Conexiones superficiales

INSTITUTO TECNOLÒGICO DE LA CHONTALPA

INGENIERÌA PETROLERA

LETICIA MARTÌNEZ MONTEJO

ASIGNATURA: CONEXIONES SUPERFICIALES

DOCENTE: MTO. ING. TOMÀS GÒMEZ SÀNCHEZ

SEMESTRE: 7MO

GRUPO: “A”

TURNO: MATUTINO

ASUNTO: ENTREGA DE INVESTIGACIÒN CORRESPONDIENTE A LA 2DA UNIDAD

FECHA Y LUGAR DE ENTREGA: NACAJUCA TABASCO A 17/SEPTIEMBRE/2015

Conexiones superficiales

UNIDAD 2: CARRETES DE CONTROL Y CABEZALES DE TUBERÍA 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. Por diseño, puede ser roscable, soldable o bridado; además, se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores.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.La norma 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 tubería de revestimiento en que se conecta.

Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TRs que se van a colocar.

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2.1 ESPECIFICACIONES DE CARRETES DE CONTROL Y SUS DERIVACIONES

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, como se mencionó, 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.

Especificaciones y recomendaciones de operación:

Para rangos de presión de 2,000 y 3,000 lb/pg² (141 y 211 kg/cm²), las salidas laterales deben tener un diámetro interior mínimo de 2 plg y ser bridadas o de grampa.

El diámetro interior debe ser por lo menos igual al del último cabezal instalado en el pozo.

Es conveniente tener instalado un preventor de arietes en la parte inferior del carrete de control.

Para los rangos de presión de trabajo 5,000; 10,000 y 15,000 lb/pg² (352; 703 y 1,055 kg/cm²) las salidas deben ser de un diámetro interior mínimo de 2 plg para la línea de matar y de 3 plg para la línea de estrangular.

El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores.

Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las líneas primarias de matar y estrangular, con el objeto de evitar el daño que por erosión se puede provocar a la instalación definitiva al pozo.

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Carrete de control

2.2 TIPOS DE CABEZALES

El cabezal de pozos es la base en la superficie sobre la cual se construye el pozo durante las operaciones de perforación.

Durante la perforación:

El pozo está controlado por una preventora de reventones y un múltiple de flujo y estrangulación.

Mientras se perfora:

Cada espacio anular esta sellado por el cabezal de pozo.

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Tipos de Cabezales de Pozo

1. Sistema convencional en carretel2. Sistemas de carreteles compactos3. Sistema de suspensión en lecho marino

1. Sistema convencional en carretel

2. Cabezal de Pozo Compacto

• El conjunto de preventoras se puede dejar en su lugar hasta la instalación de los árboles de navidad.

• Ahorra tiempo de equipo.

• Reducción de conexiones bridadas.

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3. Sistema de suspensión en lecho marino

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Cubierta del Cabezal del Revestidor (Funciones):

Normalmente está conectado al revestidor de superficie. Soporta la siguiente sarta de revestimiento Conectada o adaptada al equipo de control de pozo Sella el agujero (de la atmósfera) Controla acceso al agujero:

Para control de presión retornos de fluido durante operaciones de perforación

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 TRs

2.3 SELECCIONES DE CABEZALES Y MEDIO ÀRBOL(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.

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PSL 1 Incluye las prácticas actuales y es recomendado para un amplio rango de

condiciones de servicio en la industria.

PSL 2 Incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 1 que se

ejecutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una gama específica

de condiciones de servicio.

PSL 3 Incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 2 que se

ejecutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una gama específica

de condiciones de servicio.

PSL 3G Incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 3 que se

ejecutan actualmente por un amplio rango de la industria, en una gama específica

de condiciones de servicio. La designación del PSL 3G se utiliza únicamente

cuando es necesario realizar pruebas para definir intervalos de gas adicionales a

los que ya fueron probados.

