Nuevo Manual de Conexiones Superficiales de Control

Conexiones Superficiales de Control

MANUAL Y ESTANDARIZACION

DE CONEXIONES SUPERFICIALES

DE CONTROL

D. R. 2006 Gerencia de Ingeniería y Tecnología Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos


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Indice Prólogo…………………………………………………………………………………….................

Introducción…………………………………………………………………………………………..

1. Preventores………………………………………………………………………………………..

1.1 Sistema Desviador de flujo……………………………………………………………………

1.2 Preventor Esférico…………………………………………………………………………......

1.3 Preventores de Arietes………………………………………………………………………..

1.4 Arietes Anulares………………….………………………………….…….….……………….

1.5 Arietes Ajustables……………………..………..……………………………………………..

1.6 Arietes Ciegos………………………………………………………………………………….

1.7 Arietes de Corte……………………………………………………......................................

1.8 Empaquetadura de Preventores (Elastómeros)…………………….….….……………….

1.9 Pruebas con Presión…………………………….….………………....................................

1.10 Arreglos………………………………………………………………………………………..

1.11 Mantenimiento…………………………………………………………………….................

2. Carrete de Control…………………………………………………………………………………

2.1 Especificaciones………………………………………………………..................................

3. Cabezales de Tuberías de Revestimiento……………………………………………………...

3.1 Tipos…………………………………….…….………………………………………………...

3.2 Selección de Cabezales y Medio Arbol……………………………………………………..

3.3 Colgadores……………………………………………………………………………………..

4. Conexiones Superficiales de Control………………………………………………..................

4.1 Factores para el Diseño……………………………………………………………...............

4.2 Especificaciones……………………………………………………………………………….

4.3 Líneas de Matar y Estrangular……………………………………………………………….

4.4 Estranguladores………………………………………………………………………………..

4.5 Múltiple de Estrangulación…………………………………..………………………………..

4.6 Válvulas…………………………………………………………………..…………...............

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4.7 Arreglos…………………………………………………………………………………………

4.8 Consola de Control Remoto………………………………………………………………….

5. Bridas y Anillos…………………………………………………………………………………….

5.1 Bridas……………………………………………………………………………………………

5.2 Pista……………………………………………………………………………………………..

5.3 Anillos…………………………………………………………………………………………..

5.4 Birlos (Espárragos y Tuercas)………………………………………………..…….............

6. Unidad para Operar Preventores………………………………………………………………..

6.1 Depósito Almacenador de Fluidos…………………………………………………………..

6.2 Requerimientos de los Acumuladores……………………………………………..............

6.3 Requerimientos de Volumen de los Acumuladores……………………………………….

6.4 Requerimientos de Presión y Precarga de los Acumuladores……………….................

6.5 Fuentes de Energía……………………………………………………………………………

7. Separador Gas-Lodo……………………………………………………………………………..

7.1 Selección del Diámetro Interior del Separador Gas-Lodo…………………………………

8. Desgasificador……………………………………………………………………………………..

9. Válvulas de Contrapresión y de Seguridad Superficial……………………………………….

10. Equipo Superficial para Perforación Bajo Balance…………………………........................

10.1 Esquema Típico..……………………………………………….........................................

10.2. Cabeza o Preventor Rotatório…………………………………………………................

10.3. Sistema de Separación de Fases……………………………………………..................

10.4. Equipo de Estrangulación…………………………………………………………………..

10.5. Conexiones en el Carrete de Control……………………………………………………...

10.6. Ensamble de Estrangulación Auxiliar……………………………………………………..

10.7. Seguridad del Personal y Protección Ambiental…………………………………………

10.8. Consideraciones Operativas………………………………………………………………..

11. Normas y Reglamentos………………………………………………………………...............

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12. Arreglos Estándar de Conexiones Superficiales de Control Terrestre……………………

12.1. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con preventores sencillos.

12.1.1. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con preventor doble.

12.2. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con posible presencia de gas somero.

12.3. Arreglo para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 2000 psi.

12.4. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi.

12.5. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi para perforar bajo balance.

12.6. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 3000 psi para perforar con flujo controlado


12.8. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar bajo balance.

12.9. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar con flujo controlado.


12.11. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10000 psi para perforar con flujo controlado.


13. Arreglos Estándar de Conexiones Superficiales de Control en Plataformas Fijas y Autoelevables.

13.1. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables.

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13.2. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi en plataformas fijas y autoelevables.

13.3 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables.

13.4. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas, bajo balance y con flujo controlado.

13.5. Arreglo para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas.

14. Arreglo Estándar de Múltiples de Estrangulación para Perforación, Terminación y Mantenimiento de pozos.

14.1. Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento terrestre de 5000 psi.



14.4. Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento en plataformas fijas y autoelevables de 5000 psi.

14.5. Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento en plataformas fijas y autoelevables de 10000 psi.

15. Arreglo Estándar de Conexiones Superficiales de Control para Mantenimiento de Pozos Terrestre.

15.1. Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo I.

15.2. Arreglo estándar mantenimiento Tipo I, con preventores 7 1/16” 10000 psi para pozos de alta presión.

15.3. Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo I, con preventores Cameron UM.

15.4. Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II.

15.5. Arreglo estándar mantenimiento Tipo II, para pozos de mediana presión, con preventores 7 1/16” 10000 psi con restricción de altura mesa rotaria.

15.6. Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con preventores Cameron UM (doble y sencillo).

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15.7. Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con preventores Cameron UM (doble y esférico).

16. Materiales y Ejemplos de Arreglos de las Conexiones Superficiales de Control para Perforación, Terminación y Mantenimiento de pozos.

16.1. Relación de material necesario para la instalación de conexiones superficiales de control de pozos terrestres.

16.2 Arreglos recomendados de preventores y arietes para perforar y al introducir tuberías de revestimiento.

16.3. Tamaños y rangos de presión de trabajo de los BOP´s y rango de cierre de arietes variables.

16.4. Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres.

16.5. Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres con limitación de altura de mesa rotaria.

16.6. Arreglo para pozos exploratorios de baja presión terrestres, con Divertir.

16.6.1. Arreglo para pozos exploratorios de baja presión terrestres.

16.7. Arreglo para pozos exploratorios de alta presión terrestres, con Diverter.

16.7.1. Arreglo para pozos exploratorios de alta presión terrestres.

16.8. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi para yacimientos de gas en formaciones de terciario.

16.8.1. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, cabezal soldable 16 ¾” 3000 psi.

16.8.2. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, cabezal soldable 20 ¾” 3000 psi.

16.8.3. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, para yacimientos de gas en formaciones de terciario.

16.9. Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi (cabezal compacto).

16.9.1. Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi, con cabezal 20 ¾” 3000 psi.

16.9.2. Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi, con cabezal 13 5/8” 5000 psi.

16.9.3. Arreglos estándar preventores 13 5/8” 10000 psi, cuando las TR´s de 9 5/8”, 7 5/8” o 7” son Liners.

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16.10. Arreglos estándar preventores 11” 5000 psi, cuando la TR de 7” es corrida a superficie o se corre complemento a superficie y se tiene cabezal compacto.

16.10.1. Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 9 5/8” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie.

16.10.2. Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 7” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie.

16.10.3. Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR 7” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto, cabezal soldable 20 ¾” 3000 psi.

16.10.4. Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 7” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto, cabezal soldable 13 5/8” 5000 psi.

16.10.5. Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 7” es liner y se cuenta con cabezal compacto.

16.11. Arreglos estándar mantenimiento Tipo I, preventores 7 1/16” 10000 psi para pozos de alta presión.

16.11.1. Arreglos estándar mantenimiento Tipo I para pozos de alta presión, preventores 7 1/16” 10000 psi cabezal compacto.

16.12. Arreglos estándar mantenimiento Tipo II para pozos de mediana presión, preventores 7 1/16” 10000 psi con restricción de altura mesa rotaria.

16.12.1. Arreglos estándar mantenimiento Tipo II para pozos de mediana presión, preventores 7 1/16” 10000 psi con restricción de altura mesa rotaria y cabezal compacto.

16.13. Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables.

16.14. Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi en plataformas fijas y autoelevables.

16.15. Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables.

16.16. Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas con flujo controlado.

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16.17. Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10000 psi en plataformas fijas y autolevables para perforar casquete de gas.

Anexos………………………………………………………………………………………………..

a) Preventor anular marca Hydrill tipo “MSP” medida 21 ¼” capacidad 2000 psi (Tabla de presiones para control superficial).

b) Preventor anular marca Hydrill tipo “MSP” medida 13 5/8” capacidad 5000 psi (Tabla de presiones para control superficial).

c) BOP´s 7 1/16” 10000 psi tipo “UM” (Compactos).........................................................

d) BOP´s 7 1/16” 10000 psi tipo “U” vs. “UM” (Cameron)…………………………………..

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Prólogo Uno de los aspectos más importantes que se manejan en los ámbitos de calidad y normatividad de cualquier empresa, es la estandarización de sus procesos para poder medir su desempeño. Aunque las actividades de perforación y de mantenimiento de pozos se efectúan en condiciones de trabajo distintas, dada la diversidad de campos petroleros donde participa la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP), es necesario hacer un esfuerzo por estandarizar los criterios que aplicamos, tanto en los procesos de ingeniería de diseño como en la ejecución de las operaciones de campo. El diseño, instalación y operación de los sistemas de control de pozos resultan ser actividades de vital importancia, ya que sus prácticas deben realizarse con el nivel de seguridad requerido, reduciendo al mínimo los riesgos de un accidente o de un impacto adverso al medio ambiente. Entre los beneficios más importantes que pueden obtenerse con la homologación de las conexiones superficiales de control de pozos, es una mayor confiabilidad de los diseños de ingeniería, mayor rapidez y facilidad en su instalación y operación, y reducción de costos por servicios de mantenimiento y refacciones. La Gerencia de Ingeniería y Tecnología de la UPMP, desea que la incorporación de nuevos temas al manual anterior, sean de utilidad para todo el personal técnico involucrado en el diseño, adquisición, instalación y mantenimiento de los sistemas de control superficial de pozos. El manual anterior se realizó con la participaron los siguientes profesionistas:

Ing. Felipe Sierra González Ing. Eliseo Rodríguez Roque Ing. Miguel Pacheco Acosta Ing. Bulmaro Castro Mutio

Ing. Armando Flores González Ing. David E. Blasio Cedillo

Con la coordinación: M.I. Juan Alfredo Ríos Jiménez.

Ing. Miguel Ángel Aguilar de la Serna Para la realización del nuevo manual, agradecemos a las autoridades de la UPMP y al personal técnico operativo de Sede Villahermosa, Divisiones Norte, Sur y Marina por su participación, y en particular a los siguientes profesionistas:

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Introducción Con la finalidad actualizar el manual de referencia: Estandarización de Conexiones Superficiales de Control, se realizó una revisión y ampliación de los temas del mismo; además, se agregaron nuevos capítulos que enriquecen su contenido; todo lo anterior, con la colaboración de un grupo de especialistas de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP), denominando a esta nueva versión “Manual y Estandarización de Conexiones Superficiales de Control”. Para salvaguardar la seguridad del personal que desarrolla las actividades sustantivas en las diferentes Divisiones que conforman la UPMP, uno de los aspectos más importantes es la capacitación de todo su personal, así como estandarizar sus instalaciones, métodos, procedimientos, tecnologías y equipos. Este nuevo manual, conserva las características del manual anterior con un tratamiento más a fondo de los temas, y la inclusión de nuevos capítulos que abarcan separador gas-lodo, desgasificador, equipo superficial para perforación bajo balance, normas y reglamentos. Se realizó por especialistas de las tres divisiones y sede de la UPMP, los arreglos se pueden utilizar en nuestros campos, y garantizan resultados satisfactorios ante cualquier eventualidad que se pueda presentar durante la intervención de un pozo, en cualquiera de sus fases operativas. El presente manual, debe llegar a todo el personal de la UPMP que por la naturaleza de sus funciones tenga relación con esta actividad. El manual comprende una descripción de los componentes de las conexiones superficiales, características, recomendaciones prácticas de mantenimiento y cuidados durante la instalación y uso de las mismas, así como las ventajas y desventajas que representa la utilización de ciertos elementos. También contiene los arreglos de preventores y árboles de estrangulación que deben usarse en las diferentes etapas del proceso de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, señalando las características y especificaciones que garanticen la seguridad de su uso, sólo limitadas por los rangos de presión de trabajo y los espacios para su instalación. En los nuevos capítulos que se incluyen, se pretende dar a conocer los diferentes elementos superficiales que se utilizan en la perforación bajo balance, así como saber si el separador gas-lodo instalado en el equipo cumple con las especificaciones que garanticen su eficiente operación de acuerdo a los volúmenes de gas que se esperan manejar durante la perforación o intervención de un pozo; ya que, en caso contrario se debe contemplar la utilización de un separador adicional para un manejo seguro. Esperamos que este manual cumpla las expectativas y sea una herramienta que de respuesta a los problemas técnicos tanto al personal de campo como el que labora en las oficinas.


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1. Preventores El criterio para seleccionar el arreglo del conjunto de preventores debe considerar la magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida en cada de una de las etapas durante el proceso de perforación y mantenimiento de pozos; así como, la presión del yacimiento esperada en la superficie. La clasificación API para el conjunto de preventores, se basa en el rango de la presión de trabajo. Existe un bajo riesgo cuando se tienen presiones de formación normales. Por lo que, un arreglo de preventores sencillo y de bajo costo puede ser suficiente para la seguridad de la instalación. El riesgo es mayor cuando se tienen:

Presiones de formaciones anormales. Yacimientos de alta presión, alta temperatura o alta productividad. Areas densamente pobladas. Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y plataformas marinas. Entonces, el arreglo requerido debe ser más completo y en consecuencia de mayor costo.

Los preventores son un sistema para control del pozo, y tienen 3 funciones: 1. Cerrar el pozo en caso de un influjo imprevisto 2. Colocar suficiente contra-presión sobre la formación 3. Recuperar el control primario del pozo Durante las operaciones de perforación o mantenimiento, si llegara a manifestarse un flujo o brote, el sistema de control superficial debe tener la capacidad para cerrar el pozo y circular el fluido invasor fuera de él. El control de un pozo lo constituyen en la superficie, los sistemas de circulación y de preventores. Los arreglos de preventores lo forman varios componentes. Y refiriéndose a los tipos pueden ser: esférico, anulares, variables, ciegos y de corte. Es conveniente tener presente algunas normas de seguridad que se emplean en el conjunto de preventores antes de su instalación y su operación, permitiendo con esto un adecuado manejo de los mismos y un mayor rendimiento en el área de trabajo. Antes de su instalación

La medida y capacidad del preventor deberá ser igual que la del cabezal donde se va a instalar.

Revisar que el preventor este en la posición correcta. Abrir los bonetes del preventor, revisar el empaque y las pistas de sello. Verificar que los empaques frontales y superiores de los arietes (rams) estén en buenas condiciones.

Revisar la operación de los tornillos candado (yugos), ésta deberá ser fácil y rápida. En conjunto de preventores dobles de 5000 lb/pg2 y de 10000 lb/pg2, los arietes (rams) ciegos se colocan en el preventor de en medio y los arietes de tubería en el preventor superior e inferior, siempre y cuando la tubería sea del mismo diámetro.

Al cerrar los bonetes, apriete adecuadamente los tornillos en forma de cruz.


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Pruebe la hermeticidad del cierre. Instale y pruebe las líneas de 1” de los preventores. Revisar la operación de los arietes (rams) verificando el movimiento de los vástagos contra la presión de operación.

Limpiar y revisar las pistas para los anillos metálicos empacadores en las bridas. El anillo metálico empacador será del rango adecuado para las bridas que se unan e invariablemente nuevo.

Verificar las medidas y cantidades de birlos y tuercas que se van a usar y repáselos (límpielos).

Revisar las pistas de sello de las bridas laterales e instalar las válvulas respectivas. Comprobar que la cantidad de birlos y tuercas para las bridas laterales sea adecuada y de la medida correcta.

Durante su instalación Manejar los preventores usando cables de acero de 1” o mayor diámetro (no los maneje con los cáncamos, éstos se usan sólo para el cambio de arietes o de bonetes).

Inspeccionar nuevamente la ranura de sello inferior y la del cabezal de la TR. Lavar y secar las ranuras e instalar el anillo metálico empacador correctamente; éste deberá ser nuevo.

Proteja la boca del pozo mientras se efectúa la operación de instalación del preventor. Oriente los preventores al sentarlos en el cabezal e introduzca cuatro birlos para utilizarlos como guías. Siéntelos con precaución para no dañar el anillo metálico empacador.

Revisar que el apriete de los birlos se efectué en forma de cruz hasta lograr el apriete adecuado.

En caso de instalarse dentro de un contrapozo profundo deberá darse la altura adecuada para lograr la apertura de los bonetes. (Use carretes espaciadores).

Antes de conectar las mangueras metálicas de 1”, selecciónelas e instálelas correctamente al preventor.

Instalar el sistema de operación manual de los preventores. Comprobar la instalación del preventor con respecto al pozo y mesa rotatoria. Los cáncamos deberán permanecer conectados en el cuerpo del preventor.

Durante su operación Revise que la presión hidráulica de operación del múltiple de los preventores permanezca en 1500 lb/pg2.

Deberá probarse la efectividad del conjunto de preventores a su capacidad de trabajo a la mayor brevedad posible después de su instalación.

Siempre deberá estar instalado el sistema de operación manual a los preventores. (Crucetas, extensiones, volantes, seguros y soportes).

Los tornillos candado (yugos) deberán permanecer engrasados. En las líneas de operación de los preventores no deberán existir fugas.


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Revise periódicamente el apriete de la tornillería de los preventores y válvulas laterales.

Opere con frecuencia los arietes (rams) para tubería y los ciegos normales o de corte al terminar de sacar la tubería, compruebe la operación de los vástagos contra la presión de operación.

Inspeccione que las líneas de matar y estrangular estén conectadas a las válvulas laterales del preventor o al carrete de control.

Al efectuar un cambio de arietes (rams) al conjunto de preventores, debe ser en el menor tiempo posible.

Al cambiar los arietes (rams), revise los sellos de los bonetes y sus pistas. Al cerrarlos apriete correctamente los tornillos. El agujero de paso del conjunto de preventores deberá permanecer centrado respecto a la tubería y a la mesa rotatoria.

Durante la operación, si se observa movimiento en el conjunto de preventores, debe sostenerse a la subestructura por medio de tensores.

Durante la intervención del pozo se deberán tener arietes (rams) de las medidas de las tuberías que se manejan, así como elementos de sello de los arietes (rams) y los bonetes.

Ahora bien, describiremos los diferentes tipos de preventores, e iniciaremos con el sistema desviador de flujo, que es el primer sistema de control del pozo que se instala al iniciar la perforación. 1.1 Sistema Desviador de Flujo El sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, ya que proporciona un determinado grado de protección antes de que se corra y cemente la tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalarán los preventores. Las prácticas recomendadas API RP-53 establecen los criterios para seleccionar, instalar y operar el equipo de sistemas desviador de flujo (diverters). Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubería de perforación, de revestimiento y lastrabarrenas, y no está diseñado para hacer un cierre completo del pozo o parar el flujo, sino más bien desviarlo abriendo simultáneamente las válvulas de las líneas de desfogue (venteo), derivando el flujo de formaciones someras hacia sitios alejados del equipo de perforación y del personal, evitando así el fracturamiento de las formaciones, disminuir el riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la tubería conductora que pondría en peligro a la cuadrilla y las instalaciones de perforación. Por lo general, se utilizan como desviadores los preventores anulares de tipo convencional o las cabezas rotatorias. Sin embargo, se surten “Desviadores” especiales de baja presión en diversos tamaños. La presión de trabajo del desviador y de la(s) línea(s) de venteo o lateral(es) no es de gran importancia, ya que su función es únicamente desviar el flujo. El diámetro interior debe ser suficiente para que permita pasar la barrena y perforar la siguiente etapa. Todo el conjunto, una vez instalado, será probado a satisfacción para asegurarse que funcionará correctamente.


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Si el sistema desviador integra una o más válvulas en la línea lateral, las válvulas deben ser tipo abertura completa y mantenerse en la posición abierta para un sistema manual, o bien, deben ser diseñadas para abrirse automáticamente cuando se cierra el desviador. Por lo menos una de las líneas laterales debe estar abierta en todo momento. Las líneas normalmente son de 10” de diámetro interior o mayores para operaciones marinas y de 6” de diámetro interior o mayores para operaciones terrestres. El desviador y cualquier válvula deben ser probados cuando se instale y en intervalos apropiados durante las operaciones, para garantizar el funcionamiento correcto. Debe bombearse fluido a través de las líneas de venteo a periodos regulares de tiempo durante las operaciones para asegurar que las líneas no están tapadas. La capacidad de los acumuladores para el sistema desviador de flujo debe ser calculado y estar de acuerdo con el API RP-64.

Figura 1.- Desviador de flujo con líneas de desfogue. Cuando se inicia la perforación de un pozo terrestre, se introduce y cementa una TR conductora a poca profundidad. En el caso de pozos marinos, por lo general se instala una TR conductora de gran diámetro por debajo del lecho marino.

Líneas de desfogue

Preventor

Campana

Línea de flote


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Figura 2.- Desviador de flujo en una unidad flotante (barco perforador o plataforma

semisumergible) Recomendaciones

Verificar diariamente la operación correcta del sistema desviador de flujo, accionándolo desde los controles remotos.

Revisar que las líneas de desfogue no estén obstruidas. Inspeccionar y revisar periódicamente que el desviador y las válvulas no tengan gas producido por los ripios de formación, residuos u otros materiales que puedan afectar su operación.

En función de la planeación y programación de la perforación del pozo, después de cementar o hincar la tubería conductora o estructural, deberá instalarse un sistema desviador de flujo consistente de un elemento de sello, líneas de venteo, válvulas de derivación y un sistema de control.

El sistema deberá tener un control remoto en el piso de perforación y además otro en un lugar de fácil acceso y seguro para su accionamiento.

Es conveniente que se tengan disponibles líneas de descarga de diámetros mayores que las convencionalmente utilizadas, con la finalidad de que en situaciones críticas, el pozo sea rápidamente desfogado evitando riesgos mayores.

Deberán efectuarse simulacros a intervalos apropiados con las cuadrillas, para entrenarlos y sean capaces de reaccionar oportunamente ante situaciones que requieran operar el sistema desviador de flujo.

1.2 Preventor Esférico Es un preventor anular, y es instalado en la parte superior de los preventores de arietes. Tiene como principal característica, efectuar cierres herméticos a presión sobre cualquier forma o diámetro de tubería o herramienta que pueda estar dentro del pozo. El tamaño y su capacidad deberán ser iguales que los preventores de arietes. Se recomienda no cerrar este preventor si no hay tubería dentro del pozo.


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Se emplean con el uso de un elemento grueso de hule sintético que se encuentra en el orificio interno del mismo y al operarlo, se deforma concéntricamente hacia el interior del preventor, ocasionando el cierre parcial o total del pozo. El hule estando en posición abierta tiene el mismo diámetro de paso del preventor. Además permite el paso o giro de tuberías aún estando cerrado (esta operación se debe efectuar regulando la presión de trabajo a su mínimo valor de sello). Es posible cambiar el elemento sellante con tubería dentro del pozo; además, cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas de la unidad de registros. El preventor anular esférico se coloca en la parte superior de los preventores de arietes, debiendo ser de las mismas características. Los más usados son de 21 ¼”, 16 ¾”, 13 5/8”, 11” y 7 1/16”, con presiones de trabajo de 2000 a 10000 lb/pg2. En el preventor anular Hydrill tipo GK la presión hidráulica de cierre se ejerce sobre el pistón de operación y sube conforme asciende el elemento de hule, comprimiéndose hacia adentro hasta efectuar el sello sobre cualquier tubería o herramienta que esté dentro del preventor. Para el preventor anular Cameron tipo D y DL, la presión de cierre fuerza hacia arriba el pistón de operación y el plato impulsor desplaza el aro de hule sólido, forzando a la "dona" a cerrarse, activándose simultáneamente los insertos de acero que refuerzan al elemento de hule, girando interiormente hasta formar un anillo de soporte continúo tanto en la parte superior como en la parte inferior del elemento empacador.

Figura 3.- Preventor esférico Hydrill tipo GK


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Figura 4- Preventor esférico Cameron Tipo DL

Recomendaciones de operación

La frecuencia de las pruebas será similar a la del conjunto de preventores. Para rotar lentamente la tubería con el elemento sellante cerrado, deberá ajustarse la presión de cierre, como se indica en los datos de cierre del fabricante.

Para introducir o sacar tubería en un pozo con presión se ajustará la presión de cierre a la mínima necesaria para permitir el movimiento de la tubería hacia arriba o hacia abajo (esto en función de la presión que exista en el pozo). También se puede estar adicionando continuamente aceite a la tubería para lubricarla. Asimismo, se debe tener la precaución de disminuir la velocidad de introducción o extracción al pasar los coples de la tubería, con objeto de prolongar la vida útil del elemento sellante y permitir que se acople a los diferentes diámetros a que es expuesto, evitando así alguna fuga.

Los preventores anulares Hydrill poseen la característica de que la presión contribuye al cierre del mismo.

Tabla 1. Presión de cierre en lb/pg2 del preventor anular Hydrill sin presión en el pozo

HYDRILL MSP Tipo GK

DIÁMETRO A CERRAR

(PG) 29 1/2" 5M

21 1/4" 2M

16 3/4" 5M

13 5/8" 5M

13 5/8" 10M

11" 5M

11" 10M

7 1/6" 10M

12 950 6 5/8 550 550

5 1350 500 600 600 4 1/2 550 600 650 525 650 420 350 3 1/2 600 650 700 640 700 600 550 2 7/8 650 750 750 815 750 780 750 Ciego 1500 1100 1150 1150 1150 1150 1150 1150


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1.3. Preventores de Arietes El preventor de arietes anulares tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes, según se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño es considerado como el más seguro.

Figura 5.- Ejemplo de preventores sencillos de arietes marca Cameron tipo U y UM.

Otras características son:

El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble. Puede instalarse en pozos terrestres o en plataformas marinas. La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes. Tiene un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los arietes (candados).

Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule autoalimentable. Modificando los pistones de operación, al usar arietes de corte sirven para cortar tubería quedando el pozo cerrado.

Figura 6.- Preventor doble de arietes tipo U con salidas laterales


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1.4 Arietes Anulares Los arietes anulares para tubería de perforación o revestimiento están constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse independientemente. Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellante diseñado para resistir la compresión y sellar eficazmente alrededor de la tubería.

Sello superior

Empaque frontal Cuerpo del ariete Ariete anular para preventor tipo “U”

Figura 7.- Arietes para tubería marca Cameron

Características: En caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubería, para lo cual deberá regularse la presión de cierre del preventor.

Cuando existe presión en el pozo, evitan la expulsión de la tubería al detenerse la junta en la parte inferior del ariete.

En caso de emergencia, permiten colgar la sarta cerrando los candados del preventor. Capacidad de carga sobre los arietes: El procedimiento recomendado para suspender la tubería de perforación, es cerrar los arietes utilizando de 1500 a 3000 psi, cerrar los candados usando el procedimiento normal, y luego apoyar el peso de la tubería sobre los arietes.

