificar el 
manual del fabricante para encontrar las características 
correctas de la presión de operación para los distintos 
preventores y cuál es la presión de cierre recomendada, 
dada la presión del pozo y el tamaño de la tubería 
que se está usando. Lo más importante es que el 
empaquetador debe ejercer suficiente presión contra 
la tubería para asegurar que haya un buen sello, 
pero la presión no debería ser tan ajustada que el 
elemento de empaque se deteriore. Si no se usa la 
presión correcta, podría llevar a una falla temprana y 
la subsiguiente reposición, los cuales son costosos y 
llevan tiempo. En algunos casos, estas fallas pueden 
tener efectos desastrosos. 
 La mayoría de preventores anulares están diseñados 
para una presión máxima de cierre recomendada de 
 PREVENTORES ANULARES 
CAPÍTULO 10
10-4
El mover la tubería 
porel preventor 
a presiones de 
cierre altas causa 
desgaste y la falla 
del 
empaquetador.
Stripping a través de un preventor anular
1500 psi (103.42 bar), aunque algunos preventores 
anulares tienen una presión máxima de trabajo en 
la cámara de operaciones de 3000 psi (206.24 bar). 
La presión mínima para obtener el sello depende 
de varios factores tales como el tamaño del pozo, el 
diámetro exterior (OD) de la tubería y la presión en el 
pozo. En general, mientras más grande sea el tamaño 
del pozo y más pequeña sea la tubería, mayor es la 
presión de cierre que se requiere para asegurar el 
sello, aunque ciertos modelos tienen requerimientos 
muy específicos en cuanto a la presión de cierre.
Por lo general, la presión regulada para un 
preventor anular debería ser de aproximadamente 
500 a 800 psi (de 34.47 a 55.16 bar) cuando se está 
moviendo la tubería. El empaque de goma en el 
preventor anular que permite esta flexibilidad es la 
parte crítica del preventor y se puede destruir por 
medio del mal uso o el abuso. El uso de una 
presión de operación inapropiada (acumulador) en el 
preventor anular es una de las fuentes principales de 
abuso que causa la falla del empaque de preventor 
anular. Aunque el anular se cierra en múltiples tipos 
y formas de tuberías, se debería probar utilizando el 
cuerpo de la tubería de la sarta (columna) que se está 
usando. Hay veces en que un sello es necesario, como 
por ejemplo cuando cierra alrededor de una línea de 
cable o una junta kelly, o cuando existe la presencia 
de gas H2S. Se debería recordar que estas operaciones 
podrían resultar en una vida reducida del elemento 
de empaquetado. Al usar el preventor anular, se 
debe hacer todos los esfuerzos posibles para utilizar 
la menor cantidad de presión de operación. Una 
presión de cierre mínima ayudará a conservar el 
empaquetador. 
Se requiere más fluido hidráulico para cerrar un 
preventor anular que un ariete de tubería. Entonces 
tomará más tiempo cerrar un preventor anular que 
uno tipo esclusa. Presiones de cierre elevadas no 
mejorarán el tiempo de cierre igual que las líneas de 
operación con mayores diámetros, y los accesorios y 
reguladores más grandes.
Se puede mejorar la operación del preventor 
anular en el equipo por medio de observar lo 
siguiente:
w Nunca use más presión de lo necesario en la 
unidad de cierre, especialmente si está moviendo 
tubería.
w Pruebe el empaquetador cuando lo coloca en el 
preventor, según lo requieran las operaciones, los 
reglamentos estatales o federales, o las prácticas de 
la industria.
w Verifique con el manual del fabricante para 
los datos operativos de los distintos modelos. 
Pueden haber diferencias considerables en los 
datos operativos para los distintos preventores 
anulares.
w Si se mueve la tubería por el preventor a presiones 
de cierre altas esto podría causar el desgaste y 
pronta falla del elemento de empaque.
w Almacene los empaques en áreas frescas, secas y 
oscuras, lejos de los motores eléctricos.
w Como siempre, consulte con el manual del 
fabricante o hable con un representante de 
servicio por las presiones de control apropiadas, 
los compuestos de la goma, los procedimientos 
adicionales para mover bajo presión (stripping), 
las limitaciones de los equipos, las pruebas o 
cualquier otra pregunta que pudiera tener acerca 
de su modelo en particular.
Se debería señalar que se puede dividir (cortar) los 
empaquetadores para ciertos modelos de preventores 
anulares para permitir su retiro cuando no se puede 
retirar el kelly o la sarta del pozo. Hay elementos del 
empaque anular, ya divididos, disponibles de fábrica. 
Los empaquetadores previamente divididos son muy 
convenientes si se va a usar el preventor anular para 
deslizar tubería. 
Recuerde siempre de consultar con el manual 
de fabricante para el operador o hablar con un 
representante de servicio por las presiones de 
control apropiadas, los compuestos de la goma, los 
procedimientos adicionales para el deslizamiento, las 
limitaciones de los equipos, las pruebas o cualquier 
otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo 
de preventor anular en particular.
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
10-5
En los equipos de 
perforación 
flotantes, se 
pueden usar 
desviadores 
durante todas la 
operación de 
perforación.
Se usan los sistemas 
de desvío para 
proteger al personal y 
los equipos de flujos 
de gas de poca 
profundidad.
 PREVENTORES ANULARES 
 CON FINES ESPECÍFICOS
Muchos de los fabricantes de equipos de 
Preventores de Reventones ofrecen una variedad de 
preventores del tipo anular con fines específicos. La 
función específica de cada uno se indica por su 
nombre, incluyendo cabezales giratorios, deslizadores 
de tubería (strippers), deslizadores de líneas de cable, 
deslizadores de varillas, cajas de prensaestopas y 
cabezas de circulación.
Este grupo de equipos permite deslizar o rotar la 
tubería, línea de cable o varillas de bombeo estando 
el pozo bajo presión. El elemento de empaque es 
lo suficientemente flexible como para expandir y 
contraer para conformarse al tamaño y la forma de 
la sarta que está en el pozo. Mientras se flexiona, 
hay que tener cuidado de asegurarse que las roscas 
de unión, los collares y demás conexiones se deslicen 
lentamente para evitar una falla prematura del 
elemento de empaque.
Muchas veces estos preventores reemplazan 
al preventor anular est-
ándar. Funcionan manual 
o hidráulicamente, o 
pueden tener un elem-
ento de empaque perm-
anentemente asentado y 
que siempre está cerrado, 
según el tipo y el modelo. 
Además, muchos modelos 
vienen equipados con 
tazón de cuñas.
El sistema de desvío (desviador, derivador o 
diverter) es un preventor anular conectado por debajo 
a un sistema de tubería con diámetro grande. Se 
utiliza cuando está colocada solamente la primera 
tubería de revestimiento y para desviar el flujo y el 
gas del equipo de perforación en las embarcaciones 
que tienen riser. La tubería con diámetro grande, o la 
línea de desalojo, generalmente tiene dos direcciones 
de salida. Este sistema conduce por la tubería, o 
desvía, la corriente de los fluidos del pozo alejándose 
del equipo y el personal. Se debe usar sistemas de 
desvío si no se puede cerrar un pozo por temor 
a pérdidas de circulación o fallas en la formación. 
Algunos reglamentos gubernamentales y políticas de 
los operadores requieren que se use un diverter. Según 
el tipo de operaciones, por ejemplo en los equipos de 
perforación flotantes, se pueden usar los derivadores 
durante toda la operación de perforación.
Es normal que el sistema de desvío se instale en 
la primera tubería de revestimiento (casing conductor) 
o como parte riser, con las líneas del desvío corriendo 
hasta un área segura, a sotavento. Por este motivo, 
en los locaciones costa afuera se usan dos líneas de 
desvío con válvulas selectivas, para que el perforador 
pueda elegir la línea a sotavento para cada período, o 
a medida que cambian las condiciones del viento.
Los controles del desvío en el piso están mejor 
preparados como un solo control separado para evitar 
confusiones, dado que las operaciones de desvío 
generalmente se llevan a cabo rápidamente. La palanca 
de control en el acumulador debería estar conectada 
con el control para la línea de desvío para que no se 
pueda cerrar el preventor anular antes de abrir la(s) 
línea(s) del desvío.
 SISTEMAS DE DESVÍO 
CAPÍTULO 10
10-6
Dependiendo del fabricante, se podrían necesitar 
equipamiento adicional. Éstos podrían incluir una 
unidad hidráulica específica, un panel de control 
en el piso del equipo de perforación y sistemas de 
enfriamiento. Se debe mantener la documentación 
apropiada sobre estas unidades en locación y todo el 
personal debe estar instruido acerca de los detalles 
sobre cómo operar estos equipos.
El ariete de tubería es el preventor de reventones 
básico. La confiabilidad del ariete se debe en parte 
a su simplicidad básica y en parte a los esfuerzos 
que se hanhecho con el diseño de la esclusa. La 
mayoría de los preventores de ariete se cierran con 
una presión de operación de 1.500 psi (103,42 bar) 
y esto no debe variar a no ser que las condiciones 
específicas o el tipo de esclusa requieren una presión 
o un procedimiento diferente.
Los sistemas de derivación están diseñados para 
períodos breves de caudales de flujo elevados, no 
para presión alta. La erosión a caudales de flujo 
elevados es una preocupación. Mientras más grandes 
sean las líneas de desvío, mejor. Algunas operaciones 
utilizan tanto un preventor anular como uno de 
esclusas encima de la(s) línea(s) de desvío debido a 
los altos caudales de flujo. Para minimizar los efectos 
de la erosión, las líneas deben ser lo más grandes y 
sencillas posible, y enfocadas hacia el lugar de venteo 
con un mínimo de codos o giros. Entre las pruebas se 
debería incluir una de su funcionamiento, bombear 
agua a la tasa máxima para asegurar que el sistema 
no está bloqueado y una de baja presión según los 
reglamentos estatales o gubernamentales.
