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2. Carrete de Control
El carrete de control se instala para conectar las líneas primarias de
matar y estrangular en un conjunto de preventores. El API RP-53
recomienda que estas líneas se conecten a un preventor con salidas
laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran ventaja
de disminuir la altura del conjunto de preventores, así como el número
de bridas que es el punto más débil del conjunto.
Sin embargo, en la mayoría de los casos se prefiere usar un carrete, ya
que, como están sujetos a la erosión, resulta más económico eliminar un
carrete que un preventor; también, se dispone de mayor espacio entre
preventores, lo que facilita la introducción de la tubería a presión
(strippping), colgado de la sarta y operaciones de corte de tubería.
2.1 Especificaciones
Las salidas laterales deben tener un diámetro interior nominal no
menor de 2”. Deben usar bridas, birlos o abrazaderas para la clase API
2M, 3M y 5M.
El diámetro interior debe ser por lo menos igual al del último cabezal
instalado en el pozo.
Las clases API 10M y 15M deben tener por lo menos dos salidas
laterales, de un diámetro interior mínimo de 2” para la línea de matar
y de 3” para la línea de estrangular.
El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de
preventores
Recomendaciones
Considerando las ventajas que se tiene, es conveniente tener instalado
cuando menos un preventor de arietes en la parte superior del carrete
de control, que pueda cerrar en la tubería.
Figura 17.- Carrete de control
3. Cabezales de Tuberías de Revestimiento
El cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación
permanente del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la
siguiente sarta de tubería de revestimiento. El cabezal de pozo
transfiere las cargas de la tubería de revestimiento y de la terminación a
la tierra a través de la tubería de revestimiento superficial y provee un
sistema de sello y válvulas para controlar el acceso a la tubería de
producción y el espacio anular. Está hecho de uno o más carretes de
tuberías de revestimiento, carretes de cabezal de tubería (head spool),
el colgador y el árbol de producción.
Figura 18.- Carretes de cabezal de tubería
Las especificaciones del cabezal son expuestas en el API-6A.
Desde el diseño de las tuberías de revestimiento, se deben especificar
los requerimientos del cabezal de pozo. Ya que en la terminación
impactará en varias formas:
Las cargas serán transferidas de la tubería de producción al cabezal
de pozo a través del colgador de la tubería.
Puede haber requerimientos de inyección a través del espacio anular
por el cabezal (gas, inhibidores o inyección de agua, etc.).
La metalurgia y tamaño del puerto necesitarán ser considerados por
las caídas de presión, erosión y aspectos de corrosión; así como, los
límites de presión y temperatura.
Ciertas partes del cabezal del pozo serán expuestas a fluidos en el
espacio anular (el colgador de la tubería de revestimiento de
producción). Lo que puede impactar en su composición metalúrgica.
Puede requerirse el monitoreo de las presiones en el espacio anular.
Esto es relativamente fácil en un pozo con cabezal en superficie. Pero,
para un cabezal de lecho marino, pueden requerirse sensores
especiales.
3.1 Tipos
Por diseño puede ser roscable, soldable o bridado, además se utiliza
como base para instalar el conjunto de preventores.
Figura 19. Cabezal de TR soldable (rebajado) y roscado
Las salidas laterales del cabezal, pueden utilizarse para instalar las
líneas secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para
casos de emergencia estrictamente. Cuando las líneas no estén
instaladas, es recomendable disponer de una válvula y un manómetro
en dichas salidas.
El API-6A establece las siguientes especificaciones para el cabezal de
tubería de revestimiento.
La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión
superficial máxima que se espere manejar.
Resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API
y a la tubería en que se conecte.
Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la TR en que
se conecta.
Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TR´s
Selección
La etapa de terminación es para convertir un pozo perforado en un
seguro y eficiente sistema de producción o inyección; y es en el diseño
de la perforación donde se deben seleccionar los cabezales y el árbol
de producción.
Previo al inicio del diseño del pozo se debe contar entre otros con la
siguiente información, que es fundamental para la selección de los
cabezales y árbol de producción:
Parámetros del yacimiento: Porosidad, permeabilidad, homogeneidad,
espesor, ángulo, presión del agua/gas/aceite
Características de rocas: Dureza de roca, potencial de daño a la
formación.
Restricciones de producción: Manipulación de fluidos, presiones de
inyección.