Tabla 2.- Capacidad de carga en arietes de preventores. TUBERIA DE PERFORACION (PG) FABRICANTE

3 ½ TONS. 1000´s LBS

4 ½ TONS. 1000´s LBS

5 TONS. 1000´s LBS

CAMERON IRON WORKS ARIETES MODIFICADOS 192.5 425 249.1 550 271.8 600 ARIETES ESTANDAR 135.9 300 181.2 400 203.8 450 HYDRIL ARIETES MODIFICADOS 271.8 600 271.8 600 271.8 600 ARIETES ESTANDAR 113.2 250 113.2 250 113.2 250 SHAFFER SL-D, 73, 75 271.8 600 271.8 600 271.8 600

Datos: Revista Tecnology, 1990 Arietes modificados se consideran: De baja aleación con clasificación Cromo Molybdeno. Norma NACE MR-0175-2000


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1.5 Arietes Ajustables Los arietes variables o ajustables son similares a los descritos anteriormente. La característica que los distingue es cerrar sobre un rango de diámetros de tubería, así como de la flecha.

Figura 8.- Arietes variables para tubería

Tabla 3. Rango de cierre de arietes variables (ajustables) TAMAÑO

(PG) PRESIÓN DE TRABAJO

(PSI) RANGO DE CIERRE DE ARIETES

VARIABLES (PG) 7 1/16 3000, 5000, 10000 y 15000 3 1/2 - 2 3/8; 4 - 2 7/8

11 3000, 5000 y 10000 5 - 2 7/8; 5 1/2 - 3 1/2 11 15 000 5 - 2 7/8

13 5/8 3000, 5000 y 10000 7 - 4 ½; 5 – 2 7/8 13 5/8 15000 7 – 5; 5 - 3 1/2 16 3/4 5000 y 10000 7 - 3 1/2 16 3/4 10000 5 - 2 7/8 20 3/4 3000 7 5/8 - 3 ½; 5 - 2 7/8

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

Figura 9.- Arietes ciegos

Sello superior Empaque frontal

Cuerpo del ariete Ariete anular ajustable para preventor tipo “U”


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Ventajas y desventajas de la posición que guarda el preventor ciego. Tomando como base el arreglo más común para la perforación de zonas de alta presión y pozos de desarrollo, los arietes ciegos están colocados arriba del carrete de control. Ventajas. Está demostrado estadísticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con la tubería dentro del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la función de válvula maestra por estar conectada directamente a la boca del pozo evitando las bridas, mismas que están consideradas como las partes más débiles de un conjunto de preventores.

Se pueden cambiar los arietes ciegos por arietes para la tubería de perforación. La tubería de perforación puede suspenderse del preventor inferior y cerrar totalmente el pozo. Cuando el pozo está cerrado con el preventor inferior, permite efectuar reparaciones y corregir fugas del conjunto de preventores; además del cambio de unidades completas.

Cuando el preventor ciego está cerrado, se puede operar a través del carrete de control.

Si se considera conveniente, se puede introducir tubería de perforación a presión dentro del pozo, utilizando el preventor inferior y alguno de los superiores, previo cambio de los ciegos por arietes para tubería de perforación.

Lo anterior tiene la gran desventaja de deteriorar los arietes inferiores, los cuales no es posible cambiar, por lo que debe procurarse operarlos sólo en caso necesario; ya que, como se indicó, deben considerarse como válvula maestra.

Desventajas Cuando el preventor ciego esté cerrado, no se tendrá ningún control si ocurre alguna fuga en el preventor inferior en el carrete de control.

Entonces; lo que se manejó como ventaja de que los arietes ciegos se pueden cambiar por arietes para tubería de perforación, funciona ahora como desventaja, ya que en el caso extremo de querer soltar la tubería no se dispondría de una válvula maestra que cerrará totalmente el pozo.

Cuando se esté perforando la etapa de yacimiento, se deberán utilizar arietes de corte en sustitución de los ciegos. Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetro mayor se instalarán en el preventor inferior, y los de diámetro menor en el superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipo variable. Debe observarse que si ocurre un brote cuando se esté sacando del pozo la tubería de perforación de diámetro menor, sólo se dispondrá del preventor anular y uno de arietes. Entonces, no será posible intercambiar arietes de ese mismo diámetro de tubería de perforación en algún otro preventor; por lo que, será conveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior del preventor doble, aun cuando las desventajas señaladas anteriormente serían mayores por tener doble brida adicional.


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Una opción práctica, sin cambiar la posición establecida, recomienda bajar una parada de tubería del diámetro mayor para cerrar el preventor inferior y cambiar arietes al superior. 1.7 Arietes de Corte Los arietes de corte están constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas. La función de estos arietes es cortar la tubería y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operación normal de perforación, están instalados en bonetes modificados, aumentando el área del pistón y la carrera de operación.

Figura 10.- Arietes ciegos de corte

A continuación se muestra un ejemplo para determinar los diámetros de tubería que se pueden cortar en función del diámetro del preventor, que es un dato de suma importancia cuando se utilizan arietes ciegos de corte.

Ariete armado Empaque lateral

Empaque de cuchillas de corte

Empaque lateral


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CCoorrttee ddee ttuubbuullaarreess ((GGeeoommeettrriiccaammeennttee))..

1.8 Empaquetadura de Preventores (Elastómeros) La empaquetadura o partes elásticas de los preventores deberán identificarse por el tipo de caucho, composición, proceso de fabricación empleado, grado de dureza, etcétera. Las características anteriores determinan el uso más apropiado para cada tipo. Las partes elastoméricas deben ser marcadas al moldearse para identificar el tipo de caucho, rango de dureza, número de parte y código empleado. El sistema de código de identificación está compuesto por tres partes: a). Dureza b). Código API c). Número de parte del fabricante Ejemplo: Esta marca designa una parte o componente que tiene un rango en la escala de la dureza de 70 -75, fabricado de epiclorohidrina y con número del fabricante de 400. Los diversos fabricantes de los productos elastoméricos recomiendan el uso más apropiado para cada tipo de empaque.

DDeetteerrmmiinnaacciióónn ddee lloonnggiittuuddeess.. DDeetteerrmmiinnaacciióónn ddee DDiiáámmeettrroossPPeerrmmiissiibblleess..

Conclusión

• Como LTR > LBOP No se cortará la TR = Problemas.

L

Si BOP es de 13 5/8”-5M LBOP=13.625” Si el BOP es de 13 5/8” 5M Y la TR es de 9 5/8”

• Perímetro de un circulo es: P=π*D ó P=2πr • PTR =3.1416 * 9.625” = 30.23” • Cuando este aplastada la TR tendremos: • LTR = PTR /2 • LTR = 30.23”/2 = 15.115”

Si el BOP es de 13 5/8” 5M LPERM=13.625” D • Cuando el diámetro esté aplastado tendremos: • LPERM = PPERM /2 PPERM = 2 * LPERM = 2 * 13.625” = 27.25”

• Perímetro de un circulo es: P = π * D • DPERM = PPERM /π • DPERM =27.25” / 3.1416 = 8.67”

•Un BOP de 11” con RAMS de corte. SOLO cortará diámetros < a 7”.

Conclusiones:

• Un BOP de 13 5/8” con RAMS de corte. SOLO cortará diámetros < a 8.67”.


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Tabla 4.- Guía para la selección de los códigos de los elementos sellantes TIPO DE

ELASTOMERO RANGO DE

DUREZA CODIGO

API APLICACIÓN TIPICA DE SERVICIO

Epiclorohidrina 70 - 75 CO Fluidos de perforación base agua y bajas temperaturas.

Caucho natural 67 - 75 NR Fluido de perforación base agua, contaminación con H2S y temperaturas bajas y medias.

Neopreno 70 - 78 CR Fluidos de perforación base aceite y agua, contaminación con H2S y temperaturas normal y altas.

Nitrilo 70 - 82 NBR Fluidos de perforación base aceite, contaminación con H2S y temperaturas: normal y altas.

Toda empaquetadura de caucho requiere ser inspeccionada antes de usarse; para ello, los fabricantes recomiendan realizar las pruebas siguientes: Doble, estire y comprima la pieza. Observe si en el área de esfuerzos existen grietas o fisuras, particularmente en las esquinas; de ser así, elimínelas y cámbiela por otra en condiciones adecuadas. Si la pieza es de tamaño muy grande, corte una tira en un área no crítica y efectúele la prueba. Ejemplo: corte una tira de caucho entre los segmentos de un elemento sellante del preventor anular, para realizar el ensayo mencionado. Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la superficie se observe polvorienta y en mal estado aparente, por lo que también deberá efectuarse la prueba anterior. También, las condiciones de almacenamiento determinan la duración de los elementos de caucho. Tabla 5. Guía para el almacenamiento de empaquetaduras de caucho en general

CALIDAD DE ALMACENAMIENTO CONDICIÓN Buena Normal Deficiente

Temperatura Hasta 80 °F Hasta 120 °F Más de 120 °F Esfuerzos Compartimientos

separados para cada pieza sin apilar.

Piezas apiladas en grupos pequeños, sin comprimirlas en las cajas ni en estantes, piezas pequeñas puestas en cajas de poca altura.

Piezas almacenadas comprimidas, estiradas, dobladas o plegadas, anillos en "O" colgados en clavijas.

Medio ambiente

Proteger de la luz y del contacto con el aire.

Bajo techo lejos de ventanas y equipo eléctrico que produzca chispas.

A rayo de sol o con luz fuerte, cerca de motores eléctricos, máquinas de soldadura con arco, etcétera.

Contacto con líquidos

Secas Secas Posibilidad de que se mojen con aceite, solventes, agua, ácidos, etcétera.


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Tabla 6. Tiempo de conservación de empaquetadura de caucho en general, dependiendo de la calidad de almacenamiento

TIPO DE CAUCHO

CALIDAD DE ALMACENAMIENTO

Buena Normal Deficiente Epiclorohidrina 6 - 8 años 4 - 6 años Distorsión permanente si los artículos se

almacenan bajo esfuerzo. Neopreno 3 - 5 años 2 - 4 años Distorsión permanente si los artículos se

almacenan bajo esfuerzo. Nitrilo 2 - 4 años 1 - 3 años En menos de una semana se puede agrietar a

causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites y disolventes afectan muy adversamente.

Natural 2 - 4 años 1 - 3 años En menos de una semana se puede agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites y disolventes afectan muy adversamente.

Figura 11.- Algunos tipos de empaquetaduras

1.9 Pruebas con Presión El sistema de control superficial deberá probarse en función de las actividades siguientes:

Al instalar o antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento. Antes de perforar una zona de alta presión o de yacimiento. Después de efectuarse cualquier reparación o cambio de sello en el conjunto de preventores o en alguno de sus componentes, en el que deberá probarse por lo menos la parte reparada.

Se deben llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar como mínimo cada 15 días, pero en los pozos exploratorios y cuando estén en la etapa de perforación de la zona productora, se efectuarán como mínimo cada 7 días, en


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caso de no ocurrir ninguno de los eventos anteriores. Esto se deberá realizar con estricto apego a la norma en los casos siguientes:

Si el pozo es considerado exploratorio o delimitador. Cuando se trate de pozos de desarrollo, localizados en áreas o campos específicos con presiones anormales o yacimientos de alta productividad.

Los arietes ciegos o de corte deberán probarse a presión, por lo menos al instalar el conjunto de preventores y antes de perforar la zapata de cada TR.

Se debe tener la precaución de abrir la válvula en la línea de estrangulación a la línea de desfogue, antes de abrir los arietes para liberar cualquier presión existente.

Los bonetes deben probarse en cada instalación de arietes en los preventores. El sistema para accionar el conjunto de preventores se verificará cada vez que se prueben éstos.

Debe circularse agua limpia en el sistema de control superficial, para lavar y eliminar sólidos que pudieran obturar posibles fugas. Prácticas recomendadas, equipos terrestres. Tabla 7. Prueba inicial. COMPONENTES A PROBARSE PRUEBA DE PRESIÓN

RECOMENDADA A BAJA PRESIÓN LB/PG2

PRUEBA DE PRESIÓN RECOMENDADA A ALTA PRESION LB/PG2

1. Cabeza rotatoria 200 - 300 Opcional 2. Elemento del desviador Mínima 200 - 300 Opcional 3. Preventor anular Cámara de operación

200 - 300 N/A

Mínimo al 70% de la presión de trabajo Mínimo 1500

4. Preventor de arietes Para TP Ajustable Ciego, ciego/corte Cámara de operación

200 - 300 200 - 300 200 - 300

N/A

Presión de trabajo de bops arietes Presión de trabajo de bops arietes Presión de trabajo de bops arietes Máx. presión de op. Recomend. Por fab.

5. Línea de flujo del desviador Prueba de flujo N/A 6. Línea de estrangular válvulas 200 - 300 Presión de trabajo de bops arietes 7. Línea de matar y válvulas 200 - 300 Presión de trabajo de bops arietes 8. Múltiple de estrangular Antes de la primera válvula de alta presión Después de la última válvula de alta presión

200 - 300

200 - 300

Presión de trabajo de bops arietes Opcional

9. Sistema de control de bops Múltiple y líneas a bops Presión acumuladores Tiempo de cierre Capacidad de la bomba Tablero de control

N/A

Verificar precarga Prueba de fluido Prueba de fluido Prueba de fluido

Mínimo 3000 N/A N/A N/A N/A

10. Válvula de seguridad, flecha, válvulas de la flecha y válvulas de seguridad en el piso

200 -300 Presión de trabajo de bops arietes

11. Equipo auxiliar Separador gas lodo Tanques de viaje

Prueba de flujo Prueba de flujo

N/A N/A


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Tabla 8. Pruebas subsecuentes (no exceder 21 días). COMPONENTES A PROBARSE PRUEBA DE PRESIÓN

RECOMENDADA A BAJA PRESIÓN LB/PG2

PRUEBA DE PRESIÓN RECOMENDADA A BAJA ALTA LB/PG2

1. Cabeza rotatoria 200 - 300 Opcional 2. Elemento del desviador Mínima 200 - 300 Opcional 3. Preventor anular Cámara de operación

200 - 300 N/A

Mínimo al 70% de la presión de trabajo N/A

4. Preventor de arietes Para TP Ajustable Ciego, ciego/corte TR (antes de correrse) Cámara de operación

200 - 300

200 - 300 200 - 300 Opcional

N/A

Mayor que la Presión esperada en superficie Idem Idem Opcional N/A

5. Línea de flujo del desviador Prueba de flujo N/A 6. Línea de estrangular válvulas 200 - 300 Mayor que la máxima presión esperada de

cierre en superficie 7. Línea de matar y válvulas 200 - 300 Mayor que la máxima presión esperada de

cierre en superficie 8. Múltiple de estrangular Antes de la primera válvula de alta presión Después de la última válvula de alta presión

200 - 300

Opcional

Mayor que la máxima presión esperada de cierre en superficie Opcional

9. Sistema de control de bops Múltiple y líneas a bops Presión acumuladores Tiempo de cierre Capacidad de la bomba Tablero de control

N/A

Verificar precarga Prueba de fluido Prueba de fluido Prueba de fluido

Opcional N/A N/A N/A N/A

10. Válvula de seguridad, flecha, válvulas de la flecha y válvulas de seguridad en el piso

200 -300 Mayor que la máxima presión esperada de cierre en superficie

11. Equipo auxiliar Separador gas lodo Tanques de viaje

Prueba de flujo opcional

Prueba de flujo

N/A N/A

La prueba a baja presión deberá ser estable al menos durante 5 minutos La prueba a alta presión deberá ser estable al menos 5 minutos. Las pruebas tipo flujo deben ser de suficiente duración para observar fugas insignificantes. Todos los conectores, conexiones y tuberías en las operaciones de prueba a presión deben tener un rango de presión mayor que la máxima presión anticipada de presión de prueba. Verificar el tipo, rango de presión, y conexiones de cada pieza de equipo a ser probado como se especifica en el equipo o documento del equipo a probar. Cuando el conjunto de preventores es probado sobre el cabezal se debe monitorear la presión sobre la TR.


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El múltiple y todas las válvulas se deben probar en el sentido de flujo a la misma presión que los preventores de arietes. Después de 3 a 5 años de servicio, el conjunto de preventores, múltiple de estrangular y componentes del diverter deben ser desarmados e inspeccionados de acuerdo con los lineamientos del fabricante. Los componentes deben ser cambiados, y las superficies pulidas inspeccionadas por el desgaste o corrosión. Las dimensiones críticas deben ser verificadas contra los límites de desgaste permitidos por el fabricante. Los componentes deben ser inspeccionados sobre una cedula de evidencia. La inspección y mantenimiento bajo cedula para inspección periódica no destructiva al separador gas lodo servirá para verificar su integridad a la presión. Esta inspección puede ejecutarse por métodos hidropáticos, ultrasónicos y otros. Cuando se tengan pozos depresionados, es conveniente determinar la presión promedio entre las dos presiones anteriores para ser aplicada como presión de prueba, con objeto de proteger la empaquetadura de los preventores y detectar posibles fugas originadas por corrosión, abrasividad, etc. Las pruebas se efectuarán siempre en la dirección del flujo del pozo. Los resultados de las pruebas con presión, de las inspecciones físicas y de la operación del sistema de control superficial se registrarán en la bitácora del perforador. Si alguno de los componentes primordiales del sistema o de sus controles no funcionan, deben suspenderse las operaciones de perforación para reparar la falla. Es conveniente que todo el personal que labore en el equipo tenga los conocimientos sobre funcionalidad y operación del sistema de control superficial, de acuerdo a la categoría que desempeña. Al personal de nuevo ingreso se le orientará sobre los mismos conocimientos antes de iniciar sus labores. Se deben llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar. Estas pruebas consisten en lo siguiente:

Instalar la válvula de seguridad en la tubería de perforación y el preventor interior. Verificar que la consola opere correctamente y estén calibrados el contador de emboladas y los manómetros de presión.

Verificar apertura y cierre de cada preventor del control maestro y de cada uno de los controles remotos.

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. Operar los estranguladores ajustables manuales e hidráulicos, cerrando y abriéndolos.

Cerrar y abrir el preventor de arietes para la tubería en uso. Por la línea que conecta el tubo vertical (stand pipe) con la línea de matar, y teniendo el preventor inferior cerrado para evitar el represionamiento del pozo, bombear agua por cada uno de los estranguladores ajustables y hasta el quemador, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas.


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Operar el resto de los preventores para la tubería de perforación en el diámetro adecuado.

Si se usa tubería combinada, al sacar la tubería de perforación operar los arietes correspondientes.

El preventor ciego se operará al sacar la barrena del pozo, al término de esta prueba se dejarán todas las válvulas en su posición original.

Probadores Estas herramientas hacen posible la prueba de los preventores desde su parte inferior, reteniendo la presión hacia abajo del pozo, permitiendo manejar la presión de prueba en el sentido de trabajo de los preventores. Se fabrican en dos tipos: Probador tipo colgador El cuerpo de este tipo de probador es de acero con sus dimensiones externas que corresponden a la configuración del tipo de receptáculo del cabezal. Un elemento de sello entre la superficie del cabezal y el probador proporciona la retención de la presión. Se seleccionan de acuerdo al tipo y medida del cabezal. Por diseño, tiene un bisel para sujetar al probador con los tornillos externos del cabezal. La conexión superior del probador permite su introducción y recuperación. La conexión inferior se puede enlazar al aparejo que se tenga dentro del pozo.

Figura 12.- Probador tipo colgador

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


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Figura 13.- Probador tipo copa

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

Probador de copa Cameron Tipo “F”


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Tabla 9. Arreglos de preventores, de acuerdo al API. CLASIFICACION DE PREVENTORES (API)

TIPO API NORMA API PRESION DE TRABAJO lb/pg2

CONDICIONES DE SERVICIOS

2M 2000 Trabajo ligero 3M 3000 Baja presión 5M

6 B

5000 Media presión 10M 10000 Alta presión 15M

6 BX 15000 Extrema presión

La clasificación del API para los arreglos típicos de los preventores de reventones, esta basada en las presiones de trabajo, mostrándose en las figuras que se muestran mas adelante, para las clases API 2M, 3M, 5M, 10M y 15M. Algunos arreglos diferentes a los mostrados, podrán ser adecuados en el cumplimiento de los requerimientos de las condiciones del pozo, y en aras de promover la seguridad y la eficiencia. Para la fácil identificación de los componentes, se utiliza un código que se describe a continuación. Código para los componentes. A = Preventor de reventones, tipo anular (esférico). G = Cabeza rotatoria. R = Preventor de reventones de arietes sencillo, con un juego de arietes para tubería, ciegos, variables o de corte-ciego, según la preferencia del operador. Rd = Preventor de reventones de arietes dobles, colocados según la preferencia del operador. Rt = Preventor de reventones de ariete triple, con tres juegos de arietes, colocados según la preferencia del operador. S = Carrete de perforación o de control, con conexiones de salida lateral para las líneas de estrangulación de matar. M = Presión de trabajo, 1000 lb/pg2. (Actualmente se usa la letra “K” con el mismo significado). Los componentes se enlistan desde abajo hacia arriba, a partir del fondo del arreglo de preventores, ejemplos: 1.- Arreglo-5M-13 5/8"-SRRA Que significa: Presión de trabajo del arreglo de preventores -5000 lb/pg2. Diámetro de paso - 13 5/8". Arreglo: Carrete de control, dos preventores de arietes sencillos y un preventor esférico. 2.- Arreglo-10 K – 13 5/8” – RSRA Que significa : Presión de trabajo del arreglo de preventores -10000 lb/pg2. Diámetro de paso - 13 5/8”.


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Arreglo: Un preventor de arietes, un carrete de trabajo, un preventor de arietes y un preventor esférico. A continuación se muestran arreglos típicos de preventores de reventones.

Figura 14.- Arreglos para una presión de trabajo 2M

Figura 15.- Arreglos para una presión de trabajo 3M y 5M


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Figura 16.- Arreglos para una presión de trabajo 10M y 15M.

Nota: Probar las CSC de acuerdo con el procedimiento operativo 223-21100-PO-411-093

“PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR PRUEBA DE HERMITICIDAD A CABEZAL, CONJUNTO DE PREVENTORES Y ENSAMBLE DE ESTRANGULACIÓN”. Se deberá proporcionar el diagrama y certificado de pruebas actualizado.

Como parte importante, se debe disponer de un paquete de refacciones en el equipo, sobre todo las partes que sufren mayor desgaste y son de vital importancia. Deben estandarizarse los componentes, con el fin de reducir el paquete de refacciones, el cual consistirá de lo siguiente:

Una válvula completa. Conexiones diversas como tees (“T”), crucetas, anillos, birlos, etc. Un estrangulador ajustable completo, incluyendo refacciones para las partes sometidas a mayor daño.

Manómetros, mangueras, tubería flexible, etc. Un juego completo de arietes por cada diámetro de tubería en uso. Un juego de elementos de hule para cada diámetro de tubería en uso. Un juego completo de empaques para bonetes de cada preventor de arietes en uso. Anillos diversos para cada medida de brida instalada.

Todo este refaccionamiento se protegerá contra la corrosión cubriendo las partes metálicas con grasa y guardando las empaquetaduras de hule en recipientes sellados. 1.11 Mantenimiento No se recomienda soldar en los preventores o en el equipo relacionado. La vida útil del empaque sello de los preventores anulares se puede mejorar de las siguientes maneras: 1. Cerrando el preventor contra tubería y no en agujero abierto (sin tubería). 2. Usando la presión de cierre recomendada por el fabricante.


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3. Usando el tipo de elastómero adecuado para el fluido de control en uso y para los fluidos de la formación anticipados. 4. El uso adecuado de un regulador o acumulador al sacar o meter a presión las juntas de la tubería. El movimiento rápido de una junta a través del empaque cerrado puede dañarlo severamente y causar su falla prematura. En este caso, aplican las prácticas recomendadas por el API para sistemas de equipo para la prevención de reventones API RP-53-A. Modificaciones al preventor para los ambientes con ácido sulfhídrico En las operaciones de perforación donde se espere encontrar zonas con gas sulfhídrico, con rangos en que la presión parcial exceda 0.05 lb/pg2 en la fase gaseosa, bajo la máxima presión prevista, deben realizarse modificaciones en los preventores. Las prácticas recomendadas para la seguridad en las operaciones de perforación en este tipo de ambiente, se podrán encontrar en Especificaciones API RP-49, "Procedimientos recomendados para la perforación segura en pozos que contienen ácido sulfhídrico". Se requieren modificaciones en los equipos, ya que muchos materiales metálicos en ambientes con sulfhídrico (servicio amargo), están sujetos a hacerse quebradizos, fenómeno que se conoce con el nombre de: “Agrietamiento por el Esfuerzo Sulfúrico (AES). Dicha falla espontánea depende de las propiedades metalúrgicas del material, el esfuerzo o carga total (ya sea interno o aplicado), y el ambiente corrosivo. En la norma NACE MR-0175 aparece una relación de materiales metálicos resistentes al agrietamiento por esfuerzo del sulfhídrico en el campo petrolero. El fabricante debe proporcionar una relación de las partes específicas que deben de cambiarse en los preventores anulares y de arietes, para el servicio en un ambiente con sulfhídrico. Como guía, todos los materiales metálicos que pudieran ser expuestos al sulfhídrico bajo las condiciones de operación, deben tener una alta resistencia al agrietamiento por el mismo. La máxima dureza aceptable de los cuerpos de todos los preventores y válvulas deberá cumplir la norma NACE mencionada anteriormente. Los elastómeros también están sujetos al ataque por sulfhídrico. Los elastómeros de nitrilo que cumplan otros requerimientos de trabajo son aptos para servicio amargo hasta una temperatura entre 65.5 y 93.3 °C (150-200 °F), pero se disminuye rápidamente su vida útil. Si se esperan temperaturas mayores a 93.3 °C, en la línea de flujo, se debe consultar al fabricante del equipo. Los elastómeros deben ser cambiados lo más pronto posible después de su exposición al sulfhídrico bajo presión. Inspección física del conjunto de preventores Antes de proceder a la instalación de un conjunto de preventores o después de cada etapa de perforación, deberá verificarse en el pozo lo siguiente:

Inspeccione visualmente el cuerpo de cada preventor, principalmente las cavidades donde se alojan los arietes, el estado que guardan las pistas y los conductos de las salidas laterales, con objeto de verificar que no estén dañados o desgastados.


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Inspeccione el tipo y las condiciones que guardan cada uno de los anillos a instalar. En tablas se detallan las especificaciones de estos anillos.

Revise que todos los birlos o espárragos y tuercas sean de la medida y tipo apropiado, que no estén dañados u oxidados, que cumplan con las especificaciones API para el rango de la presión de trabajo, temperatura y resistencia al ácido sulfhídrico (H2S) si se requiere.

Inspeccione el buen estado del elemento sellante frontal de cada ariete, así como el del preventor anular.

Verifique la posición en la instalación de cada preventor, así como la correcta conexión de las líneas de apertura y cierre.

Las operaciones no deben iniciarse hasta que el sistema de control superficial esté debidamente instalado y probado, en lo que respecta a su operación y presión de trabajo. 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.