El cabezal giratorio o preventor de reventones 
giratorio se está volviendo común en muchas áreas. 
Permite que la sarta gire con presión debajo de ella. 
Las operaciones de perforación en desbalance (con 
insuficiente presión hidrostática) pueden continuar 
con la circulación a través del manifold del 
estrangulador. Varios fabricantes (Williams Tools, 
Shaffer, Grant, etc.) tienen modelos que permiten 
que la sarta gire o que mantenga presiones estáticas 
hasta 5000 psi (344.75 bar). Dada la naturaleza 
giratoria de la tubería mientras está bajo presión, 
se deberían guardar varios elementos de empaque 
de repuesto en locación. En el caso de que haya 
una pérdida en el empaquetador, se debe considerar 
reponer el elemento antes de continuar con las 
operaciones. A presiones más elevadas, podría haber 
una falla repentina en el sellado del 
empaquetador.
El cabezal 
rotativo, o BOP 
rotativa, permite 
que la columna 
gire con presión 
debajo de ella.
Tres de los 
componentes 
para un sistema 
con cabezal 
giratorio. De 
izquierda a 
derecha: un 
enfriador, un 
panel de control 
y un cabezal 
giratorio.
Un panel de control 
de un acumulador de 
preventor de 
reventones.
 CABEZALES /BOP ROTATIVAS 
 ARIETES (ESCLUSAS) 
10-7
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
Los arietes vienen en muchos tamaños y con 
muchas clasificaciones de presión. Hay muchas clases 
de arietes hechos a medida o especializados que han 
sido diseñados para ciertas aplicaciones en particular. 
Los arietes van desde los juegos sencillos de una sola 
esclusa hasta cuerpos de juegos de múltiples arietes. 
Los arietes sencillos podrían consistir de un vástago 
pulido que cierra por medio de girar manijas que están 
a cada lado para atornillar la esclusa hacia adentro 
y alrededor de la tubería. Los juegos complejos de 
múltiples arietes pueden estar ubicados todos juntos 
en un cuerpo en una carcaza, operados a control 
remoto por medio de presión hidráulica.
Las esclusas de la mayoría de los sistemas de 
preventores se cierran por medio de pistones hidráulicos. 
El vástago del pistón sella contra el pozo por medio 
de un sello de labio primario instalado en la carcaza, a 
través del cual pasa el vástago de operaciones. Es muy 
importante que la presión del pozo esté sellada del 
cilindro de operaciones. Si la presión del pozo se 
desvía del sello primario y entra al cilindro de 
operaciones, podría forzar el ariete y abrirlo. Para 
evitar esto, se provee una serie de sellos secundarios 
y un método de detección, incluyendo aros sello (O 
rings) de apoyo, un sello de inyección de empaque 
de plástico y un venteo a la atmósfera. Si se nota 
algún fluido drenando del preventor, se debería 
energizar el sello secundario o el plástico auxiliar 
para sellar contra el vástago de pistón.
Algunos sistemas de BOP a esclusas usan un 
eje roscado para cerrar el preventor, pero muchas 
veces los reglamentos exigen que los preventores 
de reventones operen hidráulicamente. En caso de 
una falla en el sistema hidráulico, la mayoría de 
los arietes se pueden cerrar en forma manual, a 
no ser que estén equipados con un sistema de 
cierre hidráulico. Cuando están cerrados, se pueden 
cerrar los arietes con sistemas de cierre hidráulicos 
o manuales (volante).
La mayoría de las esclusas están diseñadas para 
sellar contra la presión sólo del lado inferior. Esto 
significa que el ariete no aguantará la presión si se 
coloca al revés. Adicionalmente, tampoco se puede 
hacer una prueba de presión desde el lado superior. 
Por lo tanto, al instalar el conjunto hay que tener 
cuidado de asegurarse de que está en la posición 
correcta. El nombre del fabricante debe estar puesto 
correctamente y los entradas de circulación o salidas 
deben estar ubicados debajo del ariete.
Cuando cambian los empaques en los arietes, 
recuerde que la mayoría de los problemas surgen 
porque no se cierra y se sella correctamente el bonete 
o el sello de compuerta. Es una buena práctica 
inspeccionar y reponer estos sellos según sea necesario 
cada vez que se cambian los arietes o se abren las 
compuertas. Se debería guardar en locación un juego 
de arietes para tuberías y elementos para el sellado de 
las esclusas para cada uno de los tamaños de tubería 
que usan, así como también, juegos completos de 
sellos de bonetes o de compuertas para cada tamaño y 
tipo de preventor de reventones tipo ariete que usan. 
También se debería tener a mano el empaque de 
plástico para los sellos secundarios.
Tres modelos de preventor de reventones tipo ariete
La mayoría de los 
arietes están 
diseñados para 
sellar la presión 
solamente del 
lado inferior.
CAPÍTULO 10
10-8
del empaquetado, se debe reducir la presión de cierre 
a aproximadamente 200 a 300 psi (13,79 a 20,62 
bar). La presión del pozo fuerza a la goma en la parte 
superior del bloque del ariete contra el cuerpo del 
preventor, lo cual ayuda a sellar el pozo. Hay que 
regular la presión de operación del acumulador 
para los arietes de acuerdo con las instrucciones 
de operación del fabricante. Se debe minimizar el 
movimiento de la tubería en las esclusas, especialmente 
las inversiones abruptas en la dirección de la tubería.
Los arietes ciegos son un ariete especial que no 
tiene un recorte para la tubería en el cuerpo de 
la esclusa. Los arietes ciegos tienen elementos de 
empaque grandes y se hacen para cerrar sin que 
haya tubería en el pozo. Al probarlos, deben estar 
presurizados a la clasificación plena.
Las esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero 
con hojas especiales para cortar tubulares (tubería, 
tubería de perforación, collares -portamechas-, etc.). 
Quizás haya que usar presiones reguladas más altas 
que las normales y/o usar reforzadores hidráulicos, 
según el tipo de ariete cortador y el tubular que se 
va a cortar. Los arietes cortadores tienen tolerancias 
de cierre pequeñas. Cuando se cierran para probar su 
funcionamiento, no se deben cerrar de golpe con alta 
presión, sino que hay que cerrarlas con una presión 
de operación reducida de aproximadamente 200 psi 
(13.79 bar). 
Derecha: 
cuerpo de 
esclusa de 
tubería (parcial)
Izquierda: 
cuerpo de 
arietes ciegos 
(total) Las esclusas para tubería están diseñadas para 
cerrar alrededor de una tubería. La fuerza básica y 
limitación principal de un ariete para tubería es el 
recortado del bloque de la esclusa. El preventor de 
reventones tipo ariete es un bloque de acero cortado 
para encajar con el tamaño de la tubería alrededor de 
la cual se cerrará. La intención es que el recorte cierre 
y provea un buen sello alrededor de un diámetro o 
tamaño de tubería en particular. Hay una goma de 
empaquetado auto alimentable en el recorte, que 
sella el ariete alrededor de la tubería. Otra goma de 
empaque auto alimentable (el sello superior) en la 
parte superior del ariete sella hacia arriba contra la 
parte superior de la abertura del ariete en el cuerpo 
del preventor para sellar el espacioanular contra la 
presión.
La mayoría de los arietes tienen guías para centrar 
la tubería. El troquelado (recorte) del bloque del 
ariete se encaja bien con el tamaño de la tubería. 
Mientras que el ariete cerrará alrededor de una tubería 
que tiene un pequeño ahusamiento, no se cerrará 
alrededor de la rosca de unión sin aplastar la unión o 
dañar la cara del ariete. Se debe tener cuidado especial 
cuando está cerrando la esclusa cerca de una rosca de 
unión, especialmente cuando trabaja con tubería de 
aluminio, cuyo ahusamiento es más grande que el de 
la tubería de acero.
No se debe probar el funcionamiento de los 
arietes de tuberías sin tener la tubería del tamaño 
apropiado en los preventores, para así evitar daños. No 
se deberían cerrar en un pozo abierto (sin columna), 
dado que podrían causar daños y estiramiento del 
empaquetador.
Se puede mover la tubería en los arietes para 
tubería. Para minimizar el desgaste en las superficies 
 ARIETES CIEGOS 
 ARIETES PARA TUBERÍA 
 ARIETES CORTADORES 
Los arietes de la 
tubería no 
deberían cerrarse 
en un pozo 
abierto (sin 
columna), dado 
que podría causar 
daños y 
estiramiento del 
empaquetador.
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
10-9
Cuando se prueban los arietes cortadores a 
presión, el empaquetador se estira. Dado que el 
empaquetador en los arietes cortadores es pequeño, 
se pueden realizar muy pocas pruebas de presión y, 
a la vez, mantener un empaquetador que se pueda 
usar. No haga más pruebas de presión en los arietes 
cortadores de las que sean necesarias.
Los arietes ciegos / cortadores combinan tanto 
la capacidad ciega o de cerrar el pozo abierto como la 
capacidad de cortar. Éstos ofrecen la ventaja de cortar 
la tubería y sellar el pozo abierto después de cortar la 
tubería. Otra ventaja de los arietes ciegos / cortadores 
es la ventaja del espacio que se ahorra al usar un solo 
juego para hacer el trabajo tanto de los arietes ciegos, 
como de los arietes cortadores.
Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan 
varios tamaños de tubería y, según el tipo de VBR, 
un vástago kelly hexagonal. También pueden servir 
como el ariete principal para un tamaño de tubería 
y el ariete de soporte para otro tamaño. Los arietes 
Abajo : cuerpos de arietes ciegos / cortadores
Derecha, de arriba abajo :bloques de arietes cortadores y dos muestras de bloques para 
arietes de hoyos variables.
ARIETES CIEGOS/CORTADORES 
ARIETES DE DIÁMETRO VARIABLE
de diámetros variables también se pueden usar en los 
pozos que tienen sartas ahusadas, donde el espacio 
es una preocupación. Además, un juego de arietes de 
diámetros variables en un preventor podría ahorrar 
un viaje de ida y vuelta del conjunto de BOP 
submarina. Esto se debe a que no hace falta cambiar 
las esclusas cuando se usan sartas de tuberías de 
diferentes diámetros. 
En un tipo de VBR, el empaque contiene insertos 
de acero de refuerzo, que son similares a aquellos que 
están en el empaquetador del anular. Estos insertos 
giran hacia adentro cuando se cierran los arietes, 
haciendo que el acero provea el soporte para la goma 
que sella contra la tubería. En las pruebas de fatiga 
estándar, los empaquetadores de diámetro variable 
rindieron comparablemente con las empaquetaduras 
de esclusas de tubería. Los arietes de diámetros 
variables son adecuados para usar donde hay H2S.
Otro tipo de VBR consiste de varias placas 
troqueladas pequeñas para tubería que se deslizan 
hacia afuera de una tubería de tamaño mayor hasta 
que el troquelado correcto se encierra alrededor de la 
tubería. Se colocan elementos de sellado entre cada 
placa para efectuar un sello.
En las pruebas 
estándar de 
fatiga, los 
empaquet-
adores de 
diámetro variable 
(VBR) rindieron 
comparabl-
emente con los 
empaquet-
adores de 
esclusas de 
tubería.
CAPÍTULO 10
10-10
Hay muchos tipos de sistemas de trabado 
con arietes hidráulicos. A continuación están las 
descripciones de varios tipos que ofrecen los 
fabricantes:
La traba Hydril con posiciones múltiples (MPL) 
es una traba mecánica que funciona hidráulicamente 
y que automáticamente mantiene el ariete cerrado 
y trabado con la presión óptima necesaria en la 
goma para el sellado del empaque anterior y el sello 
superior.
Las presión de cierre hidráulica cierra el ariete 
y deja el ariete cerrado y trabado. El conjunto de 
embrague engranado permite un movimiento de 
cierre irrestringido, pero impide el movimiento de 
apertura. La presión de apertura hidráulica destraba 
y abre el ariete. Los movimientos del destrabado y 
la apertura se logran por medio de la aplicación de 
presión de apertura en el cilindro de apertura, lo cual 
desengrana el conjunto de embrague.
Tres tipos de 
trabas de 
arietes
 SISTEMAS DE TRABADO 
 HIDRÁULICO DE ARIETES 
 DIÁMETRO DEL RANGO DE 
 PREVENTOR TAMAÑOS DE TUBERÍA
 PULGADAS MILÍMETROS PULGADAS MILÍMETROS 
7-1/16 179.39 27/8–2 3/8 73.03–60.33
7-1/16 179.39 31/2–2-3/8 88.9–60.33
7-1/16 179.39 42-7/8 101.6–73.03
 11 279.40 23/8–3-1/2 60.33–88.9
 11 279.40 52-3/8 127–60.3
 11 279.40 52-7/8 127–73.03
13-5/8 346.08 52-7/8 127–73.03
13-5/8 346.08 51/2–3-1/2 127–88.9
13-5/8 346.08 63-1/2 152.4–88.9
13-5/8 346.08 65/8–5 168.28–127
16-3/4 425.45 52-7/8 127–73.03
16-3/4 425.45 73-1/2 177.8–88.9
18-3/4 476.25 52-7/8 127–73.03
18-3/4 476.25 53-1/2 127–88.9
18-3/4 476.25 75/8–3-1/2 193.68–88.9
Hay muchos tipos 
de sistemas 
hidráulicos de 
trabado de 
arietes.
10-11
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
El MPL tiene incorporado una provisión para 
probar el mecanismo de trabado. Dispositivos de 
trabado operados manualmente impiden que la 
presión de apertura desengrane el conjunto de 
embrague. Luego la aplicación de presión de apertura 
simula las fuerzas de apertura aplicadas en el ariete, 
probando así el funcionamiento correcto de la traba. 
La posición del dispositivo de trabado está visible.
Las trabas con cuñas Cameron traban el 
ariete hidráulicamente y mantienen los arietes 
mecánicamente cerrados aun cuando se libere la 
presión del accionador. Se puede trabar el sistema 
de funcionamiento por medio de usar tapas de 
secuencia para asegurar que la traba con cuñas se 
retrae antes de aplicar presión en el preventor de 
reventones abierto. Para las aplicaciones submarinas, 
se utiliza una cámara para equilibrar la presión con 
las trabas con cuñas para eliminar la posibilidad de 
que la traba con cuña se destrabe debido a la presión 
hidrostática.
El sistema UltraLock de Shaffer incorpora un 
mecanismo de cierre mecánico dentro del conjunto 
de pistones. Este sistema de cierre no depende de una 
presión de cierre para mantener un trabado positivo. 
Utiliza segmentos de trabado planos y ahusados 
en el pistón en función y que se enganchan con 
otro eje ahusado ubicado adentro del cilindro 
en funcionamiento. Sólo se requiere una función 
hidráulica para la función de abrir / cerrar del 
cilindro y el sistema de trabado funcione. El sistema 
traba automáticamente en la posición de cerrado 
cada vez que se cierra el conjunto de pistones. Una 
vez que el pistón en funcionamiento se cierre en la 
tubería, se enganchan las trabas hasta que se aplica la 
presión de apertura. Sólo se puede destrabar y volver 
a abrir el preventor usando presión hidráulica.
Los elementos de empaque o sellado de los 
preventores anulares y de arietes vienen en muchos 
tamaños y con muchas clasificaciones de presión. 
Están construidos en goma de alta resistencia o 
materiales similares, moldeados alrededor de una 
serie de dedos de acero. Los dedos de acero 
añaden fuerza y control al estiramiento del material 
del empaque. El elemento del empaquepuede 
estar hecho de una gran variedad de diferentes 
componentes para una variedad de usos. Los 
compuestos más comunes que se utilizan para 
elementos de empaque son las gomas naturales, el 
nitrilo y el neopreno. Se han formulado compuestos 
específicos para la tolerancia con el petróleo, frío y 
calor extremos, gas agrio y entornos corrosivos. Los 
componentes de elastómeros se deben cambiar lo 
antes posible después de haber estado expuestos al 
sulfuro de hidrógeno bajo presión.
Muestras de 
elementos de 
sellado para 
preventores de 
reventones.
Compuestos 
comúnmente 
usados para los 
empaquet-
adores son gomas 
naturales, nitrilo y 
neopreno.
 COMPONENTES DE 
 SELLADORES ELASTOMERICOS 
CAPÍTULO 10
10-12
Se logrará una 
vida del 
empaquetador 
máxima si se usa 
la presión de 
cierre más baja 
que mantenga el 
sello.
Los elementos de empaque 
se identifican por un sistema de 
codificación que incluye información 
sobre la dureza, el compuesto 
genérico, la fecha de fabricación, el 
número de lote / serie, el número 
de pieza del fabricante y el rango 
de la temperatura de operación 
del componente. Se deben guardar 
sellos y empaquetadores de repuesto 
para los preventores de reventones 
en locación y guardarlos de acuerdo 
con las recomendaciones del 
fabricante. Como puede ver en 
la tabla siguiente, hay muchos 
compuestos elastoméricos. Refiérase 
siempre al fabricante para la 
selección correcta del elastómero o 
elemento de empaque.
Recuerde que se logrará una 
vida del empaquetador máxima si 
se usa la presión de cierre más baja 
que mantenga el sello. Cuando se 
mueve o se gira la tubería en un 
empaque, se obtiene una vida más 
larga para la unidad de empaque 
si se ajusta la presión de la cámara 
lo suficientemente baja como para 
mantener el sello en la tubería con 
una pequeña cantidad de fuga de 
fluido. Esta fuga indica la presión 
de cierre más baja que se puede 
usar para el menor desgaste de 
la unidad de empaque y provee 
lubricación para el movimiento de la tubería. Si no 
se desea o no es posible mover la tubería, se requiere 
una presión de sellado ajustado y sin fugas.
Si se circulan fluidos abrasivos, generalmente no 
es deseable circular por las aberturas de circulación 
de los preventores de ariete, arriesgando daños al 
cuerpo de los preventores. El carrete de perforación 
o circulación provee salidas y cuesta menos reempla-
zar. Esto agregará una altura adicional a la columna 
e incrementará la cantidad de puntos de conexión 
por los cuales se podría desarrollar una fuga. Sin 
embargo, el carrete de perforación / espaciador pro-
vee más flexibilidad para las opciones de conectar las 
líneas del estrangulador o control (ahogo). También 
permite que haya más espacio entre los arietes para 
facilitar las operaciones de stripping (maniobras bajo 
presión) y a menudo este es el motivo por el cual 
se incorporan.
El carretel debería tener una presión de 
operación que sea al menos igual a los preventores 
que se están usando. El diámetro del carretel 
típicamente es por lo menos igual al diámetro del 
preventor o el cabezal superior de la tubería de 
revestimiento. Debería estar equipado con salidas 
laterales de no menos de 2” (50,8 mm) para presiones 
de operaciones clasificados en 5.000 psi (344,75 bar) 
o menos, y tener por lo menos uno de 2” (50,8 
mm) y uno de 3” (76,2 mm) para las presiones por 
encima de los 5.000 psi (344,75 bar).