PSL 4 Incluye todos los requisitos de PSL 3G más ciertos requisitos adicionales y

se prevee para usos que exceden las condiciones del servicio identificadas dentro

del alcance del estándar internacional, y normalmente se utiliza para el equipo

primario.

En la siguiente figura, se muestra el nivel de especificación recomendado para el

equipo primario. El equipo primario en un conjunto de cabezales incluye como

mínimo: Cabezal de la tubería de producción; Colgador de la tubería de

producción; Adaptador de la tubería de producción y la Válvula maestra.

El resto de las piezas del cabezal se clasifican como secundarias. El nivel de la

especificación para el equipo secundario puede ser igual o menor que el nivel

para el equipo primario.

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PSL mínimo recomendado para partes principales de cabezales y árbol de válvulas.

Edición

Aplica si la presión parcial del ácido sulfhídrico (H2S) en el líquido producido iguala

o excede la cantidad mínima especificada por NACE MR-0175 para servicio

amargo.

Alta concentración del H2S

Use "sí" si la concentración del H2S del fluido producido es tal que en caso de un

escape al aire pueda convertirse en una concentración de 70 x 10 -6 [70 partes por

millón (ppm)] (el olfato humano no puede detectar concentraciones más altas que

70 x 10-6).

Alternadamente utilice "sí" cuando el valor del radio de exposición (ROE) al H2S a

100 ppm sea mayor a 15 m (50 pies) del pozo. El ROE es definido en el articulo

36 de la “Texas Railroad Commission Rule”. Se pueden aplicar otros métodos

para calcular el ROE, dependiendo de las regulaciones locales.

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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.

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Temperatura

Clasificación

Rango de operación

°C mínimo °C máximo Mínimo °F Máximo °F

K -60 82 - 75 180

L -46 82 -50 180

N -46 60 - 50 140

P -29 82 - 20 180

R Temperatura ambiente Temperatura ambiente

S -18 60 0 140

T -18 82 0 180

U -18 121 0 250

V 2 121 35 250

Clasificación de materiales de cabezales y árbol de válvulas de acuerdo a sus

condiciones de trabajo.

Clase de

Mater

ial

Materiales mínimos requeridos

Cuerpo, Bonete y Bridas Partes que controlan presión, vástagos y

colgador de TP

AA – Servicio

general

Acero al carbono o de baja aleación Acero al carbono o de baja aleación

BB – Servicio

general

Acero al carbono o de baja aleación Acero inoxidable

CC – Servicio

general

Acero inoxidable Acero inoxidable

DD – Servicio

amargoa

Acero al carbono o de baja aleación b Acero al carbono o de baja aleación b

EE – Servicio

amargoa

Acero al carbono o de baja aleación b Acero inoxidable b

FF – Servicio

amargoa

Acero inoxidable b Acero inoxidable b

HH – Servicio

amargoa

CRAsbcd CRAsbcd

a

Según lo definido por NACE MR 0175/ISO 15156. En conformidad con NACE MR 0175/ISO

15156. b

En conformidad con NACE MR

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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.

2.4 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.

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.

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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.

Brida

Inferior

pg.

Presión de

Trabajo

Brida

Superior

pg.

Presión de

Trabajo

Dimensiones (pg.)

lb/pg2 kg/cm2 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

Especificaciones del Carrete de TR tipo “FC-22-OO”

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

2

14

6

3

5

Conexiones superficiales

última tubería de revestimiento que llegue hasta la superficie. Alrededor de la

brida superior tiene los prisioneros (yugos) que sujetan al colgador de TP. Además

cuenta con salidas laterales con ranura para anillos API y birlos con tuercas.

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.

Conexiones superficiales

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.

Bibliografía

www.cabezal-del-pozo-y-arbol-de-navidad-140813080214-Schlumberger

www.manual-de-conexiones-superficiales/PEMEX-pdf

www.conexionessuperficiales/2009-085643.pdf

www.cabezales-de-pozos.tuberias/manual.pdf