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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.


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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. Tabla 10. Consideraciones para la selección del cabezal de producción y medio árbol.

DATOS Presión Máxima en Superficie (psi): Temperatura Máxima en Superficie (°C / °F): Contenido CO2 (%Mol): Contenido H2S (%Mol): Producción aceite (m3/d): R.G.A. (m3/m3): Producción gas (mmpcd):


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Además: 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.

DETERMINACIÓN DE ESPECIFICACIONES

Presión Parcial CO2: %Mol * Presión sistema / 100 Presión Parcial H2S: %Mol * Presión sistema / 100 Alta concentración de H2S (Si / No) Pozo de gas (Si / No) Nivel de Especificación (PSL): (Del diagrama, Figura 20 ) Clasificación: (Tabla 10) Requerimientos del Material (Tabla 12)


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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.

INICIO

NACE MR 0175?

PRESION MAYOR DE 5000 PSI

ALTA CONCENTRACION

DE H2S

POZO DE GAS?

PSL 3GSI SI

SI

SI SI SI

SISI

SI

SI SI

SI

NO

NO

NO

NO

NO

NO NO

NO

NONO

NONO

PRESION MAXIMA DE TRABAJO

IGUAL O MAYOR A 15000 PSI

ALTA CONCENTRACION

DE H2S

POZO DE GAS?

POZO DE GAS?




POZO DE GAS?

PSL 3G

PSL 3

PSL 3G

PSL 3

PSL 2

PSL 3

PSL 2

PSL 2

PSL 1PSL 3

PSL 2PSL 1

INICIO

NACE MR 0175?


ALTA CONCENTRACION

DE H2S

POZO DE GAS?

PSL 3GSI SI

SI

SI SI SI

SISI

SI

SI SI

SI

NO

NO

NO

NO

NO

NO NO

NO

NONO

NONO

PRESION MAXIMA DE TRABAJO

IGUAL O MAYOR A 15000 PSI

ALTA CONCENTRACION

DE H2S

POZO DE GAS?

POZO DE GAS?




POZO DE GAS?

PSL 3G

PSL 3

PSL 3G

PSL 3

PSL 2

PSL 3

PSL 2

PSL 2

PSL 1PSL 3

PSL 2PSL 1


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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.


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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.

Rango de operación Temperatura Clasificación °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)

Materiales mínimos requeridos Clase de Material 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.


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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.

5

3

6

4 1

2


43

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.

Figura 23.- Carrete de TR FIP tipo “FC–22”.

Tabla 13. Especificaciones del Carrete de TR tipo “FC-22-OO” Presión de

Trabajo Presión de

Trabajo Dimensiones (pg) Brida Inferior

pg lb/pg2 kg/cm2

Brida Superior

pg lb/pg2 kg/cm2 A 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


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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.

4. Conexiones Superficiales de Control Al seleccionar las conexiones superficiales de control del pozo, se deben considerar los factores que se especifican en las prácticas recomendadas API RP-53, y que son los mismos que se mencionan en el siguiente punto. 4.1 Factores para el Diseño

Presiones de la formación. Presiones previstas en la superficie. Ambiente circundante.


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La corrosividad, volumen, toxicidad y abrasividad del fluido. Método de control del pozo.

4.2 Especificaciones Las especificaciones y recomendaciones, que deben cumplir las conexiones superficiales de control, son:

Todas las líneas, válvulas, conexiones, válvulas de contrapresión, etc., sujetos a la presión del pozo (del carrete de control al múltiple de estrangulación), deben ser de un rango de presión de trabajo como mínimo igual al de los preventores.

Los componentes deben cumplir las especificaciones API correspondientes para manejar la presión, temperatura y corrosividad previstas de los fluidos de la formación y del fluido de perforación.

En las presiones de trabajo de 3M y mayores, deben usarse conexiones bridadas, soldadas o con abrazaderas en los componentes sujetos a la presión del pozo (no roscable).

El múltiple de estrangulación debe ser instalado en una posición de acceso fácil, de preferencia fuera de la subestructura de la plataforma o de la subestructura del equipo en tierra.

La línea de estrangulación y la de matar deben instalarse lo más rectas posible y suficientemente sujetadas (ancladas) para evitar un exceso de latigazo o vibraciones. El grado al cual la tubería se dobla es susceptible de erosión y depende del radio de curvatura, rango de flujo, tipo de fluido, grosor de la pared del tubo y material del propio tubo. Así también, en general un radio corto en la curva (R/d<10) debe estar bloqueado en la dirección esperada de flujo. Para grandes radios de curva de tubería (R/d>10) los bloqueos no son necesarios. Las curvas algunas veces tienen una pared mayor que la tubería recta en el sistema de estrangulación para compensar más el efecto de erosión. Donde: R = Radio de curvatura de la tubería, medida desde su línea central. D = Diámetro nominal de la tubería. Las “eles” y “tees” a 90° deben ser bloqueadas en la dirección del flujo.

Para operaciones de perforación con gas o aire, el diámetro mínimo nominal recomendado es de 4”.

La línea de purga debe ser al menos igual en diámetro al de la línea de estrangular. Esta línea permite la circulación del pozo con los preventores cerrados y mantener una presión de respaldo. También, permite purgar altos volúmenes de fluido del pozo para relevar las presiones con los preventores cerrados.

Todas las conexiones flexibles y rígidas entre la unidad para operar preventores y el conjunto de preventores deben ser retardantes de flama, incluyendo los extremos de conexión, y deben tener una presión de trabajo igual a la presión de trabajo de la unidad para operar preventores.


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Todo el sistema de control de interconexiones, como tubos, mangueras, enlaces, etc., deben estar protegidos al daño durante las operaciones de perforación o movimiento de equipo que se realiza a diario.

Deben tomarse en cuenta las propiedades de resistencia de los materiales que se utilicen a bajas temperaturas donde existan estas condiciones.

En las instalaciones con presión de trabajo de 5M o mayor, se recomienda: a) El uso de dos válvulas de abertura completa entre preventores y la línea de

estrangulación. b) Que se active en forma remota una de las válvulas anteriores (válvula hidráulica). c) Debe instalarse por lo menos un estrangulador de operación remota (estrangulador

a control remoto hidráulico). Todos los componentes del sistema del múltiple de estrangulación deben ser protegidos contra la congelación (donde existan bajas temperaturas) mediante el calentamiento, drenaje o su llenado con algún fluido adecuado.

Todas las válvulas del múltiple de estrangulación que están sujetas a la erosión causada por el flujo del pozo, deben estar completamente abiertas (100%).

Los arreglos del múltiple de estrangulación, sus condiciones previstas para algún pozo específico y el grado deseado de protección, podrían indicar algunos mejoramientos o modificaciones, tales como el uso de válvulas hidráulicas adicionales, tubería para válvulas y estranguladores, manómetros redundantes. Cuando se instale en la salida de los estranguladores un amortiguador y que se interconecten las líneas de salida del fluido, deben tomarse provisiones para aislar las fallas o defectos sin interrumpir el control del flujo. Cualquier vuelta aguda en el arreglo de tuberías, deberá usar tapón ciego.

4.3 Líneas de matar y estrangular Línea de matar La línea de matar conecta las bombas de Iodo del equipo, con una de las salidas laterales del carrete de control de los preventores. La línea de matar permite el uso de una bomba auxiliar de alta presión (unidad de alta presión) y su extensión es hacia un lugar apropiado para la colocación de dicha unidad. Recomendaciones para su instalación

Todas las líneas, válvulas, válvulas de contrapresión y conexiones de flujo, deben tener una presión de trabajo igual o mayor al arreglo de preventores.

Para las conexiones o válvulas con presión de trabajo 3M o mayor, deben usarse conexiones bridadas, soldadas o con abrazaderas.

Los componentes deben tener un diámetro suficiente para permitir un ritmo razonable de bombeo sin exceso de fricción, el mínimo diámetro interior recomendado es de 2”.

Los componentes que podrán estar expuestos a los fluidos de perforación, o a los fluidos de la formación, deben cumplir las especificaciones API respectivas, poniendo atención especial a los requerimientos de presión, temperatura y de resistencia a la corrosión.


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En las instalaciones de 5M o mayor, deben usarse dos válvulas de abertura completa entre el arreglo de preventores y la línea de matar.

Deben Ilevarse a cabo las pruebas, la inspección y el mantenimiento general de los componentes del múltiple de estrangulación, de acuerdo con el mismo calendario que para el arreglo de los preventores.

La línea de matar no debe usarse como tubo de llenado al pozo. El uso rutinario de la línea de matar podría causar la erosión de las líneas y de las válvulas, reduciendo así su utilidad en una emergencia.

Deberá estar provista de por lo menos una válvula de contrapresión (check), con el fin de evitar que el pozo quede desprotegido si al estar bombeando por la línea ocurre una fuga.

La conexión de la línea de matar al arreglo de preventores, dependerá de la configuración parcial que tengan, pero debe localizarse de tal manera que se pueda bombear fluido debajo de un preventor de arietes, que posiblemente sea el que se cierre. Sólo en caso de extrema urgencia, la línea de matar podrá conectarse a las salidas laterales del cabezal o carrete de TR.

Figura 26.- Línea de matar para 2000 y 3000 lb/pg2 de presión de trabajo

Figura 27.- Línea de matar para 5000, 10000 y 15000 lb/pg2


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Línea de estrangulación Tanto la línea de estrangulación como las líneas corriente abajo del estrangulador:

1. Deben ser lo más rectas posible. En su caso, deben usar tapón ciego. 2. Deben estar firmemente sujetadas para evitar un exceso de latigazo o vibración. 3. Deben tener un diámetro suficiente para evitar un exceso de erosión o de fricción

causada por los fluidos, a saber: a. El mínimo diámetro nominal recomendado para las líneas de estrangulación

es de 3” (en las instalaciones con presión de 2M, un diámetro nominal de 2” es aceptable).

b. El diámetro nominal recomendado nominal para las líneas de descarga corriente abajo de los estranguladores es de 2”.

c. Para las operaciones con altos volúmenes y de perforación con aire o gas se recomiendan líneas con un diámetro nominal mínimo de 4”.

Deben instalarse rutas alternas para el flujo corriente abajo de la línea de estrangulación, a fin de aislar los componentes erosionados, taponados o defectuosos para su reparación sin interrumpir el control del pozo.

4.4 Estranguladores Se instalan en el múltiple de estrangulación. Estrangulador ajustable Los estranguladores ajustables son accesorios diseñados para restringir el paso de los fluidos en las operaciones de control, generando con esto contrapresión en la tubería de revestimiento, con el fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita la correcta aplicación de los métodos de control. En PEMEX se usan las marcas Cameron, Willis, Swaco, etc. Estos tipos de estranguladores son usados frecuentemente en las operaciones de control. El API 16-C recomienda se deba disponer de dos estranguladores ajustables manuales y uno hidráulico en pozos terrestres. En los pozos marinos utilizar un estrangulador hidráulico adicional. En los métodos de control son muy importantes, ya que permitirán mantener la presión deseada en el fondo del pozo de acuerdo a la apertura del mismo y están en función de las variables siguientes:

Gasto y presión de bombeo. Columna hidrostática en el espacio anular Contrapresión ejercida en el sistema

Por lo que, para cumplir con la condición de equilibrio de presión se recurre a las variables señaladas siendo la más sencilla y práctica la contrapresión ejercida, la cual se controla con el estrangulador ajustable. Es decir, que en vez de variar el gasto, la presión de bombeo o la densidad del fluido de perforación, resulta más fácil estar variando el diámetro del estrangulador para mantener la presión de fondo constante durante la operación de control.


49

Figura 28.- Estranguladores ajustables

Estrangulador Hidráulico Su diseño consta de entrada y salida bridadas. Se opera por medio de una consola de control remoto, Algunas ventajas adicionales en comparación con un estrangulador ajustable manual son:

La velocidad para abrirlo o cerrarlo y las opciones del diámetro de su orificio. Cuando se obstruye por pedacerías de hule, formación, fierro, etc., se facilita su apertura rápidamente hasta el diámetro máximo, puede cerrarse posteriormente sin suspender la operación del control.

Figura 29.- Estranguladores hidráulicos variables

4.5 Múltiple de Estrangulación El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y tees (“T”) de flujo, estranguladores y líneas. Se diseñan para controlar el flujo de Iodo y los fluidos invasores durante el proceso de control de un pozo. El sistema de control superficial está conectado al arreglo de preventores a través de líneas metálicas que proporcionan alternativas a la dirección del flujo o permiten que éste (por medio de las válvulas) sea confinado totalmente. La estandarización y aceptación de los múltiples de estrangulación están reglamentados por el API 16-C y por las prácticas recomendadas API RP-53. El diseño del múltiple de estrangulación debe considerar varios factores que deberán tenerse en cuenta:

Primero se debe establecer la presión de trabajo que al igual que el arreglo de preventores, estará en función de la presión máxima superficial que se espera manejar, así como de las presiones anticipadas de la formación.

El o los métodos de control del pozo a usar para incluir el equipo necesario.


50

El entorno ecológico que rodea al pozo. La composición, abrasividad y toxicidad de los fluidos congénitos y el volumen por manejar.

Figura 30.- Múltiple de estrangulación típico

Figura 31.- Múltiple de estrangulación típico para rangos de presión de trabajo de 2000 y

3000 lb/pg2

Figura 32.- Múltiple de estrangulación típico para rango de presión de trabajo de 5000

lb/pg2


51

Recomendaciones La línea y el múltiple de estrangulación deberán probarse a la misma presión y con la misma frecuencia que el conjunto de preventores.

Todas las válvulas, conexiones y líneas deben cumplir con el API RP-53, en relación con su presión de trabajo, temperatura y corrosividad.

Para rangos de presión de trabajo superiores a 3000 Ib/pg2 deberán emplearse únicamente conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de las roscables.

La línea de estrangulación se debe equipar con doble válvula, una de las cuáles será hidráulica cuando la presión de trabajo se eleve a 5000 Ib/pg2.

La línea será lo más recta posible y estará suficientemente anclada para evitar vibraciones.

El diámetro mínimo de las líneas de descarga de los estranguladores debe ser de 2”. En lugares donde la temperatura es baja, deben tomarse las consideraciones necesarias para evitar el obturamiento por congelamiento.

Debe disponerse de manómetros que registren la presión en las tuberías de perforación y de revestimiento, en el lugar donde se esté llevando el control de las operaciones.

No debe tener restricciones en el diámetro interior, con el objeto de evitar altas caídas de presión y desgaste por abrasividad.

Debe haber más de una línea de descarga del estrangulador, con el objeto de no suspender la operación por obturamiento, erosión, fugas, etc.

Debe haber una línea de desfogue que no pase a través de los estranguladores ajustables y tenga un diámetro menor al de la línea de estrangulación.

El múltiple debe instalarse en un sitio accesible y fuera de la subestructura del equipo. También permite desfogar altos gastos de fluidos del pozo, evitando represiones en la tubería de revestimiento a pozo cerrado.

Debe instalarse doble válvula antes de cada estrangulador ajustable (para rangos de presión de trabajo superiores a 3000 Ib/pg2).

Como mínimo, en localizaciones lacustres, terrestres y marinas debe estar instalado permanentemente un estrangulador hidráulico operado a control remoto y dos estranguladores ajustables manuales.

En todos los equipos debe instalarse un estrangulador ajustable hidráulico adicional y consola de control remoto

En algunas ocasiones, aunque no se muestran en las figuras de los múltiples de estrangulación típicos, se instalan cámaras de amortiguación después del conjunto de estranguladores (como es el caso de los equipos de perforación Marinos), con el propósito de conectar líneas de descarga. Al utilizarlos, deberá preverse poder aislarlos en caso de un mal funcionamiento, para no interrumpir el control del flujo.


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La línea y el múltiple de estrangulación deben estar controlados exclusivamente por la válvula hidráulica y estar dispuestos para que se desfogue por uno de los estranguladores hacia la presa o el separador gas-Iodo. En caso de no disponer de válvula hidráulica en la línea de estrangulación, el control del múltiple se hará con una sola válvula, de preferencia del múltiple de estrangulación, ya que, aunque está retirado, es más fácil y menos riesgoso el acceso. Deben efectuarse inspecciones físicas a la línea y al múltiple, con el objeto de verificar que estén correctamente ancladas, así como de algunos otros daños físicos que se pudieran presentar.

Figura 33.- Múltiple de estrangulación terrestre con cámara de amortiguación de 5000,

10000 y 15000 lb/pg2

Figura 34.- Múltiple de estrangulación de 5000 lb/pg2 con cámara de amortiguación, utilizado en plataforma marina

4.6 Válvulas Las válvulas de compuerta son parte esencial del equipo de control superficial y se localizan en el ensamble de estrangulación; en las líneas de matar y estrangular

ESTRANGULADOR MANUAL13ESTRANGULADOR MANUAL12CAMARA DE AMORTIGUACION11VALVULA DE COMPUERTA10BRIDA9ESTRANGULADOR HIDRAULICO8CARRETE ESPACIADOR7CRUZ DE FLUJO6MANOMETRO5LINEA DE DESFOGUE AL QUEMADOR4LINEA DEL TUBO VERTICAL (STAND PIPE)3LINEA DE CONTROL (OPCIONAL)2LINEA DE ESTRANGULACION1





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principalmente. También se localizan en los diferentes cabezales de tuberías de revestimiento. Existen diferentes tipos de válvulas de compuerta y su selección estará en función de diferentes factores como lo menciona en las prácticas recomendadas API RP-53.

Figura 35.- Válvula Camerón de compuerta tipo F.

El múltiple debe estar equipado con una válvula de pleno paso y su conector para que pueda ser conectada una bomba en caso de emergencia. La unidad debe estar equipada para permitir el aislamiento de las bombas y acumuladores desde el múltiple y circuitos de control anular y así permitir trabajos de reparación o mantenimiento. Las válvulas de control deben estar claramente marcadas para indicar: que preventor o válvula hidráulica es operada y la indicación de la posición de la válvula (abierta, cerrada o neutral), cada válvula para control de preventores debe estar en posición de abierta (no en posición neutral) durante las operaciones de perforación. La válvula para operar la válvula hidráulica debe estar en posición cerrada durante las operaciones normales. El maneral de la válvula para operar el preventor ciego debe estar protegido para evitar una operación no intencional, pero permitir la completa operación desde el panel remoto sin interferencia. Todos los manómetros instalados en la unidad deben estar calibrados para una presión del 1% de su plena escala al menos cada 3 años. Como ejemplo, podemos mencionar válvulas contenedoras de presión para 5000, 10000 y 15000 lb/pg2 de 1 13/16”, 2 1/16” y 3 1/16”. Al igual que los elementos mencionados anteriormente, se deben considerar factores tales como: presiones anticipadas de la formación y en la superficie, método de control a usarse, situación ambiental del pozo; corrosividad, volumen, toxicidad y abrasividad de los fluidos. Recomendaciones:

Lubricar esporádicamente el sistema de cierre de la válvula. El cierre de la válvula la realice una sola persona para evitar dañar el hule de retención de presión por exceso de apriete.

Principales tipos de válvulas de compuerta: a). De sellos flotantes. b). De equilibrio de presiones. c). De acuñamiento.


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En lo referente a su operación, se recomienda que el personal designado para operarlas esté seguro de lo siguiente:

Identificación. Instalación. Operación de la válvula. Situación de apertura o de cierre. Efectividad de retención a la presión. Número de vueltas para abrir o cerrar la válvula. Mantenimiento, principalmente.

36. Partes de válvula Flex SeaL “S”

4.7 Arreglos Los múltiples de estrangulación están reglamentados por el API 16-C y por las prácticas recomendadas API RP-53. Como ejemplo, se muestra un arreglo de un múltiple de estrangulación para un equipo terrestre y la especificación de las partes que lo conforman.

Figura 37.- Arreglo del múltiple de estrangulación para equipo terrestre 10M.

NUM. CONCEPTO 1 Válvulas de 3 1/16” – 10,000 lb/pg2 2 Válvulas de 2 1/16” – 10,000 lb/pg2 3 Cruceta 3 1/16”x 2 1/16” – 10,000 lb/pg2 4 Cruceta 2 1/16”x 2 1/16” – 10,000 lb/pg2 5 Portaestrangulador Positivo 2 1/16 – 10,000 lb/pg2

6 Cruceta 2 1/16”x 2 1/16” – 5,000 lb/pg2 7 Tee 2 1/16”x 2 1/16” – 5,000 lb/pg2 8 Válvula de 2 1/16” – 5,000 lb/pg2 9 Estrangulador Hidráulico Variable 10 Manómetro para 10, 000 lb/pg2 11 Tubería de 3 ½” de diámetro 12 Tubería de 2” de diámetro 13 Línea de carrete de control al múltiple 14 Línea del cabezal al múltiple 15 Línea al desgasificador y presa de lodo 16 Línea de inyección 17 Línea a presa de desperdicio 18 Línea al quemador


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4.8 Consola de Control Remoto Son unidades auxiliares cuya función es accionar el estrangulador hidráulico por medio de una palanca que regula el cierre y apertura del mismo, siendo registrada en la carátula que muestra la posición del estrangulador. Cuenta además, con manómetros que señalan las presiones en TP y TR así como un contador de emboladas por minuto que indica la velocidad de la bomba. Las señales son enviadas por un transmisor a través de mangueras y los valores se registran en los manómetros de la consola. En PEMEX se tienen las marcas Swaco, Cameron, Willis, etc; y son instaladas en el lugar donde se observe totalmente el escenario durante el control del pozo.

Figura 38.- Consola de control remoto

Recomendaciones Accionado desde la consola, cada vez que se pruebe el estrangulador se debe lavar perfectamente y se debe operar su apertura y cierre completo, con el fin de verificar que quede libre de obstrucciones. Deberá verificarse continuamente la calibración de los manómetros, el contador de emboladas que señalen las lecturas correctas, que las líneas estén libres de materiales, sedimentos, etc. Entrenar al personal en el manejo adecuado de un estrangulador ajustable ya sea manual o hidráulico. La manera de evitar confusiones es por medio de los simulacros. Las cuadrillas deberán operar el estrangulador ajustable y la consola de control remoto, durante los procedimientos de simulacros y pruebas. Cuándo menos una vez por semana. 5. Bridas y Anillos 5.1 Bridas Se puede considerar que en la mayor parte de nuestro “Equipo Superficial de Control" sus enlaces de accesorios y complementos del mismo, es a base de conexiones bridadas; por lo tanto, se debe de tener hermeticidad en la misma para evitar posibles fugas durante su uso con presión.


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Figura 39.- Nomenclatura de la brida

Nomenclatura A = Diámetro o tamaño de la brida. B = Diámetro entre tornillo y tornillo. C = Diámetro de la pista. D = Diámetro de paso de la brida. E = Espacio superior de la pista. F = Número de tornillos. G = Largo de tornillo. H = Diámetro o espesor del tornillo. I = Espesor de la brida. J = Número de anillo API (al no tener en la tabla especificado el tipo de anillo, es R o RX, siendo números menores de 100).


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Tabla 14. Datos principales de una brida API. PRESIÓN

DE TRABAJO

DIÁM. NOM.

PG

A PG

I PG

C PG

E PG

J API

B PG

F NO

H PG

G PG

D PG

0.960M Serie 400

6 8 10 12 16 20

12 ½ 15

17 ½ 20 ½ 25 ½ 30 ½

1 15/15 2 3/16 2 7/16 2 9/16 2 13/16 3 1/18

5 5/16 10 5/8 12 ¾ 15

18 ½ 23

7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 1/2

45 49 53 57 65 73

10 5/8 13

15 ¼ 17 ¾ 22 ½ 27

12 12 16 16 20 24

7/8 1

1 1/8 1 ¼ 1 3/8 1 ½

6 ½ 7 3/8 8 1/8

9 8 2/4 10 2/4

7 1/16 9 11

12 7/8 15 ½ 20

2M Serie 600

2 2 ½ 3 4 6 8 10 12 16 20

26 3/4

6 ½ 7 ½ 8 ¼ 10 ¾ 14

16 ½ 20 22 27 32 41

1 5/16 1 7/16 1 9/16 1 13/16 2 3/16 2 ½

2 13/16 2 15/16 3 5/16 3 7/8

4 31/32

3 ¼ 4

4 7/8 5 7/8

8 5/16 10 5/8 12 ¾ 15

18 ¼ 23

7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 ½

29/32

23 28 31 37 45 49 53 57 65 73

BX 167

5 5 7/8 6 5/8 8 ½ 11 ½ 13 ¾ 17

19 ¼ 23 ¾ 28 ½ 37 ½

8 8 8 8

12 12 18 20 20 24 20

5/8 ¾ ¾

7/8 1

1 1/8 1 ¼ 1 ¼ 1 ½ 1 5/8 1 ¾

4 ½ 5

5 ¼ 6 7 8

8 ¾ 9

10 ¼ 11 ¾ 13 ¾

2 1/16 2 9/16 3 1/8

4 1/16 7 1/16

9 11

13 5/8 16 ¾ 21 ¼ 26 ¾

3M Serie 900

3 4

5 1/8 6 8 10 12

16 ¾ 20 26

9 ½ 11 ½ 13 ¾ 15

18 ½ 21 ½ 24

27 ¾ 33 ¾ 43 3/8

1 13/16 2 1/16 2 5/16 2 ½

2 13/16 3 1/16 3 7/16 3 15/16

4 ¾ 6 11/32

4 7/8 5 7/8 7 1/8

8 5/16 10 5/8 12 ¾ 15

18 ½ 23

7/16 7/16

15/32 7/16 7/16 7/16 7/16 5/8 8/4

1 1/64

31 37 41 45 49 53 57 88 74

BX 168

7 ½ 9 ¼ 11

12 ½ 15 ½ 18 ½ 21

24 ¼ 29 ½

39 3/8

8 8 8

12 12 16 20 20 20 24

7/8 1 1/8 1 ¼ 1 1/8 1 3/8 1 3/8 1 3/8 1 5/8

2 2

6 7 8 9

9 ½ 10 ¼ 11 ¾ 14 ½ 17

3 1/8 4 1/16 5 1/8

7 1/16 9 11

13 5/8 16 ¾ 20 ¾ 26 ¾

5M Serie 1500

2 2 ½ 34

5 1/8 68 10

13 5/8 16 ¾ 18 ¾ 21 ¼

8 ½ 9 5/8 10 ½ 12 ¼ 14 ¾ 15 ½ 19 23

26 ½ 30 5/8 35 5/8

39

1 13/16 1 15/16 2 3/16 2 7/16 3 3/16 3 5/8

4 1/16 4 11/16 4 7/16 5 1/8

6 17/32 7 1/8

3 ¾ 4 ¼ 5 3/8 6 3/8 7 5/8

8 5/16 10 5/8 12 ¾

7/16 7/16 7/16 7/16 7/16 ¼

5/8 5/8

35/64 45/84

1 15/84

24 27 35 39 44 46 50 54

BX 160 162 163 165

6 ½ 7 ½ 8

9 ½ 11 ½ 12 ½ 15 ½ 19

23 ¼ 26 5/8 31 5/8 34 7/8

8 8 8 8 8

12 12 12 16 16 20 24

7/8 1

1 1/8 1 ¼ 1 ¼ 1 3/8 1 5/8 1 7/8 1 5/8 1 7/8

2 2

6 6 ½ 7 ¼

8 8

10 ¾ 12

13 ¾ 12 ½ 14 ½ 17 ½ 18 ¾

2 1/16 2 8/16 3 1/8

4 1/16 5 1/8

7 1/16 9 11

13 5/8 16 ¾ 18 ¾ 21 ¼

10M

1 11/16 1 13/16 2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 5 1/8

7 1/16 9 11

13 5/8 16 ¾ 18 ¾ 21 ¼

7 3/16 7 3/8 7 7/8 9 1/8 10 5/8

12 7/16 14 1/16 18 7/8 21 ¾ 25 ¾ 30 ¼

34 5/16 40

15/16 45

1 21/32 1 21/32 1 47/84 2 1/54 2 19/54 2 49/84 3 1/8

4 1/16 4 7/8

5 9/16 6 5/8 6 5/8

8 25/32 9 ½

2 7/16 2 19/36 2 57/64

3 ½ 4 5/64 5 15/64

8 19/32

10 47/84

12 59/54 15 3/4

2 9/64 15/32

½ 9/16 39/64 45/64

59/64 1 3/64 1 5/32 1 9/32 45/84

1 19/64 1 3/8

BX 150 151 152 153 154 155

BX 169 156 157 158 159 162 164 166

5 9/16 5 ¾ 6 ¼ 7 ¼ 8 ½

10 3/16 11

13/16 15 7/8 18 ¾ 22 ¼ 28 ½

30 9/16 36 7/16 40 ¼

8 8 8 8 8 8 12 12 16 16 20 24 24 24

¾ ¾ ¾

7/8 1

1 1/8 1 1/8 1 ½ 1 ½ 1 ¾ 1 7/8 1 7/8 2 ¼ 2 ½

5 5

5 ¼ 6

6 ¾ 8

11 ¼ 13 15

17 ¼ 17 ½ 22 ½ 24 ½

11 1/18 1 13/16 2 1/6 2 9/6 3 1/16 4 1/16 5 1/8 7 1/16

9 11

13 5/8 16 ¾ 18 ¾ 21 ¼


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Continuación PRESIÓN

DE TRABAJO

DIÁM. NOMIN.