 CARRETELES DE PERFORACIÓN/ 
 ESPACIADORES
NOMBRE 
COMÚN
 ACRÍLICO
 BUTILO
 BUTILO
 BUTILO 
 DIENO
 EPR
 EPT
 HYPALON
 ISOPRENO:
 NAT./SIN.
 KEL-F
 NATURAL
 NEOPRENO
 NITRILO
 SILICÓN
 SBR (GR-S)
 TIOCOL
 URETANO
 VISTANEX
 VITON
CÓDIGO ASTM 
D-1418
ACM
IIR
CO
ECO
BR
EPM
EPCM
CSM
IR
CFM
NR
CR
NBR
Si
SBR
IM
FKM
NOMBRE 
QUÍMICO
Poliacrílico
Isobutileno-Isopreno
Epiclorhidrina
Epiclorhidrina - Óxido de Etileno
Polibutadieno
Etileno-propileno Copolimero
Etileno-propileno Terpolimero
Polietileno Clorosulfonado
Polisopreno
Elastómero Cloruro Fluoruro
Poisopreno
Policloropreno
Butadieno-acrilonitrilo
Polisoxanos
Estireno-butadieno
Polisiloxanos
Diisocianatos
Polisobutileno
Fluocarburo
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
10-13
El cabezal de la tubería de revestimiento provee la 
base para la columna del preventor de reventones, el 
cabezal de la tubería y el árbol de producción (Chrismas 
tree). Provee el alojamiento para los conjuntos de cuñas 
y empaquetaduras (packing assemblies) para suspender 
y aislar otras sartas de la tubería de revestimiento, 
tales como la tubería de revestimiento intermedia 
y de producción. Si el cabezal de la tubería de 
revestimiento no está perfectamente vertical, podrían 
haber problemas con el preventor de reventones y la 
tubería de revestimiento.
Hay pautas generales para la instalación para 
mejorar las operaciones y las pruebas de la columna. 
Use siempre aros empaquetadores nuevos entre los 
preventores. Cuando está ensamblando el sistema, 
fíjese en cada preventor para estar seguro de que lo 
que está escrito en el forjado está con el lado correcto 
arriba. Las aberturas de circulación en las esclusas, si 
las tuviese, deben estar en la parte inferior del ariete. 
Tenga cuidado de cómo levanta la unidad. Una 
oscilación inapropiada del sistema puede lastimar 
a alguien, dañar el equipo o hacer que sea difícil 
bajarlo suavemente o alinearlo correctamente.
En el inventario de los repuestos se debería 
incluir un conjunto de empaquetaduras anulares 
para encajar en las conexiones a bridas. Limpie las 
ranuras anulares y/o superficies de unión con trapos 
limpios, agua y jabón. Los cepillos de alambre y 
raspadores pueden rasguñar las superficies de unión y 
las ranuras anulares y no se podrá probar la columna. 
Haga un esfuerzo especial para identificar las entradas 
de cierre y apertura hidráulicos y manténgalos limpios. 
Basura y tierra en el sistema operativo hidráulico 
eventualmente causará la falla del sistema. Cuando 
está armando la columna, un componente a la 
vez, ajuste todos los pernos a mano hasta armar la 
totalidad de la columna. Luego martíllelos.
No utilice cepillos 
de alambre o 
raspadores en las 
superficies de 
unión y en los 
alojamientos de 
los aros.
Los puntos de conexión son un punto débil en 
cualquier sistema de tuberías o válvulas y la columna 
del preventor de reventones no es ninguna excepción. 
Las bridas y los aros empaquetadores para sellar están 
sujetos al abuso durante el armado, lo cual puede llevar 
a una falla en las pruebas de presión. Probablemente 
la mayor fuente de fallas son los rasguños en los aros 
empaquetadores, las ranuras de asiento de los anulares 
o las superficies de unión cuando los están limpiando 
o uniendo los niples. No deje que la cuadrilla utilice 
cepillos de alambre o raspadores en la superficies de 
unión y en los alojamientos de los anillos. Sellos malos 
no pasarán una prueba de presión, haciendo que la 
columna tenga que ser desarmada y quizás llevando a 
conexiones falladas. Siempre se deben limpiar y secar 
las ranuras anulares antes de instalarlos. Sin embargo, 
en los casos donde las tolerancias de aro a ranura 
son estrechas, algunos fabricantes podrían permitir la 
aplicación de un aceite liviano (por ejemplo, WD-40) 
para ayudar a que el aro se asiente correctamente. Hay 
que inspeccionar los aros a fondo. Cualquier daño al 
aro puede impedir que se asiente correctamente.
Muchas veces la cuadrilla no se da cuenta de 
cuán importante es mantener las tuercas ajustadas 
en las bridas de conexión. Los aros tipo X que 
están energizados con la presión ayudan a mantener 
las bridas ajustadas, pero no hay nada que pueda 
reemplazar el volver a ajustarlos. Las empaquetaduras 
anulares tipo RX y BX se usan en las empaquetaduras 
o ranuras del tipo que se energizan por sí solas. Las 
empaquetaduras anulares tipo R no se energizan por sí 
solos y no se recomiendan para ser usados en equipamiento 
para controlar pozos. Las empaquetaduras anulares 
RX se usan conlas bridas del tipo 6BX y cubos 16B. 
Las empaquetaduras anulares tipo BX se usan con 
bridas del tipo 6BX y los cubos tipo 16BX. Instalando una 
empaquetadura anular.
 INSTALACIÓN DEL CONJUNTO BRIDAS Y ANILLOS 
 EMPAQUETADORES
CAPÍTULO 10
10-14
Los pernos de las bridas del cabezal de pozo 
son especialmente críticos en las columnas en las 
plataformas autoelevadizas (jackups) y en equipos 
sobre plataformas. Esto se debe a que el movimiento 
de la larga tubería conductora que va al fondo del 
mar está restringido en la parte superior por estar 
amarrada la columna con el equipo de perforación. 
En cualquier columna en un equipo en la superficie, 
si sólo se amarra la columna al equipo, enormes 
fuerzas pueden actuar contra la brida del cabezal 
del pozo donde se concentra todo el pandeo. Se 
puede minimizar este efecto si es posible amarrar al 
conductor contra el equipo. 
La conexión de cubo y grampa API consiste 
de dos cubos apretados contra un aro metálico de 
sellado por una abrazadera de dos o tres piezas. Esta 
conexión requiere menos pernos para armarlo y es 
más liviana, pero no es tan fuerte como la conexión 
de brida API del diámetro equivalente en cuanto a 
tensión, pandeo o carga combinada. Sin embargo, 
las conexiones de abrazadera o campana propias 
(“caseras”) pueden ser iguales o mejores que la 
conexión embridada API para cargas combinadas.
La empaquetadura anular tipo R no está 
energizada por presión interior. El sellado ocurre a 
lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las 
ranuras y la empaquetadura tanto en el OD como 
en el ID de la empaquetadura. La empaquetadura 
puede ser ya sea octagonal u ovalada en la sección 
cruzada. El diseño tipo R no permite un contacto 
cara a cara entre los cubos o las bridas. Las cargas 
externas se transmiten a través de las superficies 
de sellado del aro. La vibración y las cargas 
externas pueden hacer que las pequeñas bandas de 
contacto entre el aro y los alojamientos se deformen 
plásticamente y así, la unión podría desarrollar una 
fuga, a no ser que se ajusten los pernos de la brida 
semanalmente.
En la empaquetadura anular RX energizada 
a presión, el sello ocurre a lo largo de pequeñas 
bandas de contacto entre las ranuras y el OD de 
la empaquetadura. El aro se hace con un diámetro 
un poco más grande que las ranuras y se va 
comprimiendo despacio para lograr el sello inicial 
a medida que se ajusta la junta. El diseño RX no 
permite el contacto cara a cara entre los cubos o 
bridas dado que la empaquetadura tiene superficies 
que soportan grandes cargas en su diámetro interior 
para transmitir cargas externas sin deformación 
plástica de las superficies de sellado de la 
empaquetadura. Se debería usar una empaquetadura 
nueva cada vez que se arma la unión. 
Empaquetaduras Anulares - abajo: tipo R; superior derecha: Tipo 
RX, inferior derecha: Tipo RX cara a cara
La 
empaquetadura 
anular tipo R no 
está energizada 
por la presión 
interior.
EMPAQUETADURA ANULAR API TIPO R
EMPAQUETADURA ANULAR API TIPO RX 
ENERGIZADA A PRESIÓN
El propósito del 
conjunto de BOP 
es el de cerrar el 
pozo y dejar la 
mayor flexibilidad 
para las 
subsiguientes 
operaciones.
 EMPAQUETADURAS 
 ANULARES COMUNES
10-15
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
API adoptó la empaquetadura anular cara a cara 
RX energizada a presión como la unión estándar 
para las uniones a grampa. El sellado ocurre a lo 
largo de pequeñas bandas de contacto entre las 
ranuras anulares y el OD de la empaquetadura. La 
empaquetadura se hace con un diámetro un poco 
más grande que las ranuras. Se va comprimiendo 
despacio para lograr un sello inicial a medida 
que se ajusta la unión. El ancho aumentado del 
alojamiento asegura de que haya contacto cara a cara 
entre los cubos, pero esto deja a la empaquetadura 
sin soporte en su ID. Sin el soporte del ID de las 
ranuras anulares, la empaquetadura quizás no quede 
perfectamente redonda al ajustar la unión. Si la 
empaquetadura pandea o desarrolla partes planas, la 
unión podría tener fugas.