Características de fluido: Densidad, composición, toxicidad, punto de
fluidez, tendencia a formación de escoria, ceras, asfáltenos,
contaminantes.
Información de las instalaciones: Presiones de bomba, tamaño de
líneas, muestreo/pruebas/monitoreo, restricciones de seguridad.
Datos de perforación: Perfil de pozo, programa de tuberías (y
restricciones), válvula de seguridad y restricciones de profundidad.
Aspecto económico del campo: Importancia de los fluidos, tiempo de
vida del campo.
La localización de puntos de inyección de químicos y la velocidad de
flujo prevista deberán tomarse en cuenta, particularmente donde la
inyección de químicos es requerida en la tubería de producción.
3.2 Selección de Cabezales y Medio Arbol.
Especificación API-6A/ISO 10423.
Nivel de especificación del producto PSL (Product Specification
Levels).
La selección del PSL se debe basar en un análisis cuantitativo del riesgo,
que es una aproximación formal y sistemática para identificar eventos
potencialmente peligrosos, estimar la probabilidad de los accidentes que
se pueden desarrollar, así como las consecuencias en las personas,
equipo y el medio ambiente.
PSL 1 incluye las prácticas actuales y es recomendado para un amplio
rango de condiciones de servicio en la industria.
PSL 2 incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 1
que se ejecutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una
gama específica de condiciones de servicio.
PSL 3 incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 2
que se ejecutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una
gama específica de condiciones de servicio.
PSL 3G incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 3
que se ejecutan actualmente por un amplio rango de la industria, en una
gama específica de condiciones de servicio. La designación del PSL 3G
se utiliza únicamente cuando es necesario realizar pruebas para definir
intervalos de gas adicionales a los que ya fueron probados.
PSL 4 incluye todos los requisitos de PSL 3G más ciertos requisitos
adicionales y se prevee para usos que exceden las condiciones del
servicio identificadas dentro del alcance del estándar internacional, y
normalmente se utiliza para el equipo primario.
En la siguiente figura, se muestra el nivel de especificación
recomendado para el equipo primario. El equipo primario en un conjunto
de cabezales incluye como mínimo: Cabezal de la tubería de producción;
Colgador de la tubería de producción; Adaptador de la tubería de
producción y la Válvula maestra.
El resto de las piezas del cabezal se clasifican como secundarias. El nivel
de la especificación para el equipo secundario puede ser igual o menor
que el nivel para el equipo primario.
Figura 20. PSL mínimo recomendado para partes principales de
cabezales y árbol de válvulas.
Edición.
Aplica si la presión parcial del ácido sulfhídrico (H2S) en el líquido
producido iguala o excede la cantidad mínima especificada por NACE
MR-0175 para servicio amargo.
Alta concentración del H2S.
Use "sí" si la concentración del H2S del fluido producido es tal que en
caso de un escape al aire pueda convertirse en una concentración de 70
x 10-6 [70 partes por millón (ppm)] (el olfato humano no puede detectar
concentraciones más altas que 70 x 10-6).
Alternadamente utilice "sí" cuando el valor del radio de exposición (ROE)
al H2S a 100 ppm sea mayor a 15 m (50 pies) del pozo. El ROE es
definido en el articulo 36 de la “Texas Railroad Commission Rule”. Se
pueden aplicar otros métodos para calcular el ROE, dependiendo de las
regulaciones locales.
Si un pozo está localizado en un área donde no hay suficientes datos
para calcular el ROE, pero se espera la presencia de H2S, se puede
considerar un radio de exposición a 100 ppm de H2S igual a 1000 m
(3000 pies).
Se debe considerar el impacto potencial de una emisión incontrolada de
H2S que amenace la vida y el ambiente cerca del pozo. La siguiente lista
se puede utilizar para determinar el riesgo potencial:
1.- Si el radio de exposición (ROE) a 100 ppm de H2S es mayor de 15 m
(50 pies) a partir del cabezal del pozo, e incluye cualquier parte de un
área pública exceptuando un camino público.
El área pública significa una vivienda, negocio, iglesia, escuela, hospital,
parada de autobús, parque, ciudad, aldea, u otra área similar que puede
estar poblada. El camino público significa cualquier calle o camino de
acceso o uso público.