PG

A PG

I PG

C PG

E PG

J API

B PG

F NO

H PG

G PG

D PG

15M

1 11/16 1 13/16 2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 7 1/16

9 11

13 5/8

7 5/8 8 3/16 8 ¾ 10

11 5/16 14 3/16 19 7/8 25 ½ 32

34 7/8

1 ¾ 1 25/32

2 2 ¼

2 17/32 3 3/32

4 11/16 5 ¾ 7 3/8 7 7/8

2 7/16 2 18/16 2 57/64

3 ½ 4 5/64

8 19/32

29/64 15/32

½ 5/16

38/54 45/64 59/64 1 1/32 1 5/32

BX 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159

6 6 5/16 6 7/8 7 7/8 9 1/16

11 7/16 16 7/8 21 ¾ 28

30 3/8

8 8 8 8 8 8

16 16 20 20

¾ 7/8 7/8 1

1 1/8 1 3/8 1 ½ 1 7/8

2 2 1/4

5 ¼ 5 ½

6 6 ¾ 7 ½ 9 ¼ 12 ¾ 15 ¾ 19 ¼ 18 ½

1 11/16 1 13/16 2 1/16 2 9/6 3 1/16 4 1/16 7 1/16

9 11

13 5/8

20M

1 13/16 2 1/16 2 9/16 2 1/16 4 1/16 7 1/16

10 1/6 11 5/16

12 13/16

14 1/16 17 9/16

25 13/16

2 ½ 2 3/16 3 1/8 3 3/8 4 3/16 6 ½

15/32 ½

5/16 38/64 45/64 59/64

BX 151 152 153 154 155 156

8 9 1/16

10 5/16 11 5/16 14 1/16 21 13/16

8 8 8 8 8

16

1 1 1/8 1 ¼ 1 3/8 1 ¾

2

7 ½ 8 ¼ 9 ¼ 10

12 ¼ 17 ½

1 13/16 2 1/16 2 9/16 3 1/16 4 1/16 7 1/16

Es importante mencionar que las partes críticas de las conexiones bridadas son la pista, los anillos y los birlos. 5.2 Pista Es la ranura en donde se aloja el anillo y se encuentran recubiertas con soldadura resistente a la corrosión. En el momento de alojar el anillo en la pista, esta debe estar completamente limpia y sin golpes para un sello efectivo. 5.3 AnilIos Los anillos están diseñados para realizar un sello metal-metal, y son chapeados con una película de cadmio de 0.0051 a 0.0127 mm de acuerdo a las especificaciones API, los anillos deben marcarse por el fabricante en la cara exterior, con los siguientes datos:

Marca o nombre del fabricante. Monograma API. Tipo y número de anillo. Material del anillo.

Los anillos de bajo carbón y dureza 120 Brinell se utilizan en pozos donde los fluidos contienen poco bióxido de carbono (CO2) o ácido sulfhídrico (H2S), y los aceros inoxidables se recomiendan para pozos con grandes cantidades de bióxido de carbono o ácido sulfhídrico. 5.4 Birlos (Espárragos y Tuercas) Birlos, espárragos y tuercas Los birlos, espárragos y tuercas usados en conexiones tipo brida 6B y 6BX, deben cumplir con las especificaciones siguientes: La calidad y resistencia de los materiales de los birlos o espárragos no deberán ser menores a las establecidas para el grado B-7; especificación ASTM A-193, relativa a los materiales de aleación de acero para servicios de alta temperatura (o comparables a las


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establecidas por el grado BC, especificación ASTM A-354, aplicables para aleación de acero templado). La calidad y resistencia de los materiales de las tuercas, no deben ser menores que las requeridas en las especificaciones ASTM A-194, referente al carbono y aleación de acero para servicios de alta presión y temperatura, esta especificación establece el grado 1 para bridas 6B y grado 2H para bridas 6BX. Asimismo, la norma NACE MR-01-75 establece los requerimientos para la resistencia al ácido sulfhídrico, esfuerzo de ruptura, composición química, tratamiento térmico y dureza del acero para birlos, espárragos y tuercas. La siguiente tabla contiene la altura de aristas de birlos o espárragos de acuerdo a su diámetro para bridas 6B y 6BX, la altura de cada arista no debe exceder los valores proporcionados de la tabla.

Tabla 15. Altura de arista de espárragos o birlos

Diámetro del birlo o espárrago en pg Máxima altura de las aristas en pg 1/2 A 7/8 1/8

Más de 7/8 a 1 1/8 3/16 Más de 1 1/8 a 1 5/8 1/4 Más de 1 5/8 a 1 7/8 5/16 Más de 1 7/8 a 2 1/4 3/8

Figura 40.- Altura de aristas

El diseño y el material para estos elementos, deben de cumplir los requisitos del ASTM (Sociedad Americana de Prueba de Materiales). Tabla 16. Especificaciones requeridas por API 6-A para espárragos y tuercas de las bridas en servicio normal.

ESPARRAGOS TUERCAS TIPO DE BRIDA Grado Especificación Grado Especificación

6B B7 ASTM-A193,ASTM-354 1 ASTM-A194,ASTM-354 6BX B7 ASTM-A193,ASTM-354 2H ASTM-A194,ASTM-354

Para el efectivo apriete de los espárragos, aplicar las recomendaciones del API 6-A, también se recomienda la limpieza y lubricación de los mismos; para que, el apriete no sea menor al recomendado.


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Tabla 17. Apriete recomendado para espárragos. DIÁMETRO, PG HILOS POR PG APRIETE, LBS X PIE

1/2 13 UNC* 59 5/8 11 UNC 113 3/4 10 UNC 196 7/8 9 UN** 313 1 8 UN 474

1 1/8 8 UN 686 1 ¼ 8 UN 953

1 3/8 8 UN 1281 1 1/2 8 UN 1676 1 5/8 8 UN 2146 1 7/8 8 UN 3331

2 8 UN 4060 2 1/4 8 UN 5821 2 1/2 8 UN 8028 2 5/8 8 UN 9314 2 3/4 8 UN 10731

3 8 UN 13982 3 1/4 8 UN 17830 3 3/4 8 UN 27519 3 7/8 8 UN 30393

4 8 UN 33461 4 1/2 8 UN 47790 4 3/4 8 UN 56289

* Nacional Unificada Gruesa (UNIFIED NATIONAL COARSE) ** Nacional Unificada (UNIFIED NATIONAL)

Tabla 18. Dureza de materiales.

MATERIAL DUREZA BRINEL MÁXIMA

DUREZA ROCKWELL B MÁXIMA

IDENTIFICACIÓN

Hierro dúctil 90 56 D-4 Acero de Bajo carbón 120 68 S-4 Acero inoxidable 304 160 83 S-304-4 Acero inoxidable 316 160 83 S-316-4

A continuación se presenta el orden recomendado para realizar el apriete de los espárragos en conexiones bridadas.

FIG. 41.- Orden de apriete en conexiones bridadas


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Tabla 19. Tornillería requerida para bridas 6B y 6BX.

PRESIÓN DE TRABAJO

BRIDA TAMAÑO

PG kg/cm2 lb/pg2

DIÁMETRO Y LONG. DE BIRLOS

PG CANTIDAD DE

BIRLOS ANILLO

TIPO R

ANILLO TIPO RX

ANILLO TIPO BX

1 11/16 703 10000 3/4 x 5 1/4 8 - - 150 1 11/16 1055 15000 3/4 x 5 1/2 8 - - 150 1 13/16 703 10000 3/4 x 5 1/4 8 - - 151 1 13/16 1055 15000 7/8 x 5 3/4 8 - - 151 1 13/16 1406 20000 1 x 7 3/4 8 - - 151 2 1/16 140 2000 5/8 x 4 3/4 8 23 23 - 2 1/16 352 5000 7/8 x 6 1/4 8 24 24 - 2 1/16 703 10000 3/4 x 5 1/2 8 - - 152 2 1/16 1055 15000 7/8 x 6 1/4 8 - - 152 2 1/16 1406 20000 1 1/8 x 8 1/2 8 - - 152 2 9/16 140 2000 3/4 x 5 1/4 8 26 26 - 2 9/16 352 5000 1 x 7 8 27 27 - 2 9/16 703 10000 7/8 x 5 1/4 8 - - 153 2 9/16 1055 15000 1 x 7 8 - - 153 2 9/16 1046 20000 1 1/4 x 9 1/2 8 - - 153 3 1/8 140 2000 3/4 x 5 1/2 8 31 31 - 3 1/8 2111 3000 7/8 x 6 1/4 8 31 31 - 3 1/8 352 5000 3 1/8 x 7 3/4 8 35 35 -

3 1/16 703 10000 1 x 7 3/4 8 - - 154 3 1/16 1055 15000 1 1/8 x 5 8 - - 154 3 1/16 1046 20000 1 3/8 x 10 1/4 8 - - 154 4 1/16 140 2000 7/8 x 6 1/4 8 37 37 - 4 1/16 211 3000 1 1/8 x 7 1/2 8 37 37 - 4 1/16 352 5000 1 1/4 x 8 1/2 8 39 39 - 4 1/16 703 10000 1 1/8 x 8 3/4 8 - - 155 4 1/16 1055 15000 1 3/8 x 9 3/4 8 - - 155 4 1/16 1046 20000 1 3/4 x 12 5/8 8 - - 155 7 1/16 140 2000 1 x 7 1/2 12 45 45 - 7 1/16 211 3000 1 1/8 x 8 1/2 12 45 45 - 7 1/16 352 5000 1 3/8 x 11 1/4 12 46 46 - 7 1/16 703 10000 1 1/2 x 11 3/4 12 - - 156 7 1/16 1055 15000 1 1/2 x 13 16 - - 156 7 1/16 1046 20000 2 x 17 3/4 16 - - 156

9 140 2000 1 3/8 x 8 1/2 12 49 49 - 9 211 3000 1 3/8 x 9 1/2 12 49 49 - 9 352 5000 1 5/8 x 12 1/2 12 50 50 - 9 703 10000 1 1/2 x 13 1/4 16 - - 157 9 1055 15000 1 3/8 x 16 16 - - 157

11 140 2000 1 1/4 x 9 1/4 16 53 53 - 11 211 3000 1 3/8 x 10 16 53 53 - 11 352 5000 1 7/8 x 14 1/2 12 54 54 - 11 1055 10000 1 3/4 x 15 3/8 16 - - 158 11 1045 15000 2 x 19 1/2 20 - - 158

13 5/8 140 2000 1 1/4 x 9 1/2 20 57 57 - 13 5/8 211 3000 1 3/8 x 10 3/4 20 57 57 - 13 5/8 352 5000 1 5/8 x 12 3/4 16 - - 160 13 5/8 703 10000 1 7/8 x 17 3/4 20 - - 159 16 3/4 140 2000 1 1/2 x 10 3/4 20 65 65 - 16 3/4 211 3000 1 5/8 x 12 1/4 20 66 66 - 16 3/4 352 5000 1 3/4 x 15 3/8 16 - - 161 16 3/4 352 5000 1 7/8 x 14 1/2 16 - - 162 16 3/4 703 10000 1 7/8 x 17 1/2 24 - - 162 17 3/4 140 2000 1 3/8 x 11 1/2 20 69 - - 17 3/4 211 3000 1 3/8 x 14 1/4 20 70 - - 18 3/4 352 5000 2 x 17 3/4 20 - - 163 18 3/4 703 10000 2 1/4 x 22 7/8 24 - - 164 21 1/4 140 2000 1 5/8 x 12 1/2 24 73 73 - 20 3/4 211 3000 2 x 15 1/4 20 74 74 -


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Especificaciones API-6A para bridas 6B. Las conexiones más usuales en el sistema de control superficial, son las bridas con juntas de anillo metálico. Existen básicamente dos tipos: El tipo 6B que corresponde al rango de presión de trabajo de 2000, 3000 y 5000 Ib/pg2. Las bridas están diseñadas para efectuar un sellado entre las dos caras de cualquier componente de las conexiones superficiales. Este sellado se realiza por medio de un anillo “R” o “RX” de tal forma que no haya contacto entre las caras. El apriete de los birlos es directamente sobre el anillo metálico. Dado que la ranura o pista para el anillo esta empotrada en la brida, la cara de la brida es plana. Se pueden efectuar cambios o combinaciones de bridas con dimensiones iguales, hechas por fabricantes acreditados por API.

Figura 42.- Anillos de presión API tipo “R”

Los anillos tipo R son de forma ovalada y octagonal, pero el anillo ovalado tiene la limitante de usarse solo en la ranura de la brida de igual forma. Debido a que las bridas tipo 6B están separadas por el anillo, la carga de los birlos trabaja totalmente en el ancho del anillo. El mecanismo de sello consiste en empacar estos anillos en las ranuras o pistas de las bridas; la ligera deformación del anillo en la ranura o pista ocasiona una presión de contacto entre anillo y brida, efectuando el contacto metal a metal. Los birlos que se usan para sellar los anillos realizan doble trabajo, sostienen la presión interna y mantiene comprimido el anillo. Cuando se incrementa la presión interna, el anillo efectúa una flexión en la ranura o pista, y por consiguiente la tensión del birlo baja ocasionando una probable fuga. El inconveniente de estos anillos es que la presión interna no ayuda al sellado, por el contrario, lo perjudica. Pueden usarse varias veces ya que no sufren deformaciones al realizar el sello. Al igual que los anillos R, los anillos RX soportan las cargas de los birlos trabajando totalmente a lo ancho del anillo. Su característica principal es que es energizable, ya que la presión interna activa las superficies de sello proporcionando un mejor sellado en contacto metal-metal.


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Figura 43.- Anillo energizable tipo RX

Cuando se aprietan las bridas, las secciones planas en diámetro exterior del anillo hacen contacto primeramente con la ranura o pista provocando una precarga hasta que el diámetro interior hace contacto con la ranura o pista y se asegura una alineación y fijación, además de que las vibraciones no afecten el sellado del anillo.

Figura 44.- Ensamble de anillo “RX”

El área del anillo expuesta interiormente a la presión provoca una energización mayor, porque esta área es mayor a la exterior del anillo en la que se efectúa el sello. Así mismo, los anillos cuentan con un orificio de arriba hacia abajo para igualar presiones en el momento de sellar arriba y abajo del anillo. Estos pueden utilizarse varias veces ya que no sufren deformaciones al efectuar el sello. Los materiales usados en los anillos RX se diseñan de acuerdo con la dureza y las condiciones corrosivas de los fluidos que van a contener y con el medio ambiente donde estén instalados. Especificaciones API 6A Para Bridas 6BX. El tipo 6BX es para rangos de 10000 y 15000 Ib/pg2 y hasta 20000 Ib/pg2 de presión de trabajo. Este tipo de bridas se incluyen para 5000 Ib/pg2 cuando se trate de tamaños de 13 5/8” y 16”. Las bridas 6BX están diseñadas para poder hacer contacto cara a cara en los componentes de conexiones superficiales. Entre ellas hay un anillo metálico empacador BX. El apriete de los birlos actúa directamente en las caras realzadas de las bridas y, posteriormente sobre el anillo metálico.


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De acuerdo al API-6A las bridas tipo 6B poseen asientos ranurados de fondo plano de forma octagonal y ovalada (siendo esta última forma obsoleta). Las bridas 6B pueden usar anillos. La brida tipo 6BX usa únicamente anillo BX. Los anillos BX y RX no son intercambiables, pero ambos proveen un sello de presión energizada. La característica principal de los anillos con sellos energizados, es evitar que el peso del conjunto de preventores y las vibraciones deformen los mismos anillos y aflojen los birlos de las bridas. No debe usarse caucho, teflón u otro material elástico para recubrir los anillos. Anillos BX, este tipo de anillos se usa en bridas 6BX. Soportan parcialmente la carga de los birlos y, la mayor parte, la soportan las caras de las bridas evitando el daño al anillo por cargas axiales o movimiento de las conexiones superficiales durante las etapas de perforación. Una característica del anillo BX es que es energizable debido a que la presión interna activa la superficie de sello proporcionando un sello mayor al efectuarse un contacto metal a metal por fricción. Al colocar el anillo BX sobre la brida 6BX se observa que éste queda recargado hacia el exterior de la ranura o pista de la brida y, en la parte interior existe una separación entre anillo y ranura o pista de un 1/8”.

Figura 45.- Colocación del anillo “BX”

Al apretar las bridas con el anillo BX este se fricciona contra la ranura o pista en el área exterior y, a su vez, provoca que el anillo se cierre y se adapte a la ranura o pista en el área interior del anillo.

Figura 46.- Ensamble de anillo “BX” Este contacto se efectúa cuando las caras realzadas de las bridas 6BX también están en contacto. El torque en los birlos debe ser el adecuado para que se establezca el sello metal a metal por fricción y, consecuentemente al someter a presión interna la conexión, el anillo se auto energiza con la presión interna. El anillo BX también esta diseñado con un orificio vertical para asegurar la igualación de presiones al momento de apretar.


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Figura 47.- Anillo energizante API tipo BX

Tabla 20. Bridas y anillos en el conjunto de preventores

TIPO DE ANILLO PRESIÓN DE TRABAJO

LB/PG2

TAMAÑO NOMINAL PG RX BX

500 (0.5M) 29 1/2 95 - 2000 (2M) 16 3/4 65 -

21 1/4 73 - 26 3/4 - 167

3000 (3M) 7 1/6 45 - 9 49 - 11 53 - 13 5/8 57 - 20 3/4 74 - 26 3/4 - 168

5000 (5M) 7 1/6 46 - 11 54 - 13 5/8 - 160 16 3/4 - 162* 18 3/4 - 163 21 1/4 - 165

10000 (10M) 7 1/6 - 156 9 - 157 11 - 158 13 5/8 - 159 16 3/4 - 162 18 3/4 - 164 21 1/4 - 166

15000 (15M) 7 1/6 - 156 9 - 157 11 - 158 13 5/8 - 159

20000 (20M) 7 1/6 - 156


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6. Unidad para Operar Preventores El sistema de control que acciona un arreglo de preventores, permite aplicar la potencia hidráulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y válvulas hidráulicas instaladas. Las prácticas recomendadas API RP-16E y el Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS por sus siglas en inglés), establecen los requerimientos que se deberán tener en cuenta para la selección de una adecuada unidad de cierre en función al tamaño, tipo y número de elementos hidráulicos que serán operados para lograr el cierre. Los elementos básicos de un sistema de control son:

Depósito almacenador de fluido. Acumuladores. Fuentes de energía. Unidades de cierre. Consolas de control remoto. Válvula de control para operar los preventores.

6.1. Depósito Almacenador de Fluido Cada unidad de cierre tiene un depósito de fluido hidráulico, el cual debe tener cuando menos el doble de la capacidad del banco de acumuladores. Por su diseño de fabricación rectangular, cuentan con dos tapones de 4” en cada extremo, que al quitarlos permite observar el interior cuando se inspeccionan las descargas de las válvulas de cuatro pasos (ram-lock). Por la parte inferior del depósito, salen en forma independiente las líneas de succión para las bombas hidroneumáticas y la bomba hidroeléctrica. Al tanque de almacenamiento descargan las líneas de las válvulas de seguridad, en caso de presentarse un incremento de presión dentro del sistema. Debe utilizarse un fluido hidráulico (aceite lubricante MH-150; MH-220, Turbinas-9) que no dañe los sellos de hule que tenga el sistema de cierre. Para ambiente con temperaturas menores a 0 °C (32 °F), deberá agregarse un volumen suficiente de glicol al fluido de operación que contenga agua para evitar su congelamiento. 6.2. Requerimientos de los Acumuladores Los acumuladores son recipientes que almacenan fluidos hidráulicos bajo presión. Los términos acumulador y unidad de cierre con frecuencia son empleados en forma intercambiable. Precisando, una unidad de cierre es una manera de cerrar el preventor, mientras que un acumulador es una parte del sistema que almacena fluido hidráulico bajo presión, para que éste actúe hidráulicamente en el cierre de los preventores. Por medio del gas nitrógeno comprimido, los acumuladores almacenan energía, la cuál será usada para efectuar un cierre rápido. Hay dos tipos de acumuladores: El tipo separador. Usa un diafragma flexible (vejiga), el cual es de hule sintético, resistente y separa completamente la precarga de nitrógeno del fluido hidráulico.


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El tipo flotador. Utiliza un pistón flotante para separar el nitrógeno del fluido hidráulico.

Figura 48.- Acumulador sometido a diferentes presiones

Presión de operación y precarga Ninguna botella acumuladora debe ser operada a presiones mayores de su presión de trabajo. La presión de precarga de cada botella acumuladora debe ser medida al iniciar la instalación de la unidad en cada pozo, y en su caso debe ser ajustada a la presión que le corresponde. Sólo debe usarse gas nitrógeno para la presión de precarga del acumulador, dicha presión debe ser verificada frecuentemente. Prueba en los acumuladores Esta prueba debe ser llevada a cabo en cada pozo antes de conectar la unidad con el arreglo de los preventores. La prueba se realiza como sigue: a) Descargar el fluido hidráulico de las botellas abriendo las válvulas correspondientes (las bombas deben estar fuera de servicio). b) Utilice un manómetro de precisión, conectándolo en el orificio de medición de la presión de la precarga, para verificar la presión de nitrógeno en cada botella acumuladora, ajustando la presión en su caso. Prueba de efectividad de tiempo de respuesta al sistema de bomba

El sistema debe ser capaz de cerrar cada preventor de arietes y los preventores anulares menores de 20” en 30 segundos como máximo y hasta 45 segundos para los de 20” y de mayor diámetro.

La bomba hidroeléctrica por si misma, es decir, con los acumuladores bloqueados y las bombas hidroneumáticas paradas, debe ser capaz de abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación, cerrar el preventor anular sobre la tubería y obtener un mínimo de 1200 Ib/pg2 de presión en un tiempo que no exceda de dos minutos.

De igual forma, las bombas hidroneumáticas por sí mismas deben ser capaces de llevar a cabo lo indicado en el inciso anterior.

1000 lb/pg2 PRECARGA

2000 lb/pg2 CARGA

3000 lb/pg2 CARGA NOMINAL

COMPLETA


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La prueba de los acumuladores consiste en abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y cerrar el preventor anular sobre la tubería de perforación en un tiempo que no exceda de 30 segundos, conservando una presión final mínima de 1200 Ib/pg2 y teniendo las bombas hidroneumáticas e hidroeléctricas paradas.

Esta prueba de efectividad de tiempo de respuesta del sistema debe llevarse a cabo antes de efectuar cada prueba a presión del sistema de control superficial.

Prueba de operación y funcionamiento del sistema de acumuladores Esta prueba debe llevarse a cabo antes de que se efectúe la prueba hidráulica del Sistema de Control Superficial. 1. Aísle las fuentes de energía hidroeléctrica e hidroneumática del Sistema y verifique que estén abiertas las válvulas de los acumuladores. 2. En caso de no tener tubería dentro del pozo introduzca una lingada de TP. 3. Abra la válvula hidráulica de la línea de estrangular, cierre el preventor anular y el preventor de arietes del diámetro de la TP correspondiente. Registre el tiempo que tarda en efectuar estas tres operaciones. El máximo tiempo requerido es de 50 segundos, debiendo conservar una presión final mínima de 1200 Ib/pg2. 4. Seguidamente, recargue los acumuladores a 3000 Ib/pg2 con las dos fuentes de energía y registre el tiempo empleado el cual debe ser de 5 minutos como máximo. 5. La bomba hidroeléctrica por sí misma, es decir con los acumuladores bloqueados y las bombas hidroneumáticas paradas, debe ser capaz de abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y cerrar el preventor anular sobre la tubería en un tiempo que no exceda de 2 minutos, debiendo conservar una presión final mínima de 1200 Ib/pg2. 6. De igual manera, las bombas hidroneumáticas, por sí mismas, deberán ser capaces de llevar a cabo lo indicado en el inciso anterior. 6.3. Requerimientos de Volumen de los Acumuladores Las prácticas recomendadas API RP-53 señalan que los sistemas acumuladores deben tener una cantidad mínima de fluido igual a tres veces el volumen requerido para cerrar el preventor anular más un preventor de arietes. Esto ofrecerá un margen de seguridad igual a 50%. Una regla empírica aplicada en el campo petrolero sugiere tres veces el volumen necesario para cerrar todos los preventores instalados. Por su parte, el MMS establece que debe tenerse una cantidad mínima de fluido equivalente a 1.5 veces la cantidad necesaria para cerrar todo el arreglo de preventores instalados, dejando un margen de 200 Ib/pg2 por arriba de la presión de precarga de los acumuladores. El sistema de acumuladores debe tener capacidad suficiente en proporcionar el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema de acumuladores, de tal forma que pueda accionarse el arreglo de preventores y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno.