Cameron modificó las ranuras anulares API cara 
a cara tipo RX energizada a presión para evitar las 
fugas causadas por el pandeo de la empaquetadura en 
la ranura API. Se utilizan las mismas empaquetaduras 
anulares tipo RX energizadas a presión con estas 
ranuras modificadas. El sellado se logra a lo largo de 
pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y el 
OD de la empaquetadura. La empaquetadura tiene 
un diámetro un poco más grande que las ranuras y 
se va comprimiendo despacio para lograr el sellado 
inicial a medida que se ajusta la unión. El ID de 
la empaquetadura tomará contacto con las ranuras 
cuando se va apretando. Esta limitación de la 
empaquetadura evita las fugas causadas por el pandeo 
de la empaquetadura. En los cubos de contacto 
cara a cara las tolerancias de la empaquetadura y 
la ranura se mantiene dentro de una tolerancia de 
0.022 pulgadas (0.56 mm).
La empaquetadura anular BX energizada a 
presión fue diseñada para que los cubos o bridas 
tengan contacto cara a cara. El sellado ocurre a 
lo largo de pequeñas bandas de contacto entre las 
ranuras y el OD de la empaquetadura. El diámetro 
de la empaquetadura es un poco más grande que 
las ranuras anulares. Se va comprimiendo de a poco 
para lograr el sellado inicial a medida que se ajusta 
la unión. La intención del diseño del BX fue el 
contacto cara a cara entre los cubos o bridas. Sin 
embargo, las tolerancias que se adoptan para las 
ranuras y la empaquetadura son tales que si la 
dimensión del aro está del lado alto del rango de 
tolerancia y la dimensión de la ranura está del lado 
bajo del rango de tolerancia, podría ser muy difícil 
lograr el contacto cara a cara. Sin el contacto cara a 
cara, las vibraciones y cargas externas pueden causar 
una deformación plástica del aro y eventualmente 
podría resultar en fugas. Tanto las uniones BX 
embridadas como a grampas son propensos a 
tener esta dificultad. Muchas veces se fabrica la 
empaquetadura BX con agujeros axiales para asegurar 
un equilibrio de presión, dado que tanto el ID como 
el OD de la empaquetadura podría tener contacto 
con las ranuras.
Empaquetaduras anulares - izquierda: tipo BX; derecha: tipo RX 
Cameron modificado.
EMPAQUETADURAS ANULARES API CARA A 
CARA TIPO RX ENERGIZADAS A PRESIÓN 
RANURA ANULAR CAMERON CARA A CARA 
TIPO RX ENERGIZADA A PRESIÓN 
EMPAQUETADURA ANULAR API TIPO BX 
ENERGIZADA A PRESIÓN 
La empaquet-
adura anular RX 
cara a cara 
energizada a 
presión es la junta 
estándar del API 
para las uniones a 
grampas.
CAPÍTULO 10
10-16
Con las empaquetaduras anulares tipo AX y VX 
energizadas a presión, el sellado ocurre a lo largo 
de pequeñas bandas de contacto entre las ranuras y 
el OD de la empaquetadura. La empaquetadura se 
hace con un diámetro un poco más grande que 
las ranuras y se va comprimiendo de a poco para 
lograr el sellado inicial a medida que se ajusta la 
unión. El ID de la empaquetadura es liso y está 
casi emparejado con el agujero del cubo. El sellado 
ocurre en un diámetro, que es apenas un poco 
más grande que el diámetro del agujero del cubo, 
entonces la carga de la presión axial en el collar 
de unión se mantiene absolutamente al mínimo. El 
cinturón (resalto) en el centro de la empaquetadura 
evita el pandeo o retroceso a medida que se va 
armando la unión. El OD de la empaquetadura 
está ranurado para permitir el uso de pasadores o 
pestillos retractables para retener la empaquetadura 
en forma positiva en la base del collar de unión 
cuando se separan los cubos.
El diseño de las empaquetaduras AX y VX 
permite lograr el contacto cara a cara entre los 
cubos con un mínimo de fuerza de la abrazadera. 
Se utiliza en la base del collar de unión porque la 
empaquetadura inferior se debe retener en forma 
positiva en la unión cuando se separan los cubos. 
Su diseño asegura que la carga de la presión axial 
en la unión del collar se mantenga absolutamente 
al mínimo. Las cargas externas se transmiten 
completamentea través de las caras del cubo 
y no pueden dañar a la empaquetadura. Las 
empaquetaduras AX y VX también son adecuadas 
para las salidas laterales en la columna del preventor 
dado que estas salidas no están sujetas a acanalado. 
Las empaquetaduras anulares CX energizadas 
a presión permiten que el contacto cara a cara 
entre los cubos se logre con una fuerza mínima de 
abrazadera. El sellado ocurre a lo largo de pequeñas 
bandas de contacto entre las ranuras y el OD de 
la empaquetadura. Las cargas externas se transmiten 
completamente a través de las caras del cubo y no 
pueden dañar a la empaquetadura. La empaquetadura 
se hace con un diámetro apenas un poco más grande 
que las ranuras y se va comprimiendo de a poco 
para lograr el sello inicial a medida que se ajusta la 
unión. La empaquetadura fue diseñada después que 
la AX, pero está rebajada en vez de estar al nivel con el 
agujero del cubo para protegerlo contra el acanalado. 
La empaquetadura sella aproximadamente el mismo 
diámetro que las empaquetaduras RX y BX. El 
cinturón (resalto) en el centro de la empaquetadura 
evita el pandeo o retroceso a medida que se arma 
el preventor de reventones o la unión del tubo 
vertical.
La tubería que entra en contacto con el conjunto 
de BOP crea una fricción y desgaste de metal sobre 
metal. Debería caer por el centro de la columna del 
preventor de reventones y no entrar en contacto con 
ella. Sin embargo, a menudo es difícil centrar el 
agujero de la columna de preventor de reventones. El 
movimiento, asentamiento o inclinación del equipo 
puede hacer que el agujero de la columna del 
preventor de reventones quede descentrado. Si la 
torre no está perpendicular en la base, la punta 
Empaquetaduras 
anulares -
izquierda: tipo AX 
o VX; 
derecha: 
Cameron tipo CX
EMAQUETADURA ANULAR CAMERON TIPO 
AX Y VETCO TIPO VX ENERGIZADA A 
PRESIÓN
EMPAQUETADURA ANULAR CAMERON TIPO 
CX ENERGIZADA A PRESIÓN
Las empaquet-
aduras anulares 
CX energizadas 
a presión 
permiten un 
contacto cara 
a cara entre los 
cubos con una 
fuerza de 
abrazadera 
mínima.
 MINIMIZANDO EL DESGASTE DEL 
 PREVENTOR DE REVENTONES
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
10-17
Otra fuente de algunos problemas es el uso de 
mangueras de baja presión donde no hay mucho 
lugar para tubería de acero. Esta es una situación 
doblemente mala. Los pandeos excesivos en la 
tubería, o las líneas dobladas junto con situaciones 
de alta presión, no son buenas prácticas. Esto se 
torna especialmente peligroso si la línea involucrada 
es la línea del estrangulador.
En la columna se debería incluir una línea de 
llenado encima del preventor superior. El propósito 
de esta línea es el de llenar el pozo durante las 
maniobras y cuando no se está circulando el pozo. 
Esta línea no tiene mucho mantenimiento, aunque 
si se deja algún fluido en la línea podría taponarse y 
los fluidos corrosivos podrían dañar la línea. 
El diseño de la herramienta para probar el 
preventor de reventones (testing tool) varía, pero 
es un dispositivo que se sujeta a la punta de una 
tubería y se corre hasta el fondo de la columna del 
preventor de reventones o en el cabezal de la tubería 
de revestimiento e inicialmente el peso de la tubería 
lo sostiene en su lugar. Es normal que tenga aros de 
sellado de elastómero y también podría tener varias 
tazas de sellado para efectuar el sello. Cuidado: si 
fallan los sellos, se podría energizar el hoyo. Encima 
de lo sellos hay una abertura al ID de la tubería 
para permitir que se bombee agua para llenar el 
hoyo y permitir que se prueben los preventores de 
reventones a presión. En la parte suprior de la(s) 
unión(es) de la tubería hay otra herramienta que 
tiene los accesorios de conexión del manifold hasta 
la bomba de pruebas.
podría estar descentrada del pozo por varios pies.
El efecto del desgaste no es inmediato, porque 
los arietes y el preventor anular pueden cerrarse 
y ser probados. Pero los daños a largo plazo son 
severos. Pueden resultar en un desgaste excéntrico 
en el diámetro del conjunto, o en las caras de los 
arietes y el anular. También puede haber desgaste y 
daños en la tubería de revestimiento (casing) y en 
el cabezal del pozo. Los daños menores podrían 
sellar en una prueba, pero existe la posibilidad de 
que habrán más daños y que la columna no sellará 
durante una surgencia. Aparte de eso, la reparación 
del interior de la columna es una tarea para la planta 
de la fábrica y es larga y costosa. Generalmente, aros 
de desgaste o bujes minimizarán el desgaste y los 
daños interiores.
Además, la columna debería estar estable. Las 
retenidas de alambre (contravientos) y los tensores 
deberían ser horizontales o salir hacia arriba de la 
columna o llevar a un punto de anclaje afuera de la 
subestructura. Si la retenida va hacia abajo, podría 
causar el pandeo de la tubería de revestimiento si 
el equipo se asienta.