2.- Si el radio de exposición a 500 ppm de H2S es mayor de 15 m (50
pies) a partir del cabezal del pozo e incluye cualquier parte de un área
pública incluyendo un camino público.
3.- Cuando el pozo está ubicado en cualquier área ambientalmente
sensible tal como parques, reservas de la vida salvaje, límites de la
ciudad, etc. (aplica a equipos terrestres).
4.- Si el pozo está ubicado a 46 m (150 pies) de una flama abierta.
5.- Si el pozo se localiza a 15 m (50 pies) de un camino público.
6.- Si el pozo está localizado dentro o cerca de aguas navegables tierra
adentro.
7.- Si el pozo está ubicado cerca de abastecimientos de aguas
domésticas superficiales.
8.- Si el pozo está ubicado a 107 m (350 pies) de cualquier área
habitada. Estas son consideraciones mínimas recomendadas.
Radio de exposición (ROE) al H2S
El método de determinación del ROE se utiliza en los Estados Unidos.
Pero, pueden aplicarse otros métodos para calcularlo, dependiendo de
las regulaciones locales.
Para determinar la localización del ROE:
Radio de exposición (ROE) @ 100 ppm = [(1.589) (Fracción Mol de H2S)
(q)] 0.6258 Radio de exposición (ROE) @ 500 ppm = [(0.4546) (Fracción
Mol de H2S) (q)] 0.6258
Donde:
q: es volumen máximo determinado como disponible para descarga,
pies cúbicos/día.
Fracción Mol de H2S: Fracción molar de ácido sulfhídrico en la mezcla
gaseosa disponible para descarga.
ROE: pies.
El volumen determinado como disponible para descarga (q) en el radio
de exposición se especifica a continuación:
a) Para pozos nuevos en campos de desarrollo, el volumen de
descarga se determina usando el volumen aportado por los pozos a las
condiciones actuales, o al volumen de descarga promedio del campo,
tomando el que resulte mayor.
b) El volumen de descarga que se usa en la determinación del radio
de exposición, será corregido a condiciones estándar 14.65 psia y 60 °F
(16 °C).
Tabla 11. Clasificación de materiales de cabezales y árbol de válvulas de
acuerdo a sus condiciones de trabajo.
Temperatu
ra
Clasificació
n
Rango de operación
°C
mínimo
°C
máximo
Mínimo
°F
Máximo
°F
K -60 82 - 75 180
L -46 82 -50 180
N -46 60 - 50 140
P -29 82 - 20 180
R Temperatura ambiente Temperatura ambiente
S -18 60 0 140
T -18 82 0 180
U -18 121 0 250
V 2 121 35 250
Tabla 12. Requerimientos generales de materiales (API-6A, 19a
Edición)
Clase de
Material
Materiales mínimos requeridos
Cuerpo, Bonete y Bridas Partes que controlan presión,
vástagos y colgador de TP
AA – Servicio general Acero al carbono o de baja
aleación
Acero al carbono o de baja aleación
BB – Servicio general Acero al carbono o de baja
aleación
Acero inoxidable
CC – Servicio general Acero inoxidable Acero inoxidable
DD – Servicio
amargoa
Acero al carbono o de baja
aleación b
Acero al carbono o de baja aleación b
EE – Servicio
amargoa
Acero al carbono o de baja
aleación b
Acero inoxidable b
FF – Servicio
amargoa
Acero inoxidable b Acero inoxidable b
HH – Servicio
amargoa
CRAsbcd CRAsbcd
a
Según lo definido por NACE MR 0175/ISO 15156. En conformidad con NACE MR 0175/ISO
15156. b
En conformidad con NACE MR 0175/ISO
15156. c
CRA (aleación resistente a la corrosión) requerido cuando las superficies son mojadas solamente
por líquido; pequeño revestimiento de CRA o se permite el acero inoxidable. d CRA según lo
definido en la cláusula 3 de estándar internacional; La definición del NACE MR 0175/ISO 15156 de
CRA no se aplica.
3.3 Colgadores
Carrete de TR
Por dentro de la brida inferior tiene una preparación para recibir la boca
de la TR intermedia y sus sellos secundarios. En el interior de la brida
superior (tazón recto o cónico) acepta las cuñas que sostendrán la
siguiente TR. Las salidas laterales son de brida con ranura para anillos
API y orificios para birlo con tuerca. También tiene preparación para
tapón ciego y válvula de contrapresión para sustituir una válvula de
compuerta dañada. Cada cabezal y carrete de TR tiene instalado en sus
salidas laterales una o dos válvulas de compuerta para el control de los
espacios anulares de la tubería de revestimiento.