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El número de acumuladores que debe tener el sistema es el que permita almacenar fluido con la energía suficiente para cerrar todos los preventores instalados y abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación con un 50% de exceso como factor de seguridad y terminar con una presión final mínima de 1200 Ib/pg2 arriba de la precarga, teniendo el conjunto de bombeo hidroneumático e hidroeléctrico parados. Ejemplo: Cuando se usan tres preventores de arietes de 11” 10000 Ib/pg2, un preventor anular Hydril "GK" y la válvula hidráulica, se requiere el volumen de fluido siguiente:

Preventor anular Hydril "GK 11” 10000 Ib/pg2 25.10 Gal Preventor Cameron "U” (TP) 11” 10000 Ib/pg2 3.3 Gal Preventor Cameron "U” (ciegos) 11” 10000 Ib pg2 7.6 Gal Válvula Hidráulica 3” 10000 Ib/pg2 0.59 (cerrar) Preventor Cameron "U" (TP) 11” 10000 Ib/pg2 3.3 Gal. 39.89 Gal

Suma de volúmenes de fluidos para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica más un 50% de exceso como factor de seguridad.

39.89 Gal +19.94 Gal

Considerando acumuladores de diez galones de volumen total, el número necesario se calcula de la forma siguiente: Volumen para cerrar preventores + 50% exceso Num. Acum. = 5 Galones útiles por acumulador

39.89 gal + 19.94

Num. Acum. = 5 gal /Acumulador

Concluyendo. Se requieren doce acumuladores con capacidad total de diez galones cada uno. Existe un método práctico y confiable para calcular el número de acumuladores requeridos; este método consiste en multiplicar el total de galones requeridos para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica por 0.3 acum/gal para el caso del ejemplo anterior, se tiene:

Núm. Acum. = Volumen para cerrar preventores x 0.3 acum/gal Núm. Acum. = 39.89 gal x 0.3 acum/gal = 11.96 = 12 acumuladores

VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO REQUERIDO 59.83 Gal

Núm. Acum. = 11.96 = 12 Acumuladores


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Considerando los arreglos actuales de preventores, es conveniente disponer siempre de un mínimo de 16 botellas, de diez galones cada una, en condiciones de trabajo y con la precarga establecida en cada unidad para accionar el conjunto de preventores.

Tabla 21. Volumen de fluido para operar preventores anulares Cameron, Shaffer Y Hydril

TAMAÑO PG

PRESIÓN DE TRABAJO

LB/PG2

FLUIDO REQUERIDO

GAL CAMERON SHAFFER HYDRIL

Cerrar 1.69 4.57 2.85 7 1/16 3000

Abrir 1.39 3.21 2.24 Cerrar 1.69 4.57 3.86

7 1/16 5000 Abrir 1.39 3.21 3.30

Cerrar 2.04 17.11 9.42 7 1/16 10000

Abrir 2.55 13.95 7.08 Cerrar 6.94 11.20

7 1/16 15000 Abrir 6.12 7.25

Cerrar 8.38 11.00 7 1/16 20000

Abrir 7.56 7.20 Cerrar 5.65 11.00 2.43

11 3000 Abrir 4.69 6.78 5.54

Cerrar 5.65 18.67 9.81 11 5000

Abrir 4.69 14.59 7.98 Cerrar 10.15 30.58 25.10

11 10000 Abrir 9.06 24.67 18.97

Cerrar 23.5 11 15000

Abrir 21.30 Cerrar 12.12 23.50 11.36

13 5/8 3000 Abrir 10.34 14.67 8.94

Cerrar 12.12 23.58 17.98 13 5/8 5000

Abrir 10.34 17.41 14.16 Cerrar 18.10 40.16 37.18

13 5/8 10000 Abrir 16.15 32.64 26.50

Cerrar 26.00 34.00 13 5/8 15000

Abrir 22.50 34.00 Cerrar 22.32 21.02

16 3/4 3000 Abrir 19.00 15.80

Cerrar 22.32 37.26 28.70 16 3/4 5000

Abrir 19.00 25.61 19.93 Cerrar 40.75

16 3/4 10000 Abrir 35.42

Cerrar 35.60 48.16 64.00 18 3/4 5000

Abrir 29.00 37.61 44.00 Cerrar 50.00 118.50

18 3/4 10000 Abrir 45.10 99.50

Cerrar 39.70 20 3/4 3000

Abrir 24.10 Cerrar 39.70 22.59 31.05

21 3/4 2000 Abrir 24.10 16.92 18.93

Nota: La válvula hidráulica utiliza un volumen de fluido de + 0.5 gal, para accionar, cerrar o abrir


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6.4. Requerimientos de Presión y Precarga de los Acumuladores Los acumuladores no deben operar a más de 3000 Ib/pg2, su presión de precarga debe ser de 1000 a 1100 Ib/pg2 y usar únicamente nitrógeno (N2). Estos se encuentran provistos de una válvula de seguridad que abre a las 3500 Ib/pg2, cuándo se requiera operar entre 3000 y 5000 Ib/pg2, que es la máxima presión de operación del sistema, deben cerrarse las válvulas aisladoras de los acumuladores.

Tabla 22. Volumen de fluido para operar preventores de arietes Cameron tipo “U”

TAMAÑO NOMINAL PG

PRESIÓN DE TRABAJO LB/PG2

GALONES PARA CERRAR

GALONES PARA ABRIR

7 1/6* 3000 1.2 1.2

7 1/6 5000 1.2 1.2

7 1/6 10000 1.2 1.2

7 1/6 15000 1.2 1.2

11 3000 3.3 3.2

11 5000 3.3 3.2

11 10000 3.3 3.2

11 15000 5.5 5.4

13 5/8 3000 5.5 5.2

13 5/8 5000 5.5 5.2

13 5/8 10000 5.5 5.2

13 5/8 15000 11.6 11.4

16 3/4 3000 10.2 9.4

16 3/4 5000 10.2 9.4

16 3/4 10000 12 11.2

18 3/4 10000 24 23

20 3/4 3000 8.1 7.2

21 1/4 2000 8.1 7.2

21 1/4 5000 30.9 28.1

21 1/4 10000 26.5 24.1

26 3/4 3000 10.5 9.8

11* 3000 7.6 7.4

11* 5000 7.6 7.4

11* 10000 7.6 7.4

11* 15000 9 8.9

13 5/8* 3000 10.9 10.5

13 5/8* 5000 10.9 10.5

13 5/8* 10000 10.9 10.5

13 5/8* 15000 16.2 16

16 3/4* 3000 19.0 18.1

16 3/4* 5000 19.0 18.1

16 3/4* 10000 19.1 18.2

20 3/4* 3000 14.9 14.3

18 3/4* 10000 24.7 22.3

18 3/4* 15000 34.7 32.3

* Para arietes de corte


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6.5. Fuentes de Energía Capacidad de las bombas. Cada unidad de cierre deberá contar con el suficiente número y tamaño de bombas que cumplan satisfactoriamente con las operaciones descritas a continuación. Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deberán ser capaces de cerrar el preventor anular sobre la tubería en uso, abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y mantener una presión mínima de 200 Ib/pg2 por arriba de la presión de precarga de N2

en un tiempo de 2 minutos. Con el sistema acumulador aislado, las bombas de la unidad deben ser capaces (cada una) de cerrar el preventor anular contra la tubería que se éste usando, más abrir la válvula con control hidráulico en la línea de estrangular, y generar una presión final mínima de 200 Ib/pg2 sobre la presión de precarga del sistema acumulador, en un tiempo de 2 minutos como máximo. Presión en las bombas. Cada unidad de cierre deberá estar equipada con bombas que proporcionen una presión de descarga equivalente a la presión de operación y máxima de trabajo. El sistema de la unidad de cierre está formado por una combinación de bombas de aire y eléctricas. Básicamente cada bomba opera a bajo volumen de fluido y alta presión, accionándose por medio de una fuente neumática y la otra por medio de energía eléctrica. Normalmente en cada sistema lo constituyen dos bombas hidroneumáticas y una bomba triplex eléctrica. Potencia de bomba. La combinación de las bombas deberá tener capacidad para cargar el banco de acumuladores en un tiempo máximo de 15 minutos o menos a partir de su presión de precarga a la presión máxima de operación. Las bombas son instaladas de tal manera que cuándo la presión en los acumuladores baje al 90% de la presión de operación, se active un interruptor electromagnético y arranquen automáticamente para restablecer la presión. Todo el tiempo estará disponible una fuente de potencia para que las bombas accionen automáticamente en todo el sistema de la unidad de cierre, cuando disminuyan al 90% de su presión de operación. El sistema de la unidad de cierre debe contar de dos fuentes de energía dependientes del equipo de perforación y de una fuente independiente que deberá considerarse como último recurso para cerrar los preventores. El sistema de doble fuente de energía que se recomienda, es un sistema de aire y un sistema eléctrico (neumático/eléctrico). Cada fuente deberá ser autosuficiente para operar las bombas a una velocidad tal que permita cumplir satisfactoriamente con los requerimientos establecidos. Sistema de potencia. El sistema dual de potencia recomendado es un sistema de aire más un sistema eléctrico. Las recomendaciones mínimas para un sistema dual aire y otra fuente de potencia dual son: Un sistema dual neumático-eléctrico puede consistir del sistema de aire del equipo más el generador del equipo.


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Un sistema dual neumático puede consistir del sistema de aire del equipo más un tanque de almacenamiento de aire que esté separado por medio de válvulas de contra flujo (check) de los compresores de aire y del tanque de almacenamiento general de aire del equipo. Los valores mínimos aceptables para éste tanque aislado serán el volumen y la presión, cuyos valores permitirán utilizar solamente este aire para que operen las bombas a una velocidad para que cumplan con las funciones requeridas. Un sistema dual eléctrico puede consistir del sistema normal de energía eléctrica del equipo más un generador independiente. Un sistema dual aire-nitrógeno puede consistir del sistema de aire del equipo más un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión (energía adicional). Un sistema dual eléctrico-nitrógeno puede consistir del sistema de corriente eléctrica del equipo más un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión. A continuación se presenta un sistema unidad de cierre koomey, con un sistema de energía adicional con N2. Y en la tabla se describen las características de cada una de sus partes.

Figura 49.- Sistema unidad de cierre Koomey


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Tabla 23.- Descripción de partes sistema Koomey con energía adicional N2. Partes Características

1. Acumuladores. Su presión de trabajo es de 3000 lb/pg2 y la presión de precarga con nitrógeno de 1000 a 1100 lb/pg2 se tiene que verificar la presión de precarga en cada botella cada 30 días, las botellas deben contener solamente nitrógeno, ya que el aire y otros gases pueden causar fuego o explosión.

2. Válvulas aisladoras del banco acumulador. Normalmente deben estar abiertas y cerradas cuando desee aplicar una presión mayor de 3000 lb/pg2 o cuándo realice pruebas de efectividad de tiempo de respuesta del sistema.

3. Válvula de seguridad del banco acumulador. Está calibrada para abrir a 3500 lb/pg2 4. Filtro de la línea suministro de aire. Debe limpiarlo cada 30 días 5. Lubricador de aire. Debe usar lubricante SAE-10 o equivalente y ajustarlo para que provea seis

gotas de aceite por minuto, además de revisarlo semanalmente. 6. Manómetro indicador de la presión de la línea de suministro del aire.

Rango de presión de 0-300 lb/pg2

7. Interruptor de presión automática hidroneumático. Normalmente está regulado para cortar a 2900 lb/pg2 en unidades que cuentan con bombas de aire y bomba eléctrica. Cuándo la presión en el sistema desciende a 2700 lb/pg2 automáticamente permite que el aire fluya y arranque la bomba. Para incrementar la presión de corte, gire la tuerca que ajusta el resorte de izquierda a derecha y de derecha a izquierda para disminuirla

8. Válvula para aislar el interruptor hidroneumático

Normalmente ésta válvula debe encontrarse cerrada. Cuándo se requieran presiones mayores de 3000 lb/pg2, primero cierre la válvula que aísla la bomba eléctrica (19) gire la válvula (25) hacia la derecha (alta presión) y finalmente abra esta válvula, lo que permitirá manejar presiones hasta de 5500 lb/pg2.

9. Válvulas para suministrar aire a las bombas hidráulicas impulsadas por aire.

Normalmente deben estar abiertas.

10. Válvulas de cierre de succión. Siempre permanecerán abiertas

11. Filtros de succión La limpieza se realizará cada 30 días.

12. Bombas hidráulicas impulsadas por aire. Este tipo de bombas operan con 125 lb/pg2 de presión de aire. Cada lb/pg2 de presión de aire produce 60 lb/pg2 de presión hidráulica.

13. Válvulas de contrapresión (check). Su función es permitir reparar o cambiar las bombas hidroneumáticas sin perder presión en el banco acumulador

14. Motor eléctrico y arrancador El motor eléctrico opera con tensión eléctrica de 220 a 440 voltios, 60 ciclos, tres fases; la corriente requerida depende de la potencia del motor. El arrancador acciona y para automáticamente el motor eléctrico que controla la bomba triplex o dúplex; trabaja conjuntamente con el interruptor manual de sobrecontrol para accionar o parar. El interruptor de control (14) debe estar en la posición "auto”.

15. Bomba triplex (o dúplex) accionada por motor eléctrico.

Cada 30 días se debe revisar el nivel (SAE-30W). Además se tiene que revisar el nivel de aceite en la coraza de la cadena (30 ó 40W), el cual debe llegar hasta el tapón de llenado.

16. Válvula de cierre de succión. Normalmente debe estar abierta 17. Filtro de succión. Efectúe su limpieza cada 30 días 18. Válvula de contrapresión (check). Su función es permitir reparar el extremo hidráulico de la bomba sin perder

presión en el Sistema. 19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica Debe estar abierta normalmente y sólo tiene que cerrarla cuando vaya a

generar presiones mayores de 3000 Ib/pg2 con las bombas hidroneumáticas.20. Interruptor de presión automático hidroeléctrico. El motor de la bomba hidroeléctrica arranca automáticamente cuando la

presión en el banco acumulador desciende a 2700 Ib/pg2 y para cuando la presión llega a 3000 Ib/pg2. Al ajustar la presión de paro del motor eléctrico, quite el protector del tomillo regulador y gírelo en sentido contrario a las manecillas del reloj para disminuir la presión o en el sentido de las mismas manecillas para incrementar la presión. Para ajustar la presión de arranque del motor eléctrico quite la tapa a prueba de explosión, purgue la presión del sistema a la presión de arranque deseada y mueva la rueda de ajuste hacia arriba, hasta que el motor arranque.


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21. Manómetro indicador de la presión en el sistema acumulador

Rango de presión de 0-6000 Ib/pg2

22. Filtro para fluido en el sistema acumulador. Revisarlo cada 30 días. 23. Válvula reguladora y reductora de presión Reduce la presión del Sistema a 1500 Ib/pg2 para operar los preventores de

arietes y las válvulas con operador hidráulico. Para ajustar esta válvula, primero afloje la tuerca candado de la manija y gírela hacia la derecha para incrementar la presión y hacia la izquierda para reducirla, observando siempre el manómetro (24) al fijar la presión en el regulador del múltiple de distribución; finalmente, apriete la tuerca candado de la manija.

24. Manómetro indicador de presión en el múltiple de distribución de fluido.

Rango de presión de 0-10000 lb/pg2

25. Válvula para aislar la válvula reductora de presión.

Debe estar en posición abierta, y cuando se necesiten aplicar presiones mayores de 1500 Ib/pg2 a los preventores de arietes, gírela a la posición de cerrada, así se aísla la válvula (23).

26. Válvula reguladora y reductora de presión impulsada por aire.

Regula la presión para el preventor anular. La presión puede variar dependiendo del diámetro del tubo contra el que cierra el preventor anular.

27. Manómetro indicador de presión del preventor anular.

Rango de presión de 0-3000 Ib/pg2.

28. Válvulas de cuatro vías. Permiten cerrar o abrir los preventores y las válvulas hidráulicas instaladas. 29. Válvula de purga. Normalmente debe estar cerrada. Esta válvula debe mantenerse abierta

cuando se precargan las botellas del acumulador. 30. Caja de empalme de aire. Se usa para conectar las líneas de aire en el Sistema a las líneas de aire

que vienen del tablero de control remoto. 31. Transmisión de presión neumática para la presión del preventor anular.

Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que la presión del manómetro del preventor anular en el tablero remoto sea igual a la del manómetro (27) del Sistema.

32. Transmisor de presión neumática para la presión del múltiple de fluido.

Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro de los preventores de arietes en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro (24) del sistema.

33. Transmisor de presión neumática para la presión del sistema acumulador

Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro que indica la presión del acumulador en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro (21) del sistema.

34. Válvula neumática reguladora de la válvula (26). Se utiliza para regular la presión de operación del preventor anular. El giro a la izquierda disminuye presión y a la derecha la incrementa. Vigile siempre el manómetro (27) cuando ajuste la presión.

35. Selector de regulador de presión del preventor anular.

Se usa para seleccionar el tablero (unidad o control remoto) desde donde se desea controlar la válvula reguladora (26).

36. Válvula de seguridad del múltiple distribuidor de fluido.

Está regulada para que abra a 5500 lb/pg2.

37. Tapones del tanque de almacenamiento

38. Cilindros de nitrógeno

39. Manómetro del banco de energía adicional

40. Válvula maestra del banco de energía adicional

Partes que se operan en caso de utilizar el sistema de energía adicional con N2, y la secuencia para su operación se describe a continuación.

Cierre de preventor usando el sistema de respaldo. Esta prueba se efectúa en los pozos-escuela (simulador equipo de perforación) con el propósito de demostrar a las cuadrillas la eficiencia de la fuente independiente que podrá utilizarse como último recurso, para cerrar los preventores; el diagrama de unidad de cierre Koomey, nos servirá de referencia para identificar las partes con los números que se mencionan a continuación. Los equipos terrestres y marinos que cuenten con este sistema de respaldo estarán supeditados a las instrucciones del personal técnico para accionarlo:


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1. Quitar tapones laterales de 4” (37) del tanque de almacenamiento. 2. Verificar que la válvula de purga (29) esté cerrada y que ninguna válvula ram-lok (28) esté parcialmente activada. 3. Aislar el banco de acumuladores (cerrar) con la válvula (19) 4. Posicionar en alta la válvula de by-pass (25) 5. Colocar en posición de cerrar, la válvula ram-lok del preventor seleccionado y posicionar en abierto el ram-lok que acciona la válvula hidráulica de la línea de estrangular. 6. Abrir la válvula del cilindro de N2 (38) seleccionado, observando que tenga una presión mínima de 1200 psi en el manómetro del banco (39). 7. Abrir la válvula general de N2 (40), verifique el cierre del preventor. Una vez accionado cierre la válvula del cilindro de gas. Antes de utilizar el nitrógeno:

Revise que las válvulas de los cilindros y la válvula general de N2 estén cerradas. Observe el cierre del preventor y de inmediato cierre las válvulas del N2. Nunca opere las válvulas ram-lok de una posición a otra (abrir a cerrar o viceversa) estando la línea represionada con N2.

Es recomendable purgar lentamente la presión por la válvula No. 29 antes de realizar cualquier operación en el sistema de la unidad de cierre.

Válvulas del múltiple de operación. Los bancos con múltiples botellas de acumuladores deben tener válvulas instaladas para aislar el banco. Las válvulas aisladoras deben tener una presión de trabajo de por lo menos igual a la presión de trabajo del sistema al que esté conectado. Así mismo, deben estar abiertas salvo cuando se aíslen los acumuladores para el mantenimiento, pruebas o su transporte. Si es conveniente, las botellas acumuladoras podrán ser instaladas en bancos con capacidad aproximada de 160 galones, pero con un mínimo de dos bancos. Las válvulas de control de la unidad, deben ser claramente identificadas, para indicar: 1. La válvula correspondiente para operar cada preventor y la válvula hidráulica. 2. La posición de las válvulas (abierta, neutral y cerrada). Durante las operaciones de perforación, cada válvula de control de preventor de reventones bebe ser girada hacia la posición abierta (más no la posición neutral). La válvula hidráulica en la línea de estrangulación debe ser girada hacia la posición cerrada durante las operaciones normales. La válvula de control que opere los arietes ciegos debe ser equipada con una cubierta sobre la manija de operación manual, para que no sea operada en forma inadvertida o accidental. Ubicación de la Unidad La unidad debe ser ubicada en un lugar seguro, de acceso fácil al personal del equipo en una emergencia. Todas las líneas entre la unidad de cierre y el preventor deben ser fabricadas de acero o de una manguera flexible equivalente y resistente a las flamas y a una presión máxima de operación de las mismas.


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Recomendaciones de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP)* Se recomienda que los arietes ciegos sean sustituidos por los de corte antes de penetrar la zona productora.

Nivel del fluido hidráulico en el tanque (depósito) de la unidad operadora de los preventores a 3/4 de nivel.

Líneas y poliductos de la unidad al conjunto de preventores, su protección con puentes metálicos.

Las salidas activas de la unidad con uniones de golpe y las salidas inactivas protegidas con tapones.

Las líneas de 1" de la unidad a los preventores, deben pasar por debajo de la subestructura.

Nomenclatura en español en válvulas y manómetros de la unidad (Bomba Koomey). Nomenclatura en español del control remoto de la unidad operadora de los preventores.

Instalación de la unidad operadora de los preventores, a una distancia mínima de 25 m del pozo. *Tomadas de la “Lista de Verificación al estar Perforando con los Preventores instalados"

Requerimientos para válvulas, conexiones, líneas y múltiple Todas las válvulas, conexiones, líneas y demás accesorios de la unidad de cierre y el arreglo de preventores deberán estar construidos de acero, para una presión mayor o igual a la presión máxima de trabajo hasta de 5000 Ib/pg2. En toda instalación, todas las válvulas, conexiones y demás componentes requeridos, deberán estar equipados con lo siguiente:

Cada múltiple de la unidad de cierre deberá contar con válvulas de paso completo en las cuáles puedan conectarse fácilmente y por separado las líneas del fluido hidráulico.

Cada unidad de cierre deberá equiparse con las suficientes válvulas de contra flujo (check) o de cierre que permitan aislar las bombas y los acumuladores del múltiple de la unidad de cierre y el regulador de presión del preventor anular del múltiple de la unidad de cierre.

La unidad de cierre deberá contar con los manómetros necesarios y precisos que indiquen la operación; tanto flujo abajo como arriba de la válvula reguladora de presión del preventor anular.

En cada unidad de cierre deberá tener una válvula reguladora de presión que permita controlar manualmente la presión para operar el preventor anular.

La unidad de cierre que esté equipada con una válvula reguladora que controle la presión de operación de los preventores de arietes; deberá contar con una válvula y línea de paso que permita aplicar toda la presión del banco de acumuladores en el múltiple de la unidad.

Las válvulas de control (ram-lok) para operar el sistema deberán tener indicadores precisos de la posición, tipo y medida de los arietes instalados en el arreglo de


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preventores. Los letreros estarán en español e indicarán la posición de apertura o cierre.

Gobernador automático (interruptor de presión automático hidroneumático) Es un accesorio que como su nombre lo indica, controla y regula el funcionamiento de la bomba. Es un cilindro que tiene un conducto para aire en el lado I, con entrada en la parte superior, controlada por una válvula de disco(5), la cual tiene una varilla(2) que atraviesa en toda su longitud al gobernador y resorte de ajuste (6), el cual tiene un soporte (7) y una tuerca de ajuste(3). La presión del fluido que envía la bomba entra en el lado numero II, cerrando la válvula de disco e impidiendo la entrada de aire. La operación de la válvula esta regulada por el resorte numero 6. Al disminuir la presión, en la línea. Se abre automáticamente la válvula de disco (5) y el aire pasa por el conducto de salida numero III. Para calibrar el gobernador a mayor presión, se gira la tuerca de ajuste (3) hacia la derecha comprimiendo el resorte de ajuste (6) hasta la presión deseada; si se desea disminuir la presión, se gira la tuerca de ajuste hacia la izquierda bajando el resorte.

Figura 50.- Gobernador automático

Válvulas hidráulicas de cuatro pasos (ramlok) Están diseñadas para permitir el paso del fluido hacia los preventores y válvulas hidráulicas cuando se operan a cerrar y permiten el retroceso cuando se operan para abrir. Características:

Presión balanceada, no requieren baleros. Son válvulas de retención que no permiten el retroceso de la presión de los preventores aun con las líneas de servicio.

Son partes internas que están lubricadas y no tiene problemas de corrosión. Pueden desarmarse para ser inspeccionadas sin desconectar el múltiple de control.

Estos diseños nuevos y simplificados proporcionan una operación eficiente, sin filtraciones; son resistentes a la corrosión y adaptables para manejar aire, gas, fluido hidráulico, agua y sustancias químicas Puede operarse en temperaturas desde –53.8° a 71°C Cuando se encuentran en operación, estas válvulas deben estar abiertas o cerradas con el objeto de tener presión de trabajo de la bomba sobre la línea que se esta accionando.

1 2 3 4 5

6 7 I

II

III


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Figura 51.- Válvula de cuatro pasos modelo 57-C

Recomendaciones 1. Revise que la presión del banco de acumuladores indique 3000 Ib/pg2 la presión en el múltiple de distribución 1500 Ib/pg2 y la del preventor anular de 800 a 1500 Ib/pg2 conforme a la presión óptima de trabajo recomendada por el fabricante de este último preventor. Consulte las tablas correspondientes en la descripción del preventor anular. 2. Verifique que el fluido del sistema esté libre de fluido de perforación o de cualquier otro fluido extraño, sedimentos, piedras o basura. 3. Revise mensualmente la precarga de cada botella aislando los bancos acumuladores para no tener que retirar del servicio ambos bancos a la vez. 4. Certifique que se le proporcione el mantenimiento adecuado al sistema conforme a las recomendaciones del fabricante y en especial la lubricación de las bombas hidroneumáticas (transmisión, extremo mecánico e hidráulico), limpieza de filtros, calibración de manómetros en el sistema y controles remotos, etc. 5. Verifique diariamente el nivel de aceite hidráulico en el depósito (3/4 de su capacidad de almacenamiento, es suficiente teniendo el sistema en operación, con objeto de poder recibir fluido de los acumuladores). 6. Deben taponarse las descargas de las válvulas que estén fuera de operación con objeto de evitar que se descargue el sistema por descuido. Consolas de control remoto Todos los equipos terrestres o plataformas de perforación deberán estar equipados con el número suficiente de tableros de control remoto, ubicados estratégicamente, donde el perforador o el técnico puedan llegar con rapidez. Normalmente se tiene una consola en el piso de perforación y otra en un lugar accesible. En las plataformas marinas, deberá tenerse un tablero de control remoto en la oficina del superintendente y una consola adicional ubicada en el muelle que esté situado a favor de los vientos dominantes. Al término de cada instalación del arreglo de preventores, deberán efectuarse todas las pruebas de apertura y cierre desde la misma unidad y posteriormente desde cada estación de control remoto que se encuentre en operación, para verificar el funcionamiento integral del sistema.


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Figura 52.-Consola de control remoto Koomey

7. Separador Gas-Lodo El separador Gas-Lodo forma parte del equipo auxiliar del sistema de control superficial y se encuentra conectado al múltiple de estrangulación con líneas de alta presión, y ayuda a remover el gas del lodo. Funciones principales:

Eliminar grandes cantidades de gases atrapados en el fluido de perforación. Recolectar los fluidos retornándolos al desgasificador Desviar los gases inflamables o venenosos a una distancia segura del equipo.