Las conexiones de las líneas de alta presión a la 
columna son puntos débiles que hay que verificar y 
volver a verificar. Algunos de los problemas incluyen 
el uso de niples demasiado livianos, aros de sellado 
sucios, superficies dañadas en las planchas de apoyo, 
tuercas flojas y niples o tuberías largos sin soporte. 
Hay muy poco para decir acerca de estos puntos que 
no cae bajo el encabezamiento del sentido común.
Asegúrese de que las conexiones estén 
bien hechas
Herramienta para probar el preventor
de reventones
Válvula operada 
manualmente
El propósito de 
una línea de 
llenado es el de 
llenar el pozo 
durante las 
maniobras y 
cuando no se 
está circulando el 
pozo.
 CONEXIONES EN LAS LÍNEAS DE 
 ESTRANGULACIÓN /AHOGO
 HERRAMIENTA DE PRUEBA DEL 
 PREVENTOR DE REVENTONES
 LÍNEA DE LLENADO
CAPÍTULO 10
10-18
Superior: se mantienen cargados los sistemas de acumuladores por medio de bombas de 
aire o eléctricas. 
Inferior derecha: una unidad de acumulador.
En el mantenimiento de la herramienta de 
prueba se debería incluir la inspección del 
componente, la limpieza y el almacenamiento 
correctos después de cada uso y la inspección y 
reposición de los elastómeros de sellado según sea 
necesario.
Los preventores de reventones para la 
perforación rotativa datan desde los inicios de este 
siglo. Sin embargo, recién fue en los años de 
los 50 que hubieron buenos métodos para cerrar 
los preventores. Las unidades más antiguas de los 
preventores de reventones usaban un sistema de eje 
roscado manual. Todavía se usan algunos sistemas de 
cierre manuales en los equipos pequeños. Durante 
el inicio de una surgencia, es esencial cerrar el pozo 
rápidamente para mantener el amago de reventón 
(surgencia) pequeño. Generalmente los sistemas que 
funcionan manualmente son más lentos que las 
unidades hidráulicas y pueden llevar a volúmenes 
de influjo mayores. 
Se han probado las bombas de fluidos, aire 
del equipo y unidades con bombas hidráulicas y 
ninguno fue satisfactorio. Los acumuladores hidráu-
licos son los primeros sistemas que han resultado 
ser satisfactorios.
El acumulador provee una manera rápida, confi-
able y práctica para cerrar los preventores cuando 
ocurre un amago de reventón (surgencia). Debido 
a la importancia de la confiabilidad, los sistemas 
de cierre tienen bombas adicionales y un volumen 
excesivo de fluido además de los sistemas alternati-
vos o de apoyo. Las bombas de aire / eléctricas se 
conectan para recargar la unidad automáticamente 
a medida que disminuye la presión en el botellón 
del acumulador.
El sistema estándar de los equipos utiliza un 
fluido de control de aceite hidráulico o una mezcla 
de productos químicos y agua guardados en botellas 
de acumuladores de 3.000 psi (206,84 bar). Se guarda 
suficiente fluido para usar bajo presión para que todos 
los componentes de la columna puedan funcionar con 
presión, junto con una reserva para seguridad.
En aquellos ambientes que son extremadamente 
fríos, se debe tener cuidado de no dejar que la 
temperatura del núcleo delacumulador caiga por 
debajo del punto de congelamiento. Los elementos 
de goma que están adentro, tales como las vejigas, se 
tornarán quebradizos y pueden reventar.
Se debería hacer el mantenimiento del sistema 
básico del acumulador por lo menos cada 30 días o 
en cada pozo (el que ocurra primero). La siguiente 
programación de 30 días es una guía, pero quizás 
no sea suficiente para algunas operaciones. Hay 
que verificar lo siguiente durante el mantenimiento 
operativo del paquete maestro del acumulador.
 SISTEMAS DE CIERRE/ACUMULADOR
El acumulador 
provee una 
manera rápida y 
confiable para 
cerrar el preventor 
de reventones 
cuando ocurre 
una surgencia.
10-19
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
Verifique y registre 
la presión de la 
precarga cada 
30 días o para 
cada pozo, lo 
que ocurra 
primero.
1. Limpie y lave el filtro de aire.
2. Llene el lubricador del aire con un aceite de peso 
10 (o peso especificado)
3. Verifique el empaque de la bomba de aire. El 
empaque debería estar lo suficientemente flojo 
como para que la varilla esté lubricada, pero no 
tan flojo como para que gotee.
4. Verifique el empaque en la bomba eléctrica.
5. Retire y limpie los filtros de succión. Están 
ubicados en la succión tanto de las bombas de 
aire como de las bombas eléctricas.
6. Verifique el baño de aceite para el mando 
a cadena en la bomba eléctrica (si tiene 
transmisión de cadena). Debería estar siempre 
lleno de aceite para cadenas. Verifique el fondo 
del reservorio de aceite para ver si tiene agua.
7. El volumen del fluido en el reservorio 
hidráulico debería estar al nivel de operaciones 
(generalmente de dos tercios a tres cuartos 
lleno).
8. Retire y limpie los filtros hidráulicos de alta 
presión.
9. Lubrique las válvulas de cuatro vías (las válvulas 
de operación). Hay conectores de grasa en la 
consola de montaje y por lo general hay una tasa 
de grasa para el vástago del émbolo.
10. Limpie el filtro de aire en la línea del regulador.
11. Verifique la precarga de las botellas individuales 
del acumulador (la lectura debería ser de 900 a 
1100 psi [52,05 a 75,84 bar]).
Un elemento importante del acumulador es 
la precarga de nitrógeno de 1000 psi (68.95 bar) 
en el botellón. Si los botellones pierden su carga 
por completo, no se puede guardar ningún fluido 
adicional bajo presión. Mantenga los botellones 
cerca de su presión de precarga operativa de 1000 
psi (68.95 bar). El nitrógeno tiene la tendencia de 
fugarse o perderse con el tiempo. La pérdida varía 
con cada botellón pero se debería inspeccionar cada 
botellón en el banco y registrar su precarga cada 30 
días, o cada pozo, lo que ocurra primero, utilizando 
el siguiente procedimiento:
1. Cierre el aire que va a las bombas de aire y la 
energía que va a la bomba eléctrica.
2. Cierre la válvula de cierre del acumulador.
3. Abra de válvula de purga y purgue el fluido de 
nuevo al reservorio principal.
4. La válvula de purga debería permanecer abierta 
hasta que se haya inspeccionado la precarga.
5. Retire el protector de la válvula de precarga de 
la botella del acumulador. atornille el ensamble 
del manómetro. Abra la válvula de la precarga 
del acumulador desatornillando la manija en T. 
Verifique la presión de la precarga. La lectura 
en el manómetro debería ser de 1000 psi (68.95 
bar) o dentro del rango entre 900 a 1100 
psi [62.05 a 75.84 bar]). Si está alta, purgue 
Arriba: una unidad de acumulador típica
Derecha: una botella de acumulador cilíndrica
 LA PRECARGA DE NITRÓGENO
CAPÍTULO 10
10-20
En los conjuntos 
de BOP 
submarinos, las 
botellas podrían 
estar en la 
columna.
la presión excesiva; si está baja, recargue con 
nitrógeno hasta la presión correcta. Cierre la 
válvula de precarga por medio de atornillar la 
barra en T, retire el ensamble del manómetro. 
Vuelva a conectar el protector.
6. Abra la válvula de cierre del acumulador.
7. Abra el aire y la energía. La unidad debería 
recargar automáticamente.
Este procedimiento es para una unidad de cierre 
normal. Hay algunas variaciones con equipos u opera-
ciones especializados. Por ejemplo, en las columnas 
de los preventores submarinos, los botellones podrían 
estar en la columna. La precarga en estas botellas en 
aguas profundas es la presión hidrostática calculada 
para el agua de mar más 1000 psi (68,95 bar), más un 
margen de seguridad para filtraciones o temperatura. 
Las botellas de alta presión evitan su ruptura cuando 
se precargan en la superficie.
El fluido que se usa en el acumulador debería 
ser un lubricante que no sea corrosivo ni que 
forme espuma, que no debería ni ablandar los 
elementos de sellado de goma ni hacer que se 
vuelvan quebradizos. Debería ser resistente al fuego 
y al clima. El aceite hidráulico cumple con estos 
requerimientos.
También es satisfactoria una mezcla de agua 
dulce y aceite soluble (con glicol etílico para climas 
frías y compuestos contra el hervor para temperatu-
ras elevadas). El aceite soluble con agua es más barato 
y no es considerado un contaminante, entonces 
se prefiere éste antes que el aceite hidráulico. En 
climas cálidos podrían acumularse bacterias, algas y 
hongos en el sistema. Se deberían agregar productos 
químicos (bactericidas, fungicidas, etc.) para evitar 
este crecimiento y de acuerdo con las recomendacio-
nes del fabricante.
Los aceites inapropiados / aguas corrosivas 
dañarán el acumulador y los elementos de cierre de 
la columna del preventor de reventones.
El sistema del acumulador debería tener sufici-
ente capacidad como para proveer el volumen nece-
sario para cumplir con o sobrepasar los requerimien-
tos mínimos de los sistemas de cierre. Hay varios 
procedimientos estándar para calcular los volúmenes 
requeridos y los factores de seguridad. Por ejemplo, 
en el API RP 16E se detallan las matemáticas 
involucradas para calcular el volumen mínimo del 
API. MMS requiere 1.5 veces el volumen necesario 
(un factor de seguridad del 50%) para cerrar y 
mantener cerradas todas las unidades del preventor 
de reventones con un mínimo de 200 psi (13.79 
bar) por encima de la presión de la precarga. Otras 
agencias gubernamentales, organizaciones o políti-
cas empresariales tienen requerimientos diferentes. 