Figura 21.- Carrete de TR
Con el objeto de mantener un mejor sello del espacio de la tubería de
revestimiento después del sello primario del colgador de la TR, se utiliza
un brida empacadora tipo “OO”.
Esta brida cuenta con doble sello y orificio de ½” NPT de prueba, su
diseño permite deslizarse sobre la tubería de revestimiento.
Figura 22.- Brida empacadora FIP tipo
“OO” Donde:
1. Ranura para anillo API.
2. Ranura para anillo restringido.
3. Empaque “OO” (dos).
4. Anillos triangulares (dos).
5. Anillo trapezoidal.
6. Orificio para prueba.
A continuación, y como ejemplo se muestra un carrete de TR “FC - 22”
20 3/4” M brida inferior por 13 5/8” M brida superior. Su preparación es
con doble sello tipo “OO”; acepta colgadores de TR tipos “FC – 21” y “FC
- 22” intercambiables para trabajos pesados.
Puede recibir también un colgador tipo “FC – 22 W” de 13 5/8” x 9 5/8”
que sostiene la TR de 9 5/8”. Y como respaldo del sello secundario se
utiliza una brida empacadora tamaño 20 ¾” 3M x 13 3/8” de doble sello
tipo “OO”.
En el interior de las salidas laterales tiene roscas donde se colocan
tapones o válvulas de control.
2
14
6
3
5
Figura 23.- Carrete de TR FIP tipo
“FC–22”. Tabla 13. Especificaciones del Carrete de TR tipo
“FC-22-OO”
Brida
Inferior
pg
Presión de
TrabajoBrida
Superior
pg
Presión de
TrabajoDimensiones (pg)
lb/
pg2kg/cm2
lb/
pg2
kg/
cm2A B C D
13.625 5000 352 11 5000 352 24 1/8 13 5/8 9 10 7/8
13.625 5000 352 11 10000 703 29 3/4 14 5/8 9 10 7/8
20.750 3000 211 13 5/8 5000 352 28 5/8 15 3/8 12
1/2
13 1/2
Figura 24. Sistema de cabezales
Carrete de TP
Sirve de enlace entre un cabezal o carrete de TR y el medio árbol de
producción (ó de válvulas) o para instalar el arreglo de preventores por
su brida superior. Dentro de la brida inferior recibe el conjunto de sellos
secundarios que circunda la última tubería de revestimiento que llegue
hasta la superficie. Alrededor de la brida superior tiene los prisioneros
(yugos) que sujetan al colgador de TP. Además cuenta con salidas
laterales con ranura para anillos API y birlos con tuercas.
Figura 25.- Carrete de TP y Colgador
La función del colgador en la tubería de producción es la de transferir el
peso de la tubería al cabezal de pozo y contener el fluido del espacio
anular entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción. Hay
cinco tipos de colgador de uso común:
1. Colgadores de compresión (Metal a Metal o de tipo elastomérico) de
Mandril (tipo dona).
2. Colgadores de Tensión del tipo Ariete.
3. Ensamblaje de sellos y cuñas.
4. Suspensión directa del árbol (Ejemplo árboles horizontales).
5. Colgadores de sub-línea de lodo o colgadores de tubería con
empacador.
El número de agujeros requeridos para que el colgador de la tubería
fluya o alimente conductos, líneas de control, líneas de inyección de
químicos y línea de acero debe especificarse. Estos podrán sellarse con
un sello anular de anillo en un colgador de cuello extendido. En pozos en
lecho marino, se requiere también un agujero para el acceso al anular,
la orientación apropiada del colgador con respecto a la base guía se
debe tomar en cuenta.
El método por el que los principales espacios interiores serán
bloqueados a superficie durante la remoción de los BOP o el árbol de
producción deberá así mismo ser considerado. Hay dos alternativas
principales:
El uso de un tapón en el colgador. Este puede ser un tapón o una
válvula check o el más comúnmente utilizado hoy día, un niple
convencional.
El uso de una línea de acero por debajo del colgador. En pozos
submarinos, en el espacio anular se recomienda el uso de un niple por
debajo del colgador.