Cuando se incorpora gas al lodo, se debe remover porque: Reduce la densidad del lodo Reduce la eficiencia volumétrica de la bomba Disminuye la presión hidrostática de la columna de fluido Aumenta el volumen del fluido de perforación

Las dimensiones de un separador gas-lodo son críticas, porque ellas definen el volumen de gas y fluido que pueda manejarse efectivamente. Los separadores gas-lodo más usuales, está constituidos básicamente por un cuerpo cilíndrico vertical provisto en su interior de un conjunto de placas deflectoras distribuidas en espiral, una válvula de desfogue de presión en el extremo superior, una válvula check en el extremo inferior, etc. La corriente de la mezcla gas-lodo entra lateralmente al separador. En el interior, la presión de esta mezcla tiende a igualarse a la presión atmosférica, la separación y expansión del gas es provocada por el conjunto de placas deflectoras que incrementan la turbulencia de la mezcla. El gas se elimina por la descarga superior y el lodo se recibe por gravedad en la presa de asentamiento, a través de una línea que puede conectarse a la descarga de la línea de flote.

1. Manómetro de acumuladores 2. Manómetro de presión de aire 3. Operar preventro anular 4. Operar preventor ciego 5. Línea de matar 6. Manómetro del múltiple 7. Manómetro preventor anular 8. Regulador de preventor anular 9. Válvula de presión baja 10. Válvula de seguridad 11. Operar preventor arietes 12. Línea de estrangulador 13. Gabinete


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El objetivo de la válvula check, instalada en el extremo inferior del separador, es protegerlo de sobrepresiones excesivas. La válvula superior permite desfogar el gas, en caso de obstruirse la línea de descarga durante las operaciones del control. Características de diseño. Para el cuerpo cilíndrico de acero, se emplean tubos con diámetros que van desde 14 hasta 30”, en algunos casos se usan tubos de mayor diámetro. El diámetro de la entrada de la mezcla gas-lodo del separador, deberá ser mayor a 4”, para la salida del gas es recomendable que sea por lo menos 2” mayor que la entrada y que sea enviado al quemador o que descargue a la atmósfera lo más alto posible. Es necesario fijar o anclar firmemente el separador gas-lodo, para evitar que la turbulencia violenta de la mezcla lo remueva de su sitio. Se debe prevenir la erosión en el punto en el que el fluido de perforación y gas choca contra la pared interna del separador. También, se debe tomar en cuenta la limpieza interna del separador y líneas para evitar su taponamiento. Finalmente, el separador gas-lodo del equipo no es recomendable para operaciones de pruebas de producción.

Figura 53.- Separador gas-lodo

7.1 Selección del Diámetro Interior del Separador Gas-Lodo Es importante conocer el diseño del separador gas-lodo instalado en el equipo, ya que esto nos permitirá saber si cuenta con la capacidad suficiente para el manejo del volumen de gas que se espera durante la intervención de un pozo, a continuación se presentan algunos aspectos importantes a tomar en cuenta:

1. El diámetro y longitud del separador, determinan la presión interior que podemos manejar.

2. La eficiencia del separador lo determinan: la altura, el diámetro y diseño interno.

Al quemador o atmósfera

Válvula de seguridad

30”

Placas deflectoras

Válvula check de bola

Tapón

Salida de gas

Bypass a la presa

Entrada de la mezcla lodo/gas

A las presas de lodos

Manguera

Línea de purga


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3. La altura del tubo en “U” (D) y distancia desde el fondo del separador hasta la parte superior del tubo en “U” (d), determinan el nivel de fluido y evita que el gas salga por el fondo.

Figura 54.- Vista interior de un separador gas-lodo

En la siguiente gráfica se aprecia el efecto que tiene el diámetro interior del separador sobre la capacidad en el manejo del gasto de gas y sirve de guía para la selección del diámetro interior del separador en función del gasto de gas a manejar en el pozo.

Figura 55.- Gráfica para seleccionar el diámetro interior del separador gas-lodo, en función del gasto de gas que se espera del pozo.

Entrada de fluido

Lodo

Placas deflectoras

Placa de choque

Rompedor de efecto sifón

Gas

Línea de drenaje

Lodo d

D

Línea de venteo

Pérdida de presión en 30 mTemp. Gas = 24 °C

Gasto de gas MMPCD

Pres

ión

corr

ient

e ar

riba,

psi

Pres

ión

atm

osfé

rica

corr

ient

e ab

ajo

Pérdida de presión en 30 mTemp. Gas = 24 °C

Gasto de gas MMPCD

Pres

ión

corr

ient

e ar

riba,

psi

Pres

ión

atm

osfé

rica

corr

ient

e ab

ajo


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8. Desgasificador Otra parte importante del equipo auxiliar del sistema de control superficial, lo constituye el desgasificador. Su función consiste en eliminar el gas incorporado al fluido de perforación, ya sea por gasificaciones durante las operaciones de perforación, o para terminar el proceso de eliminación de gas del separador gas-lodo. La mayoría de los desgasificadotes hacen uso de algún grado de vacío para asistir la remoción de este gas. El fluido de perforación gasificado es succionado de la presa de asentamiento, e impulsado por la bomba centrífuga hacia la parte superior a través de una válvula ajustable que incremente su velocidad, lo atomiza y descarga en el tanque de desgasificación, en donde la turbulencia provoca que las burbujas de gas se desprendan y escapen por la parte superior. El fluido de perforación desciende por gravedad a la base del tanque, para integrarse al sistema de circulación. Características de diseño. La capacidad de manejo de fluidos debe ser acorde al volumen o gasto que produzcan las bombas de fluido de perforación. Los interruptores de accionamiento, así como también los accesorios deben ser a prueba de explosión. La descarga del gas a la atmósfera debe ser por una línea de preferencia de 4” de diámetro y lo más alto posible. En la siguiente figura, se muestra uno de los desgasificadores más usados en los equipos de perforación.

Figura 56.- Desgasificador

Tanque desgasificador

Válvula

Soporte

Tope de la presa

Flecha

Malla protectora

Impulsor


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9. Válvulas de Contrapresión y de Seguridad Superficial Válvulas de Seguridad y Preventor Interior El API y reglamentos internacionales, establecen que los equipos de perforación deben estar dotados de las válvulas siguientes: Válvulas de la flecha Válvula macho superior de la flecha. Se instala entre el extremo superior de esta y la unión giratoria, debe ser de una presión de trabajo igual a la del conjunto de preventores. Válvula inferior de la flecha. Se instala entre el extremo inferior de la flecha y el sustituto de enlace, debe ser de igual presión de trabajo que la superior y pasar libremente a través de los preventores.

Figura 57.- Válvula de seguridad inferior de la flecha Las llaves que operan las válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y accesible para la cuadrilla en el piso de perforación. Válvulas en el piso de perforación Se debe disponer de una válvula de seguridad en posición abierta en cada tipo y medida de rosca que se tenga en la sarta de perforación, de una presión de trabajo similar a la del conjunto de preventores instalado. Estas válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y de fácil acceso para la cuadrilla en el piso de perforación. Para el caso de los lastrabarrenas se pueden utilizar combinaciones en la parte inferior de las válvulas. Se debe tener cuidado de no utilizar tapones de levante u otros accesorios en la parte superior de la válvula, ya que restringe el paso del fluido, dificultando su instalación cuando se tiene flujo por la tubería de perforación. Es aconsejable en tal caso y para facilitar su instalación, colocarle una abrazadera atornillada provista de dos manijas,

1. Cuerpo 2. Asiento inferior 3. Esferas obturadora 4 Sello superior 5. Accionador hexagonal 6. Cojinete de empuje 7. Anillo retén inferior seccionado 8. Anillo retenedor superior 9. Anillo retenedor 10. Anillo retenedor en espiral 11. Anillo (O) superior 12. Anillo de respaldo superiores 13. Anillo (O) inferior 14. Anillo de respaldo inferiores 15. Sello en (T) del accionador (manivela) 16. Rondana corrugada


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mismas que deben retirarse inmediatamente después de su instalación, con objeto de quedar en condiciones de introducirse al pozo. Por otro lado, respecto a las válvulas de seguridad que debe haber en el piso de perforación, cuando se introduzca tubería de revestimiento, se establece que debe haber una válvula disponible con la conexión o conexiones apropiadas de la rosca que tenga la tubería. Es conveniente señalar que el cumplimiento debe ser más estricto cuando se introducen tuberías de revestimiento de diámetro pequeño (7” o 5”) en zonas productoras. Preventor interior Se debe disponer de un preventor interior (válvula de contrapresión) para tubería de perforación por cada tipo de rosca que se tenga en la sarta y del mismo rango de presión de trabajo del conjunto de preventores. Para este caso, será suficiente con una válvula de este tipo por cada rosca de la tubería de perforación en uso, siempre y cuando todas las válvulas de seguridad tengan en la parte superior, una conexión similar a la de la tubería; ya que al presentarse un brote pueda instalarse en la tubería de perforación, ya sea la válvula de seguridad o el preventor interior. Sin embargo debe comprenderse que si existe flujo a través de la tubería, seria muy difícil instalar el preventor interior por la restricción que ésta herramienta presenta en su diámetro interno. Al presentarse un brote con la tubería muy superficial, es posible introducir con presión más tubería a través del preventor anular. Un preventor interior de la sarta de perforación es la válvula flotadora o válvula check con dardo de caída interna; este tipo de válvulas deben estar disponibles cuando se efectua stripping en el pozo. La válvula o niple de perfil debe estar equipado para enroscarse dentro de cualquier miembro de la sarta de perforación en uso. Válvula flotadora de la tubería de perforación La válvula flotadora es normalmente instalada en la porción más inferior de la sarta de perforación, entre dos lastrabarrenas o entre la barrena y el lastrabarrena, puesto que la válvula flotadora previene el llenado de la sarta a través de la barrena conforme se baja dentro del pozo, la sarta de perforación debe ser llenada por la parte superior al nivel del piso del equipo para prevenir el colapso de la tubería de perforación. A continuación se enuncia la ventaja más sobresaliente cuando se dispone del preventor interior: Si al estar llevando a cabo las operaciones de control con unidad de alta presión y se suscitara una fuga superficial o ruptura de la línea y no se dispusiera de este preventor, el pozo podría quedar a la deriva, y seria muy riesgoso que una persona se acercara a la tubería y cerrara la válvula de seguridad.


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Figura 58.- Preventor interior o válvula contrapresión tipo charnela

Figura 59.- Preventor interior o válvula de contrapresión tipo pistón

Otro tipo de preventor interior o válvula de contrapresión es la de caída o anclaje, básicamente está constituido por la válvula de retención y sustituto de fijación, el cual se puede instalar en el extremo inferior o superior de la herramienta (aparejo de fondo). La válvula de retención se lanza por el interior de la tubería de perforación y se hace descender bombeando el fluido de perforación hasta llegar al dispositivo de fijación instalado; la válvula ancla y empaca cuando se ejerce la presión del pozo, evitando flujo de fluido por el interior de la tubería de perforación.

Figura 60.- Preventor de caída o anclaje

Válvulas de compuerta Las válvulas de compuerta son parte esencial del equipo de control superficial y se localizan en los múltiples del tubo vertical y de estrangulación; en las líneas de matar y


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estrangular principalmente. También se localizan en los diferentes cabezales de tuberías de revestimiento. En el mercado existen diferentes tipos de válvulas de compuerta y su selección estará en función de diferentes factores, como se menciona en las prácticas recomendadas por el API RP-53. Consideraciones de diseño Deben considerarse factores tales como: presiones anticipadas de formación y en la superficie, método de control a usarse, situación ambiental del pozo; corrosividad, volumen, toxicidad y abrasividad de los fluidos. Principales tipos de válvulas de compuerta: a). De sellos flotantes. b). De equilibrio de presiones. c). De acuñamiento. 10. Equipo Superficial para Perforación Bajo Balance La perforación bajo balance permite la producción de hidrocarburos al momento en que el pozo es perforado, los hidrocarburos son separados del fluido de perforación en la superficie. Para lo anterior, se requiere de equipo superficial especial y se menciona a continuación. Requerimiento:

Cabeza rotatoria o preventor rotatorio. Equipo de separación de superficie (separación de cuatro fases). La presión hidrostática del fluido de perforación sea menor a la presión de formación,

permitiendo la entrada de fluidos de formación hacia el pozo. Usar de preferencia un sistema de circulación de flujo cerrado.

10.1. Esquema Típico La perforación bajo balance requiere usar equipo adicional a los utilizados en la perforación convencional, que satisfagan la necesidad de manejo superficial de presión y de volúmenes de líquido y gas, tanto lo que se inyecta durante la perforación como la que se obtenga del yacimiento, como resultado de la condición bajo balance que se desee lograr; a continuación, se presenta un esquema típico de equipo superficial para perforar bajo balance.


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Figura 61.- Esquema de un arreglo típico de equipo superficial para perforación bajo balance

Un arreglo típico como el anterior debe cumplir con las siguientes funciones básicas:

Perforar rotando la sarta Viajar y controlar la presión en el espacio anular. Esto se consigue con el uso de

cabezas o preventores rotatorios, siendo la presión a manejar la determinante para escoger uno u otro.

El equipo superficial depende del yacimiento que se perfore, el grado de bajo balance que se pueda o se pretenda alcanzar, así como los gastos esperados de inyección y de salida de líquidos, gases y sólidos. Esto determinan su tipo y capacidad.

Tiene que hacerse un balance económico entre el costo de los diferentes equipos disponibles en el mercado y los beneficios que se esperan alcanzar en el pozo partiendo del potencial productor del yacimiento.

10.2. Cabeza o Preventor Rotatorio. La cabeza o preventor rotatorio origina un sello primario entre la tubería y elemento sellante, siendo complementado por la presión diferencial del pozo. Se puede tener en el mercado dos tipos de cabeza rotatoria:

Con elemento sellante sencillo. Con elemento sellante doble. que provee una capacidad extra de sello, presión de

trabajo mayor, tiempo y velocidad de rotación mayor. Posee una salida lateral bridada de 7 1/16”, donde se instala una válvula. Brindan rotación y sello que permite la perforación del pozo con presión en la cabeza.


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Se instala en la parte superior del arreglo de preventores en uso, obstaculizando el paso del fluido de perforación hacia el piso y desviando el flujo a la línea de descarga o al múltiple de estrangulación. Se instala una válvula de preferencia hidráulica o neumática de 7 1/16” en la salida lateral de la cabeza rotatoria para controlar la salida del fluido de perforación. Mantenerla abierta cuando la operación no requiera perforar bajo balance y en caso contrario cerrarla. A medida que el elemento se desgasta, la presión diferencial contra el elemento provee la mayoría de la energía sellante; por lo que, el elemento desgastado por presión anular baja podría ocasionar fugas. Ante éste problema se cambian sus elementos de sellos deteriorados por nuevos.

Figura 62.- Cabezas rotatorias


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Figura 63.- Preventor rotatorio

Los fabricantes de cabezas y preventores rotatorios proporcionan las especificaciones y datos técnicos de las mismas, a continuación se presenta un ejemplo de estos datos.

Tabla 24.- Especificaciones de cabeza y preventor rotatorios.

PRESIÓN TRABAJO (PSI)

MARCA TIPO MODELO ESTATICA ROT/VIAJANDO RPM

RANGO DE PRESION

(PSI)

NUMERO ELEMENTOS

Wiliams Cabeza 7100 5000 2500 100 Alta Doble

Wiliams Cabeza 7000 3000 1500 100 Media Doble

Wiliams Cabeza 8000 1000 500 100 Baja Sencillo

techocorp-Alpine

Cabeza 3000-tm 3000 2000 200 Media Doble

Grant Cabeza RD-1 2500

3000 2500 150 Alta Doble

RBOP Preventor RBOP 1500

2000 1500/1000 100 Media Sencillo

Shafe Preventor PCWD 5000 2000/3000 200/100 Alta Sencillo

Tabla 25.- Características de las cabezas y preventores rotatorios. CABEZAS PREVENTORES

- Menor tiempo para cambio de elemento. - Elemento más durable. - Menor costo de elemento. - De construcción más fuerte. - Todas tienen su propia energía para operarlas - Menos sensibles a centrado y alineación del tiempo.

- Instalación y operación fácil y rápida. - Mas resistentes a fluídos base aceite.

10.3. Sistema de Separación de Fases El Separador de fases líquidos/gas/sólidos, es un tanque cilíndrico con placas deflectores en el interior para acelerar la agitación o turbulencia del fluido y lograr la separación de las fases. Su línea de entrada de fluido puede ser de 6", una línea de salida del gas en la parte superior de 8" y otra en la parte inferior de salida de líquidos y recortes de 8"; ésta última línea se conecta a la presa de separación.


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Este equipo se trabaja cuando se está perforando bajo balance o cuando se circula para controlar el pozo o acondicionar lodo. Para su mantenimiento; limpiarlo con agua, circulando en el sistema hasta obtener agua limpia. Vigilar las conexiones bridadas que no tengan fugas y observar el flujo de salida. Sistema de separación abierto a presión atmosférica. Estos equipos fueron los pioneros en la perforación bajo balance. Tienen las siguientes ventajas:

Puede usarse en forma modular, es decir, instalar sólo una sección de él según la aplicación.

Son de menor costo. Es compatible con equipo de sensores y recolección de datos.

El equipo que los integra es: Separador vertical de baja presión. Su capacidad varía entre 40 y 50 mil millones de pies cúbicos por día de gas y 30 a 40 mil barriles por día de aceite. Separador fluido de perforación – hidrocarburo/recortes. Por el tipo de fluido esperado del yacimiento y el lodo usado para perforar es necesario un sistema de separación de desnatado por gravedad (Skimmer) integrado por 3 presas distribuidas como sigue: una de recepción, decantación y separación por desnatado del lodo y el aceite; otra de acumulación y bombeo de lodo hacia las presas del equipo y la tercera para captar y bombear aceite hacia el tanque vertical. Separador de vacío. Cuando se tiene presencia de gases amargos y es necesario asegurar su remoción del lodo, se requiere emplear separadores de vacío, los que también se deben utilizar cuando el lodo no permite una separación aceptable de gas por el efecto mecánico del separador atmosférico. Separación de recortes. Esto ocurre por decantación en el separador vertical y son bombeados junto con el lodo hacia el eliminador de sólidos del equipo de perforación, mediante las bombas centrífugas de las presas, a través de una línea de 4”. Si ocurriera arrastre de sólidos por efecto de alto volumen de retorno se puede adaptar una línea de 2” en la línea de 8” que conduce el lodo al Skimmer.

Figura 64.-Separadores verticales y sistema de desnatado.


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Figura 65.- Separador de gases

Nota: cuando la relación del gas que proviene del yacimiento sea muy alta se recomienda modificar el tubo de 6” de la entrada al separador, acondicionándolo como tubo en “U”. Para evitar explosiones en el separador es necesario instalar una válvula Check de 7” cercana al extremo del quemador. Sistema de separación cerrado de baja presión. Pueden considerarse como la segunda generación de equipos de separación especializados para perforación bajo balance, ya que son capaces de manejar hasta 60 mil millones de pies cúbicos/día de gas y 40 mil barriles/día de aceite.

Figura 66.- Funcionamiento interno del sistema de separación cerrado de baja presión

Ventajas: Este sistema de separación cerrado permite mejor control de los volúmenes de

entrada y salida de la operación. Puede trabajar a presión de hasta 250 psi. Puede manejar mayores volúmenes que los atmosféricos. Tiene mejores dispositivos de seguridad y normalmente tiene sistemas integrados de

estrangulación.

Separador

Al quemador

8”

8”

6”

Del múltiple de estrangulación

A las presas de separación

Líquido-Liquido (skimmer)

Válvula de 4” para recuperar sólidos


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Desventajas: Su costo es elevado y no se pueden manejar módulos, obligando a usar el sistema completo en todos los pozos. 10.4. Equipo de Estrangulación Se usan los mismos tipos de estranguladores que en perforación convencional y se operan de la misma manera. 10.5. Conexiones en el Carrete de Control. Línea primaria de Estrangular.- Se conecta directamente del carrete de control al ensamble de estrangulación auxiliar del equipo de perforación bajo balance. Línea secundaria de Estrangular.- Su conexión es del carrete de control al ensamble de estrangulación del equipo. La línea primaria de estrangular se utiliza cuando se está perforando bajo balance, siendo a través de ella el flujo con presión proveniente del pozo por el espacio anular y circulando por el equipo bajo balance. La línea secundaria se aplica cuando se requiere controlar el pozo, generalmente cuando se tiene una presión mayor de 1500 lb/pg2, siendo una alternativa de operación, la válvula hidráulica o manual que se encuentra hacia fuera en el carrete de control de ésta línea debe estar cerrada. Estas líneas se probaran a su presión de trabajo. 10.6. Ensamble de Estrangulación Auxiliar. Dicho ensamble se asemeja a uno de baja presión, puede tener en sus conexiones cinco válvulas de 4 1/8”, líneas de 4”, dos estranguladores variables (uno manual y otro hidráulico), con conexión de salida de 4” a 6” y línea al separador Gas-Lodo. El ensamble se utiliza cuando se está perforando bajo balance o se requiere circular únicamente. El flujo puede ser a través del estrangulador para el control de la presión del pozo. Es recomendable trabajar el ensamble con una presión menor de 1500 lb/pg2. Realizar una prueba hidráulica al ensamble a su presión de trabajo, antes de iniciar las operaciones de perforación bajo balance, cuando se realiza algún cambio en sus conexiones y a los 21 días de operación en caso de no haber realizado una prueba antes de éste tiempo. En algunas ocasiones se utiliza el ensamble de estrangulación del equipo. Por la importancia que revisten las operaciones en la perforación bajo balance, a continuación se mencionan algunos tópicos, que se deben considerar cuando se perfora con esta técnica. 10.7. Seguridad del Personal y Protección Ambiental A fin de mantener los márgenes de seguridad y de respeto al medio ambiente, se aplica un monitoreo de niveles de explosividad de manejo de fluidos contaminantes y de detección de fugas para efectos de una inmediata corrección. Considerando que la perforación bajo balance es en forma operativa con el pozo fluyendo bajo control, esto implica que dentro del sistema de control se contemple en forma exclusiva la protección ambiental y seguridad del personal, por lo que se hacen las siguientes recomendaciones:


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1.- Adiestrar y capacitar al personal para laborar en las operaciones de perforación bajo balance.

2.- Tener un quemador de encendido rápido. 3.- Tener el área habitacional y comedor en sentido contrario al rumbo de los vientos

dominantes. 4.- Instalar un señalador de la dirección del viento. 5.- Mantener en la instalación el equipo y personal de seguridad industrial,

proporcionarle conocimientos de la perforación bajo balance y sus riesgos, para un mejor apoyo en los casos imprevistos.

6.- En caso de la posible presencia de H2S, instalar un detector de ácido sulfhídrico, tener el equipo de aire comprimido y realizar simulacros de cierre del pozo y evaluación.

7.- Durante el cambio de hules en la cabeza rotatoria no olvidarse de las siguientes operaciones: Desfogar la presión entre el preventor cerrado y la cabeza rotatoria. Asegurarse que los andamios se encuentren fijos. Lavar la cabeza rotatoria.

8.- Instalar un sistema de iluminación contra explosión en todo el equipo de perforación bajo balance.

9.- Monitorear constantemente la efectiva operación del sistema bajo balance. 10.- Programar visitas del personal de mantenimiento instrumentistas, para checar

la operación efectiva de los estranguladores variables hidráulicos, la unidad operadora de los preventores e instrumentos de indicadores de los parámetros de perforación.

11.- Programar visitas del personal de herramientas especiales (o compañía de servicio) para la revisión del arreglo de preventores.

12.- El separador gas-lodo (boster) debe ser diseñado para manejar la máxima producción de gas esperada y manejo de gases amargos (H2S y C02).

13.- Suspender las operaciones de perforación en caso de que las presas del sistema o auxiliares se llenen a su máxima capacidad.

14.- Construir mamparas en el quemador. 15.- Checar la existencia del tanque de almacenamiento de recortes impregnados de

aceite. 16.- Mantener un piloto con diesel encendido o chispero automático en el quemador,

para quemar de inmediato cualquier gas proveniente del pozo. 17.- Bombear o sacar el aceite continuamente de la presa auxiliar. 18.- Checar el equipo del sistema diariamente para verificar posibles fugas.

10.8. Consideraciones Operativas. Es muy importante determinar una presión convencional máxima de trabajo, que no debe exceder el 60% de la especificación del equipo rotatorio en condiciones dinámicas.


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Esta presión debe mantenerse mediante la operación del estrangulador, pero si se tiende a salir de control, es necesario suspender la operación, detener el bombeo tanto de líquido como de gases (si se esta usando) y circular controlando la presión. El conjunto de operaciones y la cabeza rotatoria deben estar debidamente centrados con una tolerancia máxima de desviación de 2 grados respecto a la vertical. Se deberá usar de preferencia flechas (kelly) hexagonales y sus aristas deberán de revisarse que estén sin filos, deberá también usarse sustitutos lisos; todo esto evitará el consumo excesivo de elementos de sello por desgaste prematuro y de los sistemas de rodamiento de la cabeza rotatoria. Acondicionar los equipos con sistemas de censores que cubran los parámetros indispensables enlistados a continuación:

Volumen de lodo en la superficie, incluyendo medición de niveles en las presas del equipo en la línea de retorno.

Profundidad y velocidad de perforación en tiempo real. Velocidad de rotación. Temperatura de la entrada y salida de fluido de perforación. Densidad de lodo. Medición del retorno de fluido. Carga al gancho. Presión de bombeo. Contador de emboladas. Torque. Detectores de gas, particularmente cuando se tiene antecedentes de H2S y CO2. Además, disponer de alarmas auditivas y visuales.

A continuación se presentan dos diagramas de instalación del equipo de perforación bajo balance usados en los pozos Sen 65 y Puerto Ceiba 111, respectivamente.