Dado que es mejor tener más que el volumen 
mínimo, la mayoría de los operadores y contratistas 
prefieren usar tres veces el volumen necesario para 
cerrar todo lo que está en la columna. La idea es 
de tener energía de reserva para que el sistema del 
acumulador opere la columna y que todavía quede 
más que la precarga de nitrógeno.
Una estimación rápida de un sistema normal 
de 3000 psi (206.84 bar) con una precarga de1000 
psi (68.95 bar) es de usar la mitad del volumen de 
la botella del acumulador. Se puede usar aproxima-
damente la mitad del total del tamaño del botellón 
antes de que la presión caiga hasta 200 psi (13.79 
bar) por encima de la precarga. (un botellón de 
20 galones [75.7 l] tiene un volumen de aproxima-
damente 10 galones [37.85 l] que se puede usar. 
Las esferas más grandes generalmente tienen un 
volumen de 80 galones [302.83 l] y un volumen de 
40 galones [151.42 l] que se puede usar).
Para Cerrar el Preventor Anular Hydril GK 13-5/8” 
(346.08 mm) = 17.98 galones (68.06 l) 
(3) Arietes Tipo U de Cameron de 13-5/8” (346.08 
mm) para Cerrar 5.80 galones (21.96 l) por 3 juegos 
de arietes = 17.40 galones (65.86 l)
Total para 1 cierre = 35.38 galones (133.93 l)
Requerimiento de Seguridad para el Acumulador 
(Factor de cierre de 1.5) = 35.38 galones (133.93 l) 
por 1.5 = se necesitan 53.07 galones que se pueden 
usar (200.89 l)
Los 53.07 galones se redondean hasta el siguiente 
múltiplo de 10 para un total de 60 galones (227.12 
l) de fluido que se puede usar.
En este ejemplo, sería necesario tener seis botellas o 
esferas de 20 galones (75.71 l) o una combinación 
que daría un total mínimo de 60 galones (227.12 l) 
de fluido que se puede usar. Si se usa un sistema 
que no sea el de los 3.000 psi (206.84 bar) - digamos 
uno de 2.000 psi (137.89bar) o 1500 psi (103.42 
bar) - o hay que cumplir con requerimientos exactos, 
use el siguiente cálculo.
 REQUERIMIENTOS DE VOLUMEN
EJEMPLO 1 - CÁLCULO DEL VOLUMEN 
NECESARIO PARA EL ACUMULADOR, 
FACTOR DE CIERRE DE 1.5
 FLUIDOS DE CARGA 
 DEL ACUMULADOR
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
10-21
El propósito del manifold es el de proveer 
un método de circulación desde la columna del 
preventor de reventones bajo una presión controlada. 
El manifold provee rutas alternativas para que se 
puedan cambiar o reparar los estranguladores y las 
válvulas.
El boletín API RP-53 3.A.3 provee una 
descripción del manifold del estrangulador y las 
prácticas recomendadas para su planificación e 
instalación. Las recomendaciones incluyen:
w Los equipos del manifold que están sometidos a la 
presión del pozo y/o de la bomba (generalmente 
están aguas arriba de los estranguladores e 
incluyéndolos) deberían tener una presión de 
trabajo que sea al menos igual a la presión de 
trabajo de los preventores de reventones que se 
están usando. Se deben probar estos equipos 
cuando se instalan a presiones que sean igual a la 
presión de trabajo de la clasificación de la columna 
del preventor de reventones que está en uso. 
w Los componentes deberían cumplir con las 
especificaciones aplicables de API para 
acomodarse a la presión, temperatura, abrasividad, 
y corrosividad anticipada para los fluidos de la 
formación y los fluidos de perforación.
V3 = VR ÷ ([P3 ÷ P2] - [P3 ÷ P1])
Donde:
P1 = Presión máxima cuando está con carga plena
P2 = Presión mínima de operación
P3 = Presión de la precarga de nitrógeno
V1 = Volumen de nitrógeno a la presión máxima
V2 = Volumen del nitrógeno a la presión míni
 ma de operación
V3 = Volumen total del acumulador
VR = Total del fluido que se puede usar (incluy
 endo el factor de seguridad)
Usando el volumen requerido de 53.07 galones 
(200.89 l) del Ejemplo 1 (incluye el factor de seguri-
dad de 1.5), ¿cuál es el volumen total del acumula-
dor requerido para un sistema de 2000 psi (137.8 
bar) con 1000 psi (68.95 bar) de precarga y 1200 psi 
(82.7 bar) de presión mínima de operación?
V3 = VR ÷ ([P3 ÷ P2] - [P3 ÷ P1])
 = 53.07 ÷ ([1000 ÷ 1200] - [1000 ÷ 2000])
 = 53.07 ÷ (0.8333 - 0.5)
 = 53.07 ÷ 0.3333
 = 159.22 redondeado a 160 galones (605.6 l)
Tanque de 
Amortiguación 
(colector)
Tanque de 
Amortiguación 
(colector)
Válvula de 
Compuerta 
FLS Manual
Válvula 
de 
Compuerta 
FLS Manual
Estrangulador 
Hidráulico
Estrangulador 
Hidráulico
Transmisor J2
Transmisor J2
Medidor de Presión 
(Manómetro)
Medidor de Presión 
(Manómetro)
Válvula de 
Compuerta 
Hidráulica
Adjustable Chocke
Estrangulador 
Manual
Varias muestras de 
manifolds de 
estranguladores
Tanque de 
Amortiguación 
(colector)
Tanque de 
Amortiguación 
(colector)
Válvula de 
Compuerta 
FLS Manual
Válvula 
de 
Compuerta 
FLS Manual
Estrangulador 
Hidráulico
Estrangulador 
Hidráulico
Transmisor J2
Transmisor J2
Medidor de Presión 
(Manómetro)
Medidor de Presión 
(Manómetro)
Válvula de 
Compuerta 
Hidráulica
Adjustable Chocke
Estrangulador 
Manual
EJEMPLO 2
 MANIFOLD DEL ESTRANGULADOR
Cuando estén 
instalados, 
pruebe los 
equipos del 
manifold a 
presiones que 
sean iguales a la 
presión de trabajo 
clasificada para 
la columna del 
preventor de 
reventones en 
uso.
CAPÍTULO 10
10-22
La línea del 
estrangulador 
debería ser lo más 
recta posible.
w Para las presiones de trabajo de 3M (206.84 
bar) y más, sólo se deberían usar conexiones 
embridadas, soldadas o engrampadas con los 
componentes sometidos a la presión del pozo.
w Se debería colocar el manifold del estrangulador 
en un lugar accesible, preferentemente afuera de 
la subestructura del equipo.
w La línea del estrangulador (que conecta la 
columna del preventor de reventones con el 
manifold del estrangulador) y las líneas aguas 
abajo del estrangulador:
A. Debería ser lo más recta posible que sea 
práctico; si se requiere algún codo, debería 
ser orientado específicamente.
B. Debería estar firmemente anclada para 
evitar excesivos movimientos o vibraciones.
C. Debería tener un diámetro de suficiente 
tamaño para evitar una erosión excesiva o 
fricción de fluidos.
1. El tamaño mínimo recomendado para las 
líneas del estrangulador es de 3” (76.2 mm) 
de diámetro nominal (los diámetros nominales 
de 2” [50.8 mm] son aceptables para las 
instalaciones de Clase 2M [137.89 bar]). 
2. El tamaño mínimo recomendado para 
las líneas de venteo aguas abajo de los 
estranguladores es de 2” (50.8 mm) dediámetro 
nominal.
3. Para volúmenes elevados y operaciones de 
perforación con aire / gas, se recomiendan 
líneas de 4” (101.6 mm) de diámetro nominal 
o más grandes.
w Debería proveer rutas alternativas de flujo y 
quema aguas abajo de la línea del estrangulador 
para que se puedan aislar las piezas erosionadas, 
taponadas o que funcionan mal para ser reparadas 
sin interrumpir el control del flujo.
w Debería considerar las propiedades para bajas 
temperaturas de los materiales utilizados en 
las instalaciones que estarán expuestos a 
temperaturas inusitadamente bajas.
w La línea de purga (la línea de venteo que se desvía 
de los estranguladores) debería ser por lo menos 
igual en diámetro que la línea del estrangulador. 
Esta línea permite que el pozo circule con los 
preventores cerrados mientras que mantiene un 
mínimo de contrapresión. También permite un 
alto volumen de purga de los fluidos del 
pozo para aliviar la presión de la tubería de 
revestimiento estando los preventores cerrados.
w Aunque no se muestra en las ilustraciones de 
los equipos típicos, los tanques de amortiguación 
(colectores) a veces se instalan aguas abajo de los 
ensambles de estranguladores para manipular las 
líneas de purga juntas. Cuando se usan colectores, 
se deberían tomar las previsiones para aislar una 
falla o malfuncionamiento sin interrumpir el 
control del flujo.
w Se deberían instalar medidores de presión que 
sean adecuados para servicio con fluidos abrasivos 
Izquierda: estrangulador de producción
Medio: estrangulador manual ajustable
Derecha: Armado del preventor anular
10-23
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
Los estrangul-
adores ajustables 
se pueden operar 
manual o 
remotamente 
para ajustar el 
tamaño del 
orificio.
para que se puedan supervisar con exactitud las 
presiones en la tubería o la tubería de perforación 
y el espacio anular y que sean fácilmente visibles 
en la estación donde se realizarán las operaciones 
de control del pozo.
w Todas las válvulas del manifold del estrangulador 
que están sometidos a erosión al controlar el pozo 
deberían ser de paso total (apertura plena) y estar 
diseñadas para operar con gas de alta presión y 
fluidos abrasivos. Se recomienda usar dos válvulas 
de abertura plena entre la columna del preventor 
de reventones y la línea del estrangulador en las 
instalaciones con presiones de trabajo clasificadas 
en 3M 8206.84 bar) y más.
w Para aquellas instalaciones clasificadas para 
presiones de trabajo de 5M (344.74 bar) y más, se 
recomienda lo siguiente:
A. Una de las válvulas en el párrafo anterior 
debería ser accionada a distancia.
B. Se deberían instalar dos válvulas 
inmediatamente aguas arriba de cada 
estrangulador.
C. Se debería instalar por lo menos un 
estrangulador remoto. Si se anticipa que 
se utilizará este estrangulador por tiempo 
prolongado, se debería usar un segundo 
estrangulador remoto.
w Todos los estranguladores, válvulas y tubería 
debería estar clasificados para servicio con H2S.
El estrangulador controla el caudal de flujo de 
los fluidos. Al restringir el fluido a través de un 
orificio, se coloca fricción o contrapresión en el 
sistema, permitiendo controlar el caudal del flujo y 
la presión del pozo.
Los estranguladores para controlar pozos tienen 
un diseño diferente que los estranguladores para 
la producción de gas y petróleo. En general, 
el estrangulador de producción no es adecuado 
para controlar unpozo. Se usan estranguladores 
que se pueden ajustar manualmente para algunas 
aplicaciones de control de pozos, pero la mayoría 
de las operaciones a presión usan estranguladores 
ajustables a distancia.
Los estranguladores fijos (porta orificios) gener-
almente tienen un cuerpo de estrangulador en línea 
para permitir la instalación o cambio del tubo 
reductor del estrangulador con un orificio de cierto 
tamaño.
Se pueden operar los estranguladores ajustables 
manual o remotamente para ajustar el tamaño del 
orificio.
Este es el tipo básico de estrangulador. Tiene una 
barra ahusada y un asiento. A medida que la barra 
se acerca más al área de asiento, hay menos distancia 
libre y más restricciones para el fluido que pasa por 
Arriba izquierda: estrangulador hidráulico remoto
Abajo izquierda, centro y derecha: varios tipos de 
paneles para estranguladores remotos
ESTRANGULADORES AJUSTABLES MANUALES
 ESTRANGULADORES FIJOS
 ESTRANGULADORES AJUSTABLES
 ESTRANGULADORES
CAPÍTULO 10
10-24
Los estrangul-
adores ajustables 
remotos son los 
estranguladores 
preferidos en las 
operaciones de 
perforación.
ella, produciendo más contrapresión en el pozo.
A menudo este tipo de estrangulador es el 
equipo para controlar pozos al cual menos atención 
se le presta. Sirve como el estrangulador de apoyo 
y muchas veces como el estrangulador primario 
en las operaciones. Se debería tener cuidado de 
lubricar, operar y probar este equipo vital regular 
y correctamente, de acuerdo con las pautas de los 
cuerpos estatales o federales o gubernamentales.
Los estranguladores ajustables remotos son los 
estranguladores preferidos en las operaciones de 
perforación y para trabajos relacionados con presión. 
Proveen la capacidad de supervisar las presiones, las 
emboladas y controlar la posición del estrangulador, 
todo desde una sola consola. Los dos fabricantes 
más comunes son Cameron y Swaco..
Por lo general el estrangulador de Cameron 
está disponible con rangos de operación entre 
5000 a 15000 psi (344.74 a 1034.21 bar). Están 
compensados (especificados) para trabajar con H2S. 
El estrangulador utiliza una barra que entra y sale de 
una puerta (asiento) de estrangulación ahusada. 
En su uso general, a su apertura plena cuando la 
barra está completamente salida de la puerta, provee 
una apertura de 2” (50.8 mm). El mecanismo 
de operación es un cilindro de doble acción que 
opera con la presión hidráulica de la consola 
del estrangulador. Varios fabricantes proveen 
estranguladores que tienen esencialmente el mismo 
diseño que el estrangulador Cameron.
El “Súper Estrangulador” de Swaco normalmente 
está disponible en rangos de operación entre 
10000 psi (689.47 bar) y 15000 psi (1034.21 bar). 
El estrangulador de 10000 psi (689.47 bar) está 
disponible con especificación normal y para H2S. El 
estrangulador utiliza dos placas solapadas de carburo 
de tungsteno, cada una con una apertura de media 
luna, que se mueven alineándose o no. La apertura 
plena, cuando las dos media lunas están en línea, 
produce una apertura de un poco menos del área 
de un tubo reductor de inserción completo para 
estrangulador de 2” (50.8 mm). El estrangulador cierra 
y sella bien ajustado para actuar como una válvula. El 
mecanismo de operación es un conjunto de cilindros 
de doble acción que operan un piñón y cremallera que 
hacen girar la placa superior del estrangulador. El aire 
del equipo de perforación que energiza el panel del 
estrangulador provee la presión hidráulica.
Ambos estranguladores tienen paneles de operación 
que incluyen la posición del estrangulador, contadores 
de golpes (emboladas) y/o volumen, medidores de 
presión de la tubería vertical (stand pipe) /tubing y la 
tubería de revestimiento, una válvula de posicionamiento, 
una bomba para operaciones hidráulicas y un 
interruptor para prender-apagar (dar potencia).
Ambos tipos de estranguladores son buenos en 
operaciones de control de pozos. Las limitaciones 
básicas comunes en ambos tipos es que rara vez se 
utilizan y tienden a congelarse, perder la presión del 
manómetro y estén desconectados los contadores de 
la bomba. Se puede resolver todos estos problemas 
por medio de operar el estrangulador en cada turno y 
correr una verificación semanal del funcionamiento 
y operación del panel del estrangulador. 
Separador de lodo / gas
Lodo 
cortado
con gas 
de la l nea 
de flujo o 
zaranda 
 
El Sistema de Contención Total de Gas de Swaco 
Ventea Todos los Gases de Manera Segura
L nea para 
venteo del gas
Contraflujo
L nea de venteo de gas
L nea de venteo 
de gas
Desgasificador al vac o
Tanque de lodo
Lodo desgasificado
Separador de lodo / gas
Estrangulador 
ajustable a 
control remoto
ESTRANGULADORES AJUSTABLES REMOTOS
EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
10-25
EQUIPOS PARA MANEJAR
EL GAS
Los equipos para manejar el gas son una parte 
vital de los equipos para controlar reventones. Sin 
éstos, las operaciones para controlar un pozo son 
difíciles y pueden ser peligrosas debido al gas que 
está en la locación. Los equipos que manejan el gas 
remueven los grandes volúmenes de gas que podrían 
causar una mezcla explosiva si se permitiera que se 
mezclen con el aire alrededor del equipo.
Los separadores de gas (gas busters) general-
mente son la primera línea de defensa del gas en 
locación. Un separador de gas es un recipiente 
sencillo y abierto que está conectado a la punta de 
la línea del manifold o estrangulador, justo antes 
de que el fluido entra en la pileta de succión o 
línea de retorno.
La mayor cantidad de gas que sube con una 
surgencia se separará del fluido luego del estrangula-
dor. El separador maneja este gas. El separador de 
gas permite que el gas libre que sale del fluido salga 
del sistema y gravite o sea empujado hacia la línea de 
quema o coronamiento de la torre. El diseño varía 
desde un simple cilindro abierto que se usa con 
algunos manifolds hasta el separador más complejo 
que opera con un flotador.
Con los fluidos claros (livianos), el separador 
de gas podría ser suficiente. La baja viscosidad de 
los fluidos claros permite que el gas salga del fluido 
bajo la presión atmosférica. Con los fluidos viscosos 
(más espesos), solo con el separador de gas quizás 
no sea suficiente.
La fuga de gas (“gas blow-by”) es un término 
que se utiliza para describir la sobrecarga de este 
equipo a medida que la presión se incrementa 
adentro del separador de gas, desplazando el fluido 
en el cierre hidráulico y permitiendo que el gas 
entre en el área de la pileta. Se debería supervisar 
la presión adentro del separador de gas cuando el 
gas está en la superficie y ésta se debe mantener 
en valores que evitan esta sobrecarga y reducen la 
posibilidad de una ruptura del recipiente.
El desgasificador tiene una capacidad limitada 
para manejar volúmenes de gas, pero dado que el 
volumen de gas que está arrastrado (atrapado) en 
el fluido es bajo, por lo general el desgasificador 
es adecuado. Si la viscosidad del fluido es alta o si 
el fluido está contaminado, el gas quizás no salga 
libremente. Los desgasificadores pueden separar el 
gas arrastrado en el fluido por medio de usar una 
cámara de vacío, una cámara presurizada, un rocío 
centrífugo o una combinación de estos diseños. El 
desgasificador más común es un tanque al vacío 
o una bomba de rocío, pero hay muchos desgasifica-
dores y algunos combinan las funciones. Los tres 
desgasificadores más comunes son el desgasificador 
al vacío de SWACO, el Desgasificador al vacío de 
Welco y la Bomba Desgasificadora Seeflo (“flujo a 
la vista”) de Drilco.
Dos desgasificadores comunes
Los separad-
ores de gas del 
lodo son la 
primera línea de 
defensa del gas 
en locación.
 DESGASIFICADORES
SEPARADORES DE GAS DEL 
LODO (GAS BUSTERS)
CAPÍTULO 10
10-26
Los desgasificadores no requieren de mucho 
mantenimiento. Hay que lubricar las bombas y 
calcular su tamaño correctamente. Cuando se usa 
un brazo del flotador, hay que mantener las juntas 
lubricadas. Cuando se