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DIAGRAMA DE INSTALACION EQUIPO SUPERFICIAL DE BAJO BALANCE

SEN 65


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11. NORMAS Y REGLAMENTOS. NORMAS DE SEGURIDAD No. AV-2 PEMEX (INCISO 13) 13.1 Las líneas de operación de los preventores contra flujo imprevisto y la instalación en general deberán ser de materiales y conexiones apropiadas para la presión a que sean sometidas y se deberán encontrar convenientemente ancladas y en perfectas condiciones. 13.2 Los preventores de conexión hidráulica deberán tener un sistema instalado de operación mecánica. 13.3 El acceso al sistema de control manual deberá mantenerse siempre despejado. 13.4 Las válvulas del control de los preventores deberán tener letreros de identificación en español y que indique como se deben operar. 13.5 La tubería del cabezal o manifold de estrangulamiento deberá contener el mínimo posible de cambios de dirección y deberá quedar instalado directamente a los cabezales del pozo. 13.6 En el piso de la torre o mástil se deberá tener una válvula abierta que pueda conectarse a la tubería que se tenga en uso en el pozo. 13.7 Inmediatamente después de que se instale un preventor deberá probarse a presión éste, sus líneas y conexiones. 13.8 Todo el personal del equipo deberá estar convenientemente familiarizado con la operación de los preventores. 13.9 Las áreas circundantes a los preventores y sus controles deberán estar siempre despejadas. 13.10 En condiciones normales antes de accionar los preventores, deberá comprobarse que ninguna persona se encuentre tan cerca de ellos que pueda ser alcanzada por las partes en movimiento. 13.11 El funcionamiento de todo preventor instalado deberá comprobarse por lo menos después de cada corrida de tubería o cada 24 horas. Los del tipo esférico deberán probarse cerrando sobre tubería para evitar daño al elemento sellante. 13.12 Antes de colocar los preventores que se vayan a instalar se verá que el anillo metálico del empaque sea el especificado y se coloque en la ranura que se tiene especialmente para él. 13.13 Antes de retirar los estrobos con que se suspendió el preventor deberán colocarse por lo menos dos espárragos con sus tuercas en orificios opuestos de la brida. 13.14 Los preventores deberán probarse a presión después de cada reparación. 13.15 Antes de abrir un preventor que se haya cerrado bajo presión, esta deberá purgarse por la línea de estrangulación. Durante la apertura del preventor, el personal deberá retirarse de la mesa rotaria. 13.16 Cuando se cambie el preventor o se cambie la medida de la tubería que se va a usar, el perforador o encargado del equipo, debe asegurarse que los arietes sean de la medida correcta.


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13.17 Durante las operaciones de línea o de cable, no deberán operarse las válvulas de control de los preventores. 13.18 Deberá instalarse un control remoto para operación del preventor al alcance del perforador ó encargado del equipo. 13.19 Todas las líneas de operación de los preventores, deberán estar protegidas de tal manera que no sean dañadas por vehículos. 13.20 Las líneas de operar los preventores, deberán conectarse precisamente en la posición de abrir o cerrar, y verificarse invariablemente. Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos Capitulo V V ART. 62 El buen funcionamiento de los preventores, debe comprobarse en cada guardia al iniciar sus labores, después de cada corrida de tubería, así como después de cambiar arietes o de efectuar reparaciones. V ART. 63 A las tapas de los arietes y conexiones superficiales se debe verificar su apriete y hermeticidad cada vez que efectúe una corrida de tubería. V ART. 64 Las válvulas de control de los preventores deben tener letreros claros y legibles que indiquen su forma de operación. V ART. 65 Los preventores deben tener controles remotos que permitan su operación desde un lugar seguro y volantes de operación manual, los que deben estar asegurados por medio de pasadores o chavetas. V ART. 66 El acceso a los volantes para la operación manual de los preventores y el área circundante, deben mantenerse siempre despejados. V ART. 72 Las líneas que manejen fluidos deben estar construidas de material apropiado para el rango de presión y para la clase de fluidos que manejen. Todas las fugas que se observen en ellas deben eliminarse.


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ESTANDARIZACIONDE LAS CONEXIONES

SUPERFICIALES DE CONTROL


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Elemento

Rango mínimo de presión de

trabajo(psi)

Tipo

Preventor esférico 2M MSP*

Preventor anular 2M “U” Arietes ciegos

Carrete de control 2M

Válvulas laterales 2M(3) Mec. 4” C/Brida 4 1/16”( 1 ) Hca. 4” C/Brida 41/16“

Porta estranguladores 5M Positivos de 2 1/16”

Preventor anular 2M “U“ Arietes ajustables

Cabezal 2M

Unidad acumuladora

6M Tubería de 1”, cedula 160

6M Unión giratoria Chicksan de 1”

6M Unión de golpe de 1”

6M Niple de 1” x 4” cedula 160

2M Cruz de 2 1/16“

2M Bridas compañeras 2 1/16“con niple integral 3 ½ “ M-VAM

Válvula check 2M

Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores

Múltiple de estrangulación 3M

(9) Válv. 3M(9) Válv. 2M(1) Est. Hco.(2) Est. ajust. manualesCámara de amort.

Separador gas / lodo 2MVertical con platos de choqueatmosférico

Líneas de estrangular y matar L - 80

3 ½” de producción12.7 lb/pie MULTI VAM

Líneas de descarga L - 803 ½” de producción9.2 lb/pie MULTI VAM

2M Válvulas de 2 1/16“ de compuerta

Sistema de retroceso del múltiple

12.1 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con preventores sencillos

* Ver anexo

12. Arreglos Estándar de Conexiones Superficiales de control terrestre.


102

Elemento


trabajo( psi )

Tipo

Preventor esférico 2M MSP*

Preventor anular doble 2M“U” Bop sup. Arietes ciegosBop inf. Arietes anulares


Válvulas laterales 2M(3) Mec. 4” c/ brida 4 1/16”(1) Hca. 4” c/brida 4 1/16”


Cabezal 2M

Unidad acumuladora

6MTubería de 1”Cedula 160




2M Cruz de 2 1/16”

2M Bridas compañeras 2 1/16” con niple integral 3 ½” MULTI VAM

Válvula check 2M








2M Válvulas de 2 1/16” de compuerta


* Ver anexo

12.1.1 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con preventor doble


103

Elemento


trabajo(psi)

Tipo

Sistema desviador de flujo 2M Se puede emplear un preventorhydril de 29 ½” 500 psi*.

Línea de descarga De 10” ó 12”

Preventor esférico 2M Esférico



Válvulas laterales 2M(3) Mec. 4” c/brida 4 1/16”(1) Hca. 4” c/brida 4 1/16”


Preventor anular 2M “U” Arietes variables

Cabezal 2M

Unidad acumuladora





2M Cruz de 2 1/16”


Válvula check 2M










12.2 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con posible presencia de gas somero

* Ver anexo


104

Elemento


trabajo(psi)

Tipo

Sistema desviador de flujo 2M Se puede emplear un preventorHydril de 29 ½ “ 500 PSI*.

Línea de descarga De 10” o 12”




Válvulas laterales 2M(3) Mec. 4” c/ brida 41/16”(1) Hca. 4” c/brida 41/16”

Porta Estranguladores 5M Positivos de 2 1/16”

Preventor anular 2M “U” Arietes variables

Cabezal 2M

Unidad acumuladora





2M Cruz de 2 1/16”


Válvula check 2M





Líneas de estrangular y matar L - 803 ½” de producción12.7 lb/pie MULTI VAM




12.3 Arreglo para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 2000 psi

* Ver anexo


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12.4 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi

Elemento


trabajo(psi)

Tipo


Cabezal 3M (4) Valv. Mecánicas

Preventor anular doble 3M“U” Bop sup. arietes anulares variablesBop inf. Arietes ciegos


Válvulas laterales 3M(3) Mec. 4 1/8” c/brida 4 1/16”(1) Hca. 4 1/8” c/brida 4 1/16”


Preventor anular sencillo 3M “U” Arietes anulares variables

Unidad acumuladora





3M Cruz de 2 1/16”


Válvula check 3M











106

Elemento


trabajo(psi)

Tipo

Cabeza rotatoria 1500

Preventor esférico 3M

Cabezal 3M (4) Válv. Mecánicas






Unidad acumuladora


6MUnión giratoria Chicksan de 1”



3M Cruz de 2 1/16”

3MBridas compañeras 2 1/16”con niple integral 3 ½” MULTI VAM

Válvula check 3M



(9) Válv. 5M(9) Válv. 3M(1) Est. Hco.(2) est. ajust. manualesCámara de amort.

Separador gas / lodo 3M Vertical con platos de choque atmosférico






12.5 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi para perforar bajo balance


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Elemento


trabajo(psi)

Tipo

Preventor rotatorio 2M Rbop








Unidad acumuladora




6MNiple de 1” x 4”Cedula 160

3M Cruz de 2 1/16”


Válvula check 3M




Separador gas / lodo 3M Vertical con platos de choque Atmosférico






12.6 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 3000 psi para perforar con flujo controlado


108


Elemento


trabajo(psi)

Tipo

Preventor esférico 3M o 5M



Carrete de control 5M Salidas laterales de 3 1/8”

Válvulas laterales 5M(3) Mec. 3 1/8” c/brida 3 1/8”(1) Hca. 3 1/8” c/brida 3 1/8”Anillos R-35



Unidad acumuladora





3M Cruz de 2 1/16”


Válvula check 3M











109

Elemento


trabajo(psi)

Tipo

Cabeza rotatoria 1500







Preventor anular sencillo 5M “U” Arietes anulares ajustables

Unidad acumuladora




6M Niple de 1” x 4”, Cedula 160

3M Cruz de 2 1/16”


Válvula check 3M










12.8 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar bajo balance


110

Elemento


trabajo(psi)

Tipo



Cabezal 3M (4) val. Mecánicas

Preventor anular doble 3M“U” Bop sup. arietes anulares ajustables.Bop inf. Arietes ciegos




Preventor anular sencillo 3M “U” Arietes anulares ajustables

Unidad acumuladora





3M Cruz de 2 1/16”


Válvula check 3M




Separador gas / lodo 3M Vertical con platos de choque Atmosférico






12.9 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar con flujo controlado


111

Elemento


trabajo(psi)

Tipo



Preventor anular doble 10M“U” Bop sup. Arietes anulares variablesBop inf. Arietes corte


Válvulas laterales 10M(3) Mec. 3 1/16” c/brida 3 1/8”(1) Hca. 3 1/16” c/brida 3 1/8”Anillo BX - 154


Preventor anular sencillo 10M “U” Rams anulares variables

Unidad acumuladora





5M Cruz de 2 1/16”

5MBridas compañeras 2 1/16”con niple integral 3 ½”MULTI VAM

Válvula check 5M












112

Elemento

Rango mínimo de

presión de trabajo

(psi)

Tipo




Preventor anular doble 10M“U” Bop sup. Arietes anulares variablesBop inf. Arietes ciegos


Válvulas laterales 10M(3) Mec. 3 1/16” c/brida 31/8”(1) Hca. 3 1/16” c/brida 3 1/8”Anillo BX - 154



Unidad acumuladora





5M Cruz de 2 1/16”


Válvula check 5M




Separador gas / lodo 3MVertical con platos de choqueAtmosférico






12.11 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10000 psi para perforar con flujo controlado


113

Elemento


trabajo(psi)

Tipo

Preventor esférico 10M Cameron GK







Unidad acumuladora





10M Cruz de 2 1/16”


Válvula check 10M












114

Nota:Si la TR de 20” esta a mas de 700 m, instalar otro preventorsencillo con arietes anulares con el arreglo convencional

Elemento


trabajo(psi)

Tipo o Cantidad

Bop esférico de 21 1/4” 2M

Birlos con tuercas de 1 5/8” x 8”

Birlos con tuercas de 2” x 8”

Preventor anular sencillo tipo “U” de 21 1/4” 2M Arietes anulares

Carrete de trabajo de 21 1/4” 2M Salidas laterales de4 1/16”

Preventor anular sencillo tipo “U” de 21 1/4” 2M Arietes ciegos

Brida adaptadora de 21 1/4”2M x 20 3/4” 3M

Anillo R -73Anillo R-74

Válvulas mecánicas 4 1/16” 3M Con bridas de 4 1/16” con anillo R-37

Válvulas hidráulicas de 4 1/16” 3M Con bridas de 4 1/16” con anillos R-37

24

20

Línea al mar de 6”Nota: (Aplica a lodos base agua biodegradables)

Línea al separador gas lodo 6”

Cabezal de 20 ¾” 3M

Válvula mecánica 2” 3M

Birlos con tuercas de 1 5/8” x 12 ¼” 102

13.1 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables

13. Arreglos estándar de Conexiones Superficiales de Control en Plataformas Fijas y Autoelevables


115

Elemento


trabajo(psi)

Tipo o cantidad

Diverter 21 1/4” 2M


Birlos con tuercas de 1 5/8” x 8”

Birlos con tuercas de 2” x 8”

Preventor anular sencillo tipo “U” de 21 1/4” 2M Arietes anulares

Carrete de trabajo de 21 1/4” 2M Salidas laterales de 4 1/16”

Preventor anular sencillo tipo “U” de 21 1/4” 2M Arietes ciegos

Brida adaptadora de 21 1/4”2M x 20 3/4” 3M

Anillo R-73Anillo R-74

Válvulas mecánicas 4 1/16” 3M (3) Válvulas c/bridas de 4 1/16” con anillo R-37

Válvula hidráulica de 4 1/16” 3M (1) válvula c/bridas de 4 1/16”con anillos R-37

24

20

Línea al mar de 6” Nota: (aplica a lodos base agua biodegradables)

Línea al separador gas lodo 6”

Cabezal de 20 ¾” 3M

Válvula mecánica 2” 3M

Birlos con tuercas de 1 5/8” x 12 ¼” 102

13.2 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi en plataformas fijas y autoelevables


116

Brida adapter 3 1/8” 5M x 3 1/16” 10M 01


Birlos con tuercas de 1 7/8” x 17 ¾” 60

Birlos con tuercas de 1 7/8” x 8 ½ ” 20

Birlos con tuercas de 2” x 8 ½ ” 16

Elemento Rango mínimo de presión de

trabajo(psi)

Tipo o cantidad


Preventor anular doble tipo “U” de 13 5/8”

5M

Con arietes para TP en el bop superior.Arietes ciegos de corte en el bop inferior.

Cabezal compacto de13 5/8” 5M x 9 5/8” 5M x 7 1/16” 5M

Cabezal de 20 3/4”

Válvula mecánica 2 9/16” 5M 4


Carrete de trabajo de 13 5/8” 5M Con dos salidas laterales de 3 1/8”

Preventor anular sencillo tipo “U” de 13 5/8” 5M Arietes para TP

Válvulas mecánicas 3 1/8” 5M (3) Válvulas con bridas de 3 1/8” con anillo R-35

Válvulas hidráulicas de 3 1/8”5M con bridas de 3 1/8” con anillos R-35

5M (1) Válvula con bridas de 3 1/8” con anillos R-35

Válvulas check de 3 1/8” 5M(2) Válvulas con bridas de 3 1/8” con anillos R-35

5M

3M

Anillo BX-160 5

Línea de matar tubo vertical3 ½” 5M

Cruceta de 10M 10M(2) Crucetas con cuatro salidas para brida de 3 1/8” 5M

Línea de matar Para conectar a unidad de alta

Línea de estrangular

13.3 arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables


117


trabajo(psi)

Tipo o cantidad

Preventor rotatorio 5M Con salida y válvula lateral de 7 1/16”



5MCon arietes para TP en el bop superior.Arietes ciegos de corte en el Bop inferior.

Cabezal compacto de13 5/8” 5M x 9 5/8” 5M x 71/16” 5M






Válvulas mecánicas 3 1/8” 5M3 válvulas con bridas de 3 1/8 ” con anillo R -35

Válvulas hidráulicas de 3 1/8”con bridas de 3 1/8” con anillos R-35

5mUna válvula con bridas de 3 1/8” con anillos R-35

Válvulas check de 3 1/8” 5M2 válvulas con bridas de 3 1/8” con anillosR-35

5M

3M

Anillo BX - 160 5

Línea de matar tubo vertical3 ½” 5M

Cruceta 10MDos crucetas con cuatro salidas para brida de 3 1/8” 5M


Línea de estrangularCuando la TR de 9 5/8“, 7 5/8“ o 7” son liners:1.-Para la 4a etapa solo se agrega una brida adaptadora de 1“ 10M, además de instalar cabezal de 13 5/8” 10M x 11” 10M.2.-Para la 5a etapa, además de instalar el cabezal 11” 10M x 7 1/16” 10M, se instala una brida adaptadora de 7 1/16“ 10M x 13 5/8“ 10M y se aprovecha el mismo arreglo de preventores

13.4 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas, bajo

balance y con flujo controlado.


118

NOTA:Este arreglo también se utiliza para reparación de pozos, se cambia: I).- Los rams del preventor sencillo a ciegos de corte, yII).- En el preventor inferior del doble se colocan rams anulares variables

Elemento


trabajo(psi)

Tipo o cantidad

Preventor rotatorio 5M



10M

Con arietes para TP en el Bop superior.Arietes ciegos de corte en el BOP inferior.






Válvulas mecánicas 3 1/8” 10M Con bridas de 3 1/16” con anillo BX -154

Válvulas hidráulicas 3 1/8” 10M Con bridas de 3 1/16” con anillo BX-154

Válvulas check de 3 1/8” 10M 2 Válvulas con bridas de 3 1/16” con anillos BX-154

3M

Anillo BX-158 5

Línea de matar tubo vertical3 ½”

Cruceta 10M Con 4 salidas para brida de 3 1/16”





Birlos con tuercas de 1 7/8” x 17 ¾” 60

Birlos con tuercas de 1 7/8” x 8 ½” 20

Birlos con tuercas de 2” x 8 ½” 16

13.5 Arreglo para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas


119

El múltiple de estrangulación, varia de acuerdo al tipo de intervención que se esta realizando, tanto en número de válvulas y cuadros, como en el rango de presión de trabajo de sus componentes.Se debe estandarizar en un solo arreglo o distribución este componente de las conexiones superficiales de control, que pueda satisfacer todas las necesidades operativas que se presentan en la Perforación, Terminación y Mantenimiento de pozos.Se presenta el arreglo propuesto, y solo variara el rango de presión de los componentes de acuerdo a las presiones esperadas de campo y tomando en cuenta la economía del conjunto de estrangulación.

Para un rango de presiones de 2000 y 3000 psi :

Válvulas y cuadros antes de estranguladores 3000 psi de presión de trabajo

Válvulas y cuadros después de estranguladores 2000 psi de presión de trabajo

Para un rango de presiones de 5000 psi:



Para un rango de presiones de 10000 psi:



Para un rango de presiones de 15000 psi :



14. Arreglo Estándar de Múltiples de Estrangulación para Perforación, Terminación y Mantenimiento de Pozos


120

Línea de estrangular primaria, diámetro nominal mínimo 3”

Línea de estrangular secundaria, diámetro nominal mínimo 3”

Estrangulador hidráulico a control

remoto

Estranguladores ajustables manuales

Cámara de expansión diámetro mínimo 6”

Válvulas y cuadros de 3 1/16” 5000 psi

Válvulas y cuadros de

3 1/16” 3000 o 5000 psi

Carretes de 3 ½” con bridas 3 1/16” 3000 o

5000 psi

Líneas de desfogue:

Diámetro nominal mínimo 3”.

Para pozos de gas diámetro nominal mínimo 4”.

14.1 Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento terrestre de 5000 psi


121

Línea de estrangular primaria diámetro

nominal mínimo 3”

Línea de estrangular secundaria diámetro nominal mínimo 3”


remoto








3 1/16” 5000 psi

Carretes de 3 ½” con bridas 3 1/16” 5000 psi



122

Línea de estrangular primaria diámetro

nominal mínimo 3”

Línea de estrangular secundaria diámetro nominal mínimo 3”


remoto





3 1/16” 5000 psi

Carretes de 3 ½” con bridas 3 1/16” 5000 psi






123

14.4 Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento en plataformas fijas y autoelevables de 5000 psi





TODAS LAS VALVULAS DEL ARBOL DE

ESTRANGULACION SON DE 3 1/8” 5000 PSI

PROVIENE DE LA UNIDAD DE

ALTACHECK

FLUJO HACIA EL QUEMADOR

PROVIENE DEL CARRETE DE CONTROL

FLUJO HACIA LAS TEMBLORINAS FLUJO HACIA EL

SEPARADOR GAS - LODO

HACIA MANOMETRO STAND PIPE

ARBOL DE ESTRANGULACION


124

14.5 Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento en plataformas fijas y autoelevables de 10000 psi

TODAS LAS VALVULAS DEL ARBOL DE

ESTRANGULACION SON DE 3 1/8” 10000 PSI

PROVIENE DE LA UNIDAD DE

ALTACHECK

FLUJO HACIA EL QUEMADOR

PROVIENE DEL CARRETE DE CONTROL

FLUJO HACIA LAS TEMBLORINAS

FLUJO HACIA EL SEPARADOR GAS - LODO

HACIA MANOMETRO STAND PIPE

ARBOL DE ESTRANGULACION






125

Bombas

Llenadera

A

A batería de separación

A quemador

A quemador

15.1 Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo I

15. Arreglo Estándar de Conexiones Superficiales de Control para Mantenimiento de Pozos Terrestres

B

A

B


126

Preventores7 1/16” 10M

Elemento


trabajo(psi)

Tipo o cantidad

Preventor esférico 7 1/16” 10M

Preventor sencillo tipo “U”, 7 1/16” 10M 10M

Arietes variablescon salidas lat. 2 1/16” y(3) Válv. Mec. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”(1) Válv. Hca. 2 1/16”con bridas de 21/16”

Preventor doble tipo “U”, de 7 1/16” 10M

Ariete superior ciego/corteAriete inferior variablecon salidas lat. 2 1/16” y(3) Válv. Mec. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”(1) Válv. Hca. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”




Cabezal de 7” x 3 ½” 10M Serie inf. 11” x 9” para bola colgadora de 9“

Brida doble sello 10M 7“ serie 11

Cabezal de 9 5/8” x 7” 10M Serie inf. 13 5/8” 5M x 11”

Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5M Serie 13 5/8” 5M

Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M 5M Brida doble sello

13 3/8” serie 20 ¾ ” 5M

3M




15.2 Arreglos estándar mantenimiento Tipo I, con preventores 7 1/16” 10000 psi para pozos de alta presión


127

BOP´s 7 1/16” TIPO UM( compactos )


trabajo(psi)

Tipo o cantidad

Preventor esférico 7 1/16” 10 M

Preventor doble tipo UM de 7 1/16” 10M

Ariete superior variableAriete inferior ciego/cortecon salidas lat. 2 1/16” y(3) Válv. Mec. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”(1) Válv. Hca. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”

Preventor sencillo tipo UM 7 1/16” 10M

Arietes variablescon salidas lat. 2 1/16” y(3) Válv. Mec. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”(1) Válv. Hca. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”




Cabezal de 7” x 3 ½” 10M Serie inf. 11” 10M x 9”para bola colgadora de 9“


Cabezal de 9 5/8” x 7” 10M Serie inf. 13 5/8” 5M x 11”10M

Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5M Serie 13 5/8”

Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M 5M Brida doble sello 13 3/8”

serie 20 ¾” 5M

3M




15.3 Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo I, con preventores cameron UM


128

Llenadera

Bombas

A batería de separación

A quemador

A quemador

15.4 Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II


129

PREVENTORES 7 1/16” 10M


trabajo(psi)

Tipo o cantidad


Preventor doble tipo “U” de 7 1/16” 10M

Ariete superior corteAriete inferior variablecon salidas lat. 2 1/16” y(3) Válv. Mec. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”(1) Válv. Hca. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”




Cabezal de 7” x 3 ½” 10M Serie inf. 11” x 9”para bola colgadora de 9“

Brida doble sello 10M 7 “ serie 11



Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M 5M Brida doble sello 13 3/8”

serie 20 ¾ ” 5M

3M




15.5 Arreglo estándar mantenimiento Tipo II, para pozos de mediana presión, conpreventores 7 1/16” 10000 psi con restricción de altura mesa rotaria


130

BOP´S 71/16” TIPO UM( compactos )


trabajo(psi)

Tipo o cantidad


Arietes superior variable. Ariete inferior ciegoCon salidas lat. 2 1/16” y(3) Válv. Mec. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”(1) Válv. Hca. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”

Preventor sencillo tipo UM7 1/16”

10M

Arietes variablescon salidas lat. 2 1/16” y(3) Válv. Mec. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”(1) Válv. Hca. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”

Cabezal de 7” x 3 ½” 10M Serie inf. 11” x 9”Para bola colgadora de 9“




Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M Brida doble sello

13 3/8” serie 20 ¾”

Cabezal de 20 3/4” 3M






15.6 Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con preventores Cameron UM (doble y sencillo)


131

BOP´S 71/16” TIPO UM( compactos )


trabajo(psi)

Tipo o cantidad



Ariete superior corteAriete inferior variablecon salidas lat. 2 1/16” y(3) Válv. Mec. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”(1) Válv. Hca. 2 1/16”con bridas de 2 1/16”




Cabezal de 7” x 3 ½” 10M Serie inf. 11” x 9”para bola colgadora de 9“

Brida doble sello 10M 7 “ serie 11



Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M 5M Brida doble sello

13 3/8” serie 20 ¾ ” 5M

3M




15.7 Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con preventores Cameron UM (doble y esférico)


132

16.1 Relación de material necesario para la instalación de conexiones superficiales de control de pozos terrestres

16. Materiales y Ejemplos de Arreglos de las Conexiones Superficiales de Control para Perforación, Terminación y Mantenimiento de Pozos

CantidadPieza

1 Cabezal soldable de 20 3/4" 3000 psi R-74 con 4 válvulas laterales de 2 1/16" 5000 psi R-241 Carrete espaciador de 20 3/4" 3000 psi.1 Preventor de arietes sencillo de 20 3/4" 3000 psi.1 Carrete de control de 20 3/4" y 4 1/8" 3000 psi.2 Preventor de arietes sencillo de 20 3/4" 3000 psi.1 Preventor esférico de 20 3/4" ó 21 1/4" 3000-2000 psi.1 Brida adaptadora de 20 3/4" 3000 psi a 21 1/4" 2000 psi.

120 Espárragos con tuercas de 2" x 15 1/4".6 Anillos selladores R-74.2 Porta estranguladores positivos 2 1/16" 5000 psi.2 Bridas compañeras 2 1/16" 5000 psi con niple integral conexión 3 1/2" VAM.6 Espárragos con tuercas de 7/8" x 8 1/4".8 Anillos selladores R-24.

CantidadPieza

50 Tramos de tubería de 1" x 600 m Cédula 16020 Unión giratoria Chicksan de 1" 6000 psi.20 Unión de golpe de 1" 6000 psi.10 Niple de 1" x 4" Cédula 160

CantidadPieza

1 Tee bridada de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi.1 Válvula de compuerta de 2 1/16" 10000 psi.1 Válvula de compuerta de 3 1/16" 10000 psi.2 Bridas compañeras de 3 1/16" 10000 psi.1 Brida compañera de 2 1/16" 10000 psi.3 Anillo sellador BX-154.2 Anillo sellador BX-152.8 Espárragos con tuercas de 1" x 7 1/4".8 Espárragos con tuercas de 3/4" x 5 1/2".1 Múltiple de estrangulación completo de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi.

CantidadPieza

2 Cruz de 2 1/16" 5000 psi.5 Válvulas de compuerta de 2 1/16" 5000 psi.3 Bridas compañeras de 2 1/16" 5000 con niple integral 3 1/2" MULTI VAM.

12 Anillos selladores R-24.40 Espárragos con tuercas de 7/8" x 6 1/4".20 Tramos de TP de 3 1/2" 12.7 lbs/pie Rosca MULTI VAM.50 Tramos de TP de 3 1/2" 9.2 lbs/pie Rosca MULTI VAM.260 Estacas de TP 3 1/2" x 1.30 m.

Descripción

Arreglo de conexiones superficiales de control de 3000 psi.

Líneas de Control de Preventores

Descripción

Línea de matar

Descripción

Descarga del múltiple

Descripción


133

CantidadPieza

1 Carrete de control 13 5/8" 5000 psi X 3 1/8" 5000 psi3 Válvulas de 2 1/16" 5000 psi R-241 Cruz bridada 2 1/16" 5000 psi R-242 Portaestranguladores positivos 2 1/16" 5000 psi2 Bridas compañeras 2 1/16" 5000 psi con niple integral 2 1/2" VAM 7 Anillos selladores R-24

40 Espárragos con tuerca de 7/8" x 6 1/4"30 Tramos de TP 3 1/4" 9.2 lb/pie Rosca VAM40 Estacas de TP 3 1/2" x 1.30 m20 Protectores de tubería de 10 3/4"

CantidadPieza

1 Cruz bridada de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi1 Válvula de compuerta de 2 1/16" 10000 psi1 Válvula de compuerta de 3 1/16" 10000 psi2 Bridas compañeras de 3 1/16" 1000 psi1 Brida compañera 2 1/16" 10000 psi3 Anillo sellador BX-1542 Anillo sellador BX-1528 Espárragos con tuercas de 1" x 7 1/4"8 Espárragos con tuercas de 1 3/4" x 5 1/2"1 Múltiple de estrangulación completo de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi

CantidadPieza

2 Cruz de 2 1/16" 5000 psi.5 Válvulas de compuerta de 2 1/16" 5000 psi.3 Bridas compañeras de 2 1/16" 5000 con niple integral 3 1/2" MULTI VAM.


Descarga del múltiple

Descripción

Arreglo de conexiones superficiales de control de 5000 psi

Descripción

Línea de matar

Descripción


134

CantidadPieza1 jgo. Arreglo de preventores de 11" 10000 psi.

1 Carrete de control 11" 10000 psi X 3 1/16" 10000 psi1 Válvula de 2 1/16" 10000 psi BX-1521 Cruz bridada 2 1/16" 10000 psi2 Portaestranguladores 2 1/16" 10000 psi2 Bridas compañeras 2 1/16" 10000 psi con niple integral 3 1/2" rosca VAM. 6 Anillos selladores BX-152

32 Espárragos con tuercas de 3/4" x 5 1/2"30 Tramos de TP 3 1/2" VAM.

CantidadPieza

1 Cruz bridada de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi.1 Válvula de compuerta de 2 1/16" 10000 psi.1 Válvula de compuerta de 3 1/16" 10000 psi.2 Bridas compañeras de 3 1/16" 10000 psi.1 Brida compañera de 2 1/16" 10000 psi.3 Anillo sellador BX-1542 Anillo sellador BX-1528 Espárragos con tuercas de 1" x 7 1/4".8 Espárragos con tuercas de 3/4" x 5 1/2".1 Múltiple de estrangulación completo de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi.

CantidadPieza

2 Cruz de 2 1/16" 5000 psi R-245 Válvulas de compuerta de 2 1/16" 5000 psi.3 Bridas compañeras de 2 1/16" 5000 PSI con niple integral 3 1/2" MULTI VAM.


Descarga de retroceso del múltiple

Descripción

Arreglo de conexiones superficiales de control de 10 000 psi

Descripción

Línea de matar

Descripción


135

Nota: Cuando se utilizan tuberías combinadas, por ejemplo 5” y 3 ½”, en el preventor sencillo se colocaran los arietes del diámetro de la tubería que tenga mayor longitud o de preferencia arietes variables

Ultima TR Cementada Arreglo al Perforar Arreglo al introducir TR Observaciones

20 "

ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 5" Ó 4 1/2"

CARRETE DE CONTROL CARRETE ESPACIADOR

ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 13 3/8"

CARRETE DE CONTROL CARRETE ESPACIADOR

Arreglo utilizable al disponer de dos

preventores sencillos, esférico e introducción

de TR de 13 3/8"

20 "


CARRETE DE CONTROL 5" Ó4 1/2" CARRETE

ESPACIADOR

ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 13 3/8" CARRETE DE CONTROL 5" Ó 4 1/2" CARRETE ESPACIADOR

Arreglo al disponer de tres preventores

sencillos, esférico e introducción de TR de

13 3/8"

13 5/8 " ANULAR (ESFÉRICO) 5" Ó 4 1/2" CIEGOS CARRETE DE

CONTROL 5" Ó 4 1/2"

ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS

9 5/8" - 9 7/8" CARRETE DE CONTROL 5" Ó 4 1/2"

Arreglo al perforar con TP de 5" ó 4 1/2" e

introducción de TR 9 5/8" ó 9 7/8"

9 5/8 " ANULAR (ESFÉRICO) 5" Ó 4 1/2" CIEGOS CARRETE DE

CONTROL 5" Ó 4 1/2"


7 - 7 5/8" CARRETE DE CONTROL 5" Ó 4 1/2"

Arreglo al perforar con TP de 5" ó 4 1/2" e

introducción de TR 7 5/8" ó 7"

Cabezal Arreglo al perforar Arreglo al introducir TR Observaciones

16" - 5MAnular (Esférico) 5" ó 4 1/2"

ciegos carrete de control 5" ó 4 1/2"

Anular (Esférico) ciegos10 3/4" carrete de control 5" ó 4

1/2"

Al perforar con TP de 5" ó 4 1/2" e introducción

de TR 10 3/4"

10 3/4" – 5MAnular (Esférico) 5" ó 4 1/2"

ciegos carrete de control 5" ó 4 1/2"

Anular (Esférico) ciegos7 5/8" Ó 7" carrete de

control 5" ó 4 1/2"

Utilizar durante la introducción de TR de 7 5/8" o prolongación de

7"

10 3/4" – 5M (Esférico) Anular ciegos 3 1/2" carrete de control 5"

Anular (Esférico) ciegos 3 1/2" Carrete De Control 5"

Valido al no prolongar TR a superficie y al introducir TR de 5"

9 5/8" – 10M(Esférico) Anular 5"

ciegos carrete de control 5" - 3 1/2"

Esférico (Anular) ciegos 7" carrete de control 5" - 3 1/2"

Aplicable al introducir o prolongar TR de 7"

7 5/8" - 7" 1/16" – 10M(Esférico) Anular 3 1/2" ciegos carrete de control

3 1/2"

Esférico (Anular) ciegos 1/2" o 5"

carrete de control 3 1/2"

Aplicable al introducir Liner de 4 1/2" ó 5"

16.2 Arreglos recomendados de preventores y arietes para perforar y al introducir tuberías de revestimiento


136

Nota: Los arreglos de arietes recomendados son los que presentan mas ventajas en cada caso, lo cual puede ser modificado en situaciones muy "especiales" de acuerdo con las autoridades correspondientes.

Ultima TR Cementada Arreglo al Perforar Arreglo al introducir TR Observaciones

16"


CARRETE DE CONTROL 5” Ó4 ½”

ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 10 3/4"

CARRETE DE CONTROL 5” O 4 ½”

Al perforar con TP de 5”ó 4 ½” e introducción de

TR 10 ¾”

10 ¾”

ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 5" Ó 4 1/2",

CARRETE DE CONTROL 5" Ó4 1/2"

ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 7 5/8“ O 7”,

CARRETE DE CONTROL 5" Ó 4 1/2"

Utilizar durante la introducción de TR de

7 5/8” o prolongación de 7”

10 ¾”ANULAR (ESFÉRICO) 3 1/2"

CIEGOS, CARRETE DE CONTROL 5"


3 ½”, CARRETE DE CONTROL 5"

Valido al no prolongar TR a superficie y al introducir TR de 5”

9 5/8 " ANULAR (ESFÉRICO) 5" CIEGOS, CARRETE DE

CONTROL 5" - 3 ½”

ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 7“, CARRETE DE

CONTROL 5” - 3 ½”

Aplicable al introducir óprolongar TR de 7”

7 5/8” - 7”ANULAR (ESFÉRICO) 3 ½”

CIEGOS, CARRETE DE CONTROL 3 ½”

ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 4 ½” Ó 5”,

CARRETE DE CONTROL 3 ½”

Aplicable al introducir Liner de 4 ½” o 5”

Continuación…….


137

Tamaño y presión de trabajo de los preventores en psi. Rango de cierre de los arietes ajustables

7 1/16” 3M, 10M y 15M 3 ½” - 2 3/8” y 4” - 2 7/8”

11” 3M, 5M y 10M

15M

3M, 5M y 10M

15M

5M y 10M

10M

5” - 2 7/8” y 5 ½” - 3 ½”

11” 5” - 2 7/8”

13 5/8” 5” - 2 7/8”

13 5/8” 7” - 4 ½” y 5” - 3 ½”

16 ¾” 5 ½” - 3 ½” y 5” - 2 7/8”

18 ¾” 7 5/8” - 3 ½” y 5 ½” - 3 ½”

16.3 Tamaños y rangos de presión de trabajo de los BOP’s y rango de cierre de arietes variables


138

Preventor esférico21 ¼” 2M

Preventor sencillo21 ¼” 2M

Arietes 5” o 4 ½”

Preventor sencillo21 ¼” 2M

arietes ciegos

Cabezal soldable20 ¾” 3M con

Válvulas mecánicas 2 1/16” 3M

Carrete espaciador21 ¼” 2M

TR de 20”

Brida adaptadora de 20 ¾” 3M a 21 ¼” 2M

16.4 Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres

Múltiple deestrangulación

Carrete de control21 ¼” 2M, con salidas laterales de 4 1/16”válvulas laterales:

(3) Mecánicas de 4” 2M con bridas de 4 1/16”

(1) Hidráulica de 4” 2M con bridas de 4 1/16”

Arreglos estándar preventores 21 ¼” 2M


139

Preventores 21 ¼”

Brida adaptadora de 20 ¾” 3M a 21 ¼” 2M

Preventor esférico21 ¼” 2M

Preventor doble 21 ¼” 2MArietes superior ciegos

Arietes inferior 5” o 4 ½”

Carrete de control21 ¼” 2M, con salidas Laterales de 4 1/16 ”Válvulas laterales:

(3) Mecánicas de 4” 2M con bridas de 4 1/16”

(1) Hidráulicas de 4” 2M con bridas de 4 1/16”


Válvulas mecánicas 21/16” 3M

Carrete espaciador21 ¼” 2M

TR de 20”

16.5 Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres con limitación de altura de mesa rotaria



140

Arreglos estándar

Preventores20 ¾” 3M

Preventor esférico20 ¾” 3M o 21 ¼” 2M

(Si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de

20 ¾” 3M a 21 ¼” 2M)

Preventor sencillo20 ¾” 3M

Arietes 5” o 4 ½”

Carrete de control20 ¾” 3M, con salidas

laterales de 4 1/8” 3M y (3) Válvulas mec. de 4 1/8” 3M(1) Válvula hca. de 4 1/8” 3M


Arietes ciegos



Carrete espaciador20 ¾” 3M

TR de 20”


DIVERTER 21 ¼” 2M con Válv.

16.6 Arreglo para pozos exploratorios de baja presión terrestres, con Diverter


141

Arreglos estándarPreventores 20 ¾” 3M



20 ¾” 3M a 21 ¼” 2M)


Arietes 5” o 4 ½”Carrete de control

20 ¾” 3M, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3M y

(3) Válvulas mec. de 4 1/8” 3M(1) Válvula hca. de 4 1/8” 3M


Arietes ciego




TR de 20”


16.6.1 Arreglo para pozos exploratorios de baja presión terrestres


142

Arreglos estándar preventores20 ¾” 3M

Preventor doble 20 ¾” 3MAriete superior 5” o 4 ½”

Ariete inferior ciego

Preventor sencillo 20 ¾” 3M Ariete 5” o 4 ½”




TR de 20”

Diverter21 ¼” 2M



20 ¾” 3M a 21 ¼” 2M)




16.7 Arreglo para pozos exploratorios de alta presión terrestres, con Diverter


143

Arreglos estándar preventores 20 ¾” 3M







TR de 20”



20 ¾” 3M a 21 ¼” 2M)




16.7.1 Arreglo para pozos exploratorios de alta presión terrestres


144







TR de 20”

Preventor esférico16 ¾” 5M

Carrete de control 16 ¾” 5M, con salidas Laterales de 4 1/8” 3M y


Carrete cabezal20 ¾” 3M x 16 ¾” 5M

Cabeza rotatoria

TR de 16”TR de 11 7/8”

Preventores 16 ¾” 5M


16.8 Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi para yacimientos de gas en formaciones de terciario


145









TR de 16”

TR de 11 7/8”, 11 ¾”o 10 ¾”



16.8.1 Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, cabezal soldable 16 ¾” 3000 psi


146





Válvulas mecánicas 2 1/16” 3MTR de 20”





TR de 16”TR de 11 7/8”, 11 ¾”

o 10 ¾”



16.8.2 Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, cabezal soldable 20 ¾” 3000 psi


147





Válvulas mecánicas 2 1/16” 3MTR de 20”


Carrete de control 16 ¾” 5M, con salidas Laterales de 4 1/8” 3 M y



Preventor rotatorio( Rbop )

TR de 16”TR de 11 7/8”, 11 ¾”

o 10 ¾”



16.8.3 Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi para yacimientos de gas en formaciones de terciario


148

Preventor esférico13 5/8” 5M

Preventor doble13 5/8” 5MAriete superior ciego

Ariete inferior 5” o 4 ½”

Carrete de control 13 5/8” 5MVálvulas laterales(3) Mec. 3 1/8” 5M(1) Hca. 3 1/8” 5M

Cabezal soldable20 ¾” con


TR de 20”

Cabezal compacto de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M x 9 5/8” 5M

x 7 1/16” 5M

Preventor sencillo 13 5/8” 5MAriete 5” o 4 ½”

TR de 13 3/8”

Preventores 13 5/8” 5M


16.9 Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi (Cabezal compacto)


149


Preventor doble 13 5/8” 5MAriete superior 5” o 4 ½”


Cabezal Serie 20 ¾” 3M

Medida 20” x 13 5/8”TR de 20”

Cabezal Medida 13 5/8” x 9 5/8”

Serie inf. 20 ¾ ” x sup. 13 5/8” 5M

Preventor sencillo 13 5/8” 5M Ariete 5” o 4 ½”

TR de 13 3/8”

Brida doble sello Medida 13 3/8”Serie 20 ¾” 3M



16.9.1 Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi, con cabezal 20 ¾” 3000 psi



150




Cabezal Serie 13 5/8” 5M


TR de 13 3/8”

Brida doble sello Medida 13 3/8”

Serie 13 5/8” 5M



16.9.2 Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi, con cabezal 13 5/8” 5000 psi



151




Cabezal soldable20 ¾” 3M

TR de 20”

Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M


TR de 13 3/8”

Brida adaptadorade 13 5/8” 5M x

13 5/8” 10M

Cuando la TR de 9 5/8”, 7 5/8” ó 7” son liners:1.- Para la 4a etapa solo de agrega una brida adaptadora de 11” 10M, además de instalar cabezal de 13 5/8” 10M x 11” 10M.2.-Para la 5a etapa, además de instalar el cabezal 11” 10M x 7 1/16” 10M, se instala una brida adapatadora de 7 1/16” 10M x 13 5/8”10M y se aprovecha el mismo arreglo de preventores



16.9.3 Arreglos estándar preventores 13 5/8” 10000 psi, cuando las TR’s de 9 5/8”, 7 5/8” o 7” son Liners

Carrete de control 13 5/8” 10MVálvulas laterales

(3) Mec. 3 1/8” 10M(1) Hca. 3 1/8” 10M


152

Preventor esférico11” 5M

Preventor doble 11” 5MAriete superior variablesAriete inferior ciego/corte

Carrete de control 11” 5M, con salidas lat. 3 1/16” 5M y

(3) Válv. mec. 3 1/8” 5M con bridas de 3 1/16”

(1) Válv. hca. 3 1/8” 5M con bridas de 3 1/16”

Cabezal soldable13 5/8” 5M

Preventor sencillo 11” 5M Ariete 5” ó 4 ½”

TR de 13 3/8”

Brida adaptadora 13 5/8” x9 5/8” 5M

TR de 9 5/8”TR de 7”

Cabezal compacto de 13 5/8” 5M x

7 1/16” x 3 ½” x 11” 5M

Preventores 11” 5M

16.10 Arreglos estándar preventores 11” 5000 psi cuando la TR de 7” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto


153


Preventor doble 11” 10MAriete superior variables

Ariete inferior ciego/corte





TR de 20”

Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M

Preventor sencillo 11” 10M Ariete 5” o 4 ½”

TR de 13 3/8”

Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5M

Cabezal de 9 5/8” x 7”Serie inf. 13 5/8” 5M x 11” 10M


TR de 9 5/8”


Múltiple de estrangulación

16.10.1 Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi cuando la TR de 9 5/8” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie


154


Preventor doble 11” 10MAriete superior variables

Ariete inferior ciego/corte


TR de 20”

Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M


TR de 13 3/8”



Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5M


Cabezal de 7” x 3 ½”Serie inf. 11” 10M x 9” 10M

Brida adaptadora9” 10M x 11” 10M

Brida doble sello 7” serie 11” 10M


Carrete de control 11” 10M,con salidas lat. 3 1/16” 10M y



16.10.2 Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 7” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie


155




TR de 20”

Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M


TR de 13 3/8”

Brida adaptadora 20 ¾” x 13 5/8” 5M


Cabezal compacto de 13 5/8” 5M x 9 5/8” 10M x

7 1/16” 10M

Brida adaptadora9” 10M x 11” 10M



(3) Val. mec. 2 1/16 ” 10M con bridas de 2 1/16”

(1) Valv. hca. 2 1/16 ” 10M con bridas de 2 1/16”

16.10.3 Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 7” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto, con

cabezal soldable 20 ¾” 3000 psi


156



Cabezal soldable13 5/8” 5M

Preventor sencillo 11” 10M Ariete 5” ó 4 ½”

TR de 13 3/8”

Brida adaptadora 13 5/8” x9 5/8” 5M


Cabezal compacto de 13 5/8” 5M x

7 1/16” x 3 ½” x 11” 10M

Brida adaptadora 11” 5M x 11” 10M




(1) Válv. hca. 2 1/16 ” 10M Con bridas de 2 1/16”

16.10.4 Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 7” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto, con

cabezal soldable 13 5/8” 5000 psi


157




TR de 16”

Preventor sencillo 11” 10M Arietes ajustables

TR de 11 ¾”

Brida doble sello 16 ¾” x 16 ¾” 5M

TR de 9 5/8”

Cabezal compacto de 16 3/4” 5M x 9 5/8” 10M x

13 3/8” 10M

Carrete adaptador13 3/8” 10M x 11” 10M


Carrete de control 11” 10M,con salidas lat. 3 1/16” 10M y



16.10.5 Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 7” es Liner y se cuenta con cabezal compacto


158

Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M



Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾” 5M

Cabezal de 7” x 3 ½”Serie inf. 11” 10M x 9” 10M Para bola colgadora de 9”



TR de 20“TR de 13 3/8“TR de 9 5/8“TR de 7“


Preventor doble 7 1/16” 10MAriete superior corteAriete inferior ajustableCon salidas lat. 2 1/16” 10M y(3) Válv. mec. 2 1/16” 10M con bridas de 2 1/16”(1) Válv. hca. 2 1/16” 10M con bridas de 2 1/16”

Preventor sencillo 7 1/16” 10M Arietes variables

con salidas lat. 2 1/16” 10M y(3) Válv. mec. 2 1/16” 10M

con bridas de 2 1/16”(1) Válv. hca. 2 1/16” 10M

con bridas de 21/16”


16.11 Arreglos estándar mantenimiento Tipo I, preventores 7 1/16” 10000 psi para pozos de alta presión


159

Brida adaptadora 20 ¾” x 13 5/8” 5M

Cabezal de 13 5/8” 5M x 9 5/8” 10M X 71/16” 10M

Serie inf. 13 5/8” 5M x 7 1/16” 10M


TR de 20“TR de 13 3/8“TR de 9 5/8“TR de 7“


Preventor doble 7 1/16” 10MAriete superior corte

Ariete inferior variableCon salidas lat. 2 1/16” 10M y



Preventor sencillo 7 1/16” 10M Arietes variable

Con salidas lat. 2 1/16” 10M y(3) Válv. mec. 2 1/16” 10M

con bridas de 2 1/16”(1) Válv. hca. 2 1/16” 10M

con bridas de 21/16”


16.11.1 Arreglos estándar mantenimiento Tipo I para pozos de alta presión, preventores 7 1/16” 10000 psi, cabezal compacto


160

Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M



Cabezal de 7” x 3 ½”Serie inf. 11” 10M x 9” 10M para bola colgadora de 9”



TR de 20”TR de 13 3/8”TR de 9 5/8”TR de 7”



Ariete inferior ajustable con salidas lat. 2 1/16” 10M y




16.12 Arreglos estándar mantenimiento Tipo II para pozos de mediana presiónpreventores 7 1/16” 10000 psi con restricción de altura mesa rotaria


161

Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M





Ariete inferior ajustableCon salidas lat. 2 1/16” 10M y



Cabezal de 13 5/8” 5M x 9 5/8”10M X 7 1/16” 10M

Serie inf. 13 5/8” 5M x 7 1/16” 10M


16.12.1 Arreglos estándar mantenimiento Tipo II para pozos de mediana presión preventores 7 1/16” 10000 psi con restricción de altura mesa rotaria y cabezal

compacto

TR de 20”TR de 13 3/8”TR de 9 5/8”TR de 7”


162

Arietes de 5“Tipo u

Hydrill MSP 21 1/4" - 2M

Línea al separadorGas-lodo

Carrete de trabajo de 21 1/4" 2M

Cabezal soldable FIP 20 3/4" - 3M TR 20"

Brida adaptadora 20 3/4" 3M x 21 1/4" 2M

M H

TC 30"

12.89

1.30

0.95

0.66

1.10

16.90

Campana

Piso rotaria

Anillo R-73

Anillo R-73

Anillo R-74

Anillo R 73

Anillo R-73 72 Birlos de 15/8” x 121/4”

Preventor sencilloCameron 21 1/4" - 2M

Línea al mar

Anillo R-73

Preventor sencillo cameron 21 1/4" - 2M

Arietes ciegostipo “U”

Nota:Si la TR de 20” esta a mas de 700 m, instalar otro preventor sencillo con arietes anulares con el arreglo convencional.

16.13 Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables


163

Preventor esférico20 ¾” 3M ó 21 ¼” 2M

(si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de

20 ¾” 3M a 21 ¼” 2M)

Preventor sencillo 20 ¾” 3M Arietes 5” ó 4 ½”

Carrete de control 20 ¾” 3M, con salidas laterales de 4 1/8” 3M y

(3) Válv. mec de 4 1/8” 3M(1) Válv. hca. de 4 1/8” 3M

Preventor sencillo 20 ¾” 3M Arietes ciegos

Cabezal soldable 20 ¾” 3M con válvulas mecánicas 2 1/16” 3M


TR de 20”

Diverter21 ¼” 2M con Válv.

16.14 Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi en plataformas fijas

y autoelevables


164

Hydrill l - GK 16 3/4" 5MNo. 45430

Arietes de 4 1/2”

Arietes ciegos

Ch

Cabezal 16 3/4" 5M

Cabezal sold. 20 3/4" 3M

TR 20"

TC 30"

Preventor sencillo 16 3/4" 5MArietes 5"

Brida DS 20 3/4" 3M x 16 3/4” 3M

Campana

L.

de

Matar

1.57

1.73

0.76

1.08

L.

de

Estrang.

10.84

0.77

0.90

Piso rotaria

Válvula lateral 2 1/16”

MH MM

C. de trabajo 13 5/8” 5M

Brida DS 16 3/4” 5M - 13 5/8” 5M

Cabezal 16 3/4" 3M x 11” x 7 1/16” 5M

Nota:Para pozos de alta presión y que atraviesan el casquete de gas, instalar ram’s de corte en el bop inferior del doble

16.15 Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y

autoelevables

Preventor doble 13 5/8" 5M


165

Línea a temblorinas

Piso de preventores

Piso de producción

TR de 20“

Preventor esférico16 3/4“ 5M

Carrete cabezal de 20 ¾” 3M x

16 3/4” 5M

Preventor sencillo 16 3/4” 5M Arietes 5” ó 4 ½”

TR de 13 3/8“

Preventor doble 16 3/4” 5MArietes superior 5” o 4 1/2”Arietes inferior ciego


TC de 30”

Línea deIgualación

Línea deU. de Alta

Línea deMatar

Línea de Matar

Línea deEstrangulación

Línea al mar

Carrete espaciador16 3/4” 5M

16.16 Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables

para perforar casquete de gas con flujo controlado

Carrete de control16 3/4” 5M


166

Nota:Este arreglo también se utiliza para mantenimiento de pozos, y se cambia: I).- Los rams del preventor sencillo a ciegos de corte, yIl).- En el preventor inferior del doble se colocan rams anulares variables

Cuando la TR de 9 5/8“, 7 5/8“ ó 7” son liners:1.- Para la 4a etapa solo se agrega una brida adaptadora de 11“ 10M además de adaptar un cabezal de 13 5/8” 10M X 11”10M.2.-Para la 5a etapa, además de instalar el cabezal 11” 10M x 7 1/16” 10M, se instala una brida adaptadora de 7 1/16“10M x 13 5/8“ 10M y se aprovecha el mismo arreglo de preventores

Piso de preventores

Piso de producción

TR de 20“

Preventor sencillo 13 5/8” 10M Arietes 5” ó 4 ½”

Preventor esférico13 5/8“ 5M

Cabezal de 20 ¾” 3M x 13 5/8” 5M

TR de 13 3/8“

Preventor doble 13 5/8” 5MArietes superior 5” ó 4 1/2”Arietes inferior ciego


TC de 30”

Línea deIgualación

Línea deU. de Alta

Línea deMatar

Línea de Matar

Línea deEstrangulación

Línea a temblorinas

Línea al mar

Carrete espaciador13 5/8” 10M

Brida adaptadora 13 5/8”5M x 13 5/8” 10M

16.17 Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10000 psi en plataformas fijas y

autoelevables para perforar casquete de gas

Carrete de control13 5/8” 10M


167

Presión de cierre de pozo(psi)Medida de

la tubería

Presión de cierre

inicial 500 1000 1500 2000

Pulgadas Lb/pg2 Presión de cierre del preventor ( psi )

3 ½ 1275 830 570 320 200

4 ½ - 7 900 670 420 200 200

9 5/8 600 420 240 200 200

13 3/8 - 16 400 270 240 200 200

Ciego 1300 1300 1300 1300 1300

a) Preventor anular marca Hydril tipo “MSP” medida 21 ¼” capacidad 2000 psi(Tabla de presiones para control superficial)

1150

400

500

550

650

850

5000350025001500

11501150115011501150Ciego

505050506007 - 9 5/8

5050501506504 ½ - 5 ½

5050503007003 ½

50501504007502 7/8

501003506009502 3/8

Presión de cierre del preventor (psi)Lb/pg2Pulgadas

Presión de cierre de pozo(psi)

Presión de cierre inicial

Medida de la tubería

b) Preventor anular marca Hydril tipo “MSP” medida 13 5/8” capacidad 5000 psi(Tabla de presiones para control superficial)

Anexos


168

c) BOP´s 7 1/16” 10000 psi Tipo “UM”(compactos)

23.12”

39.12”

d) BOP´s 7 1/16” 10000 psi Tipo “U” vs “UM”(Cameron)

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Nuevo Manual de Conexiones Superficiales de Control