CONXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL 2010.pdf

Manual de Conexiones Superficiales de Control

UPMP 2010 © Derechos Reservados 2010

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Editorial Las actividades de Perforación, Terminación y Reparación de Pozos, son operaciones de alto riesgo, debido a que en este proceso se manejan fluidos inflamables de alta explosividad provenientes de los yacimientos. La mitigación de estos riesgos se realiza primeramente utilizando fluidos de control de densidad y características reológicas adecuadas, que impiden el flujo incontrolado de los fluidos del yacimiento a la superficie, siendo estos fluidos la primera capa de protección para el personal, las instalaciones y el medio ambiente. La segunda capa de protección para prevenir el influjo de fluidos de los yacimientos a la superficie, es un sistema redundante de preventores de reventones, conocido comúnmente como conjunto de preventores o BOPs por sus siglas en inglés (Blow Out Preventers). Los preventores como ya se mencionó, son componentes armados con elementos hidráulicos mecánicos y elastoméricos, que se instalan en los cabezales del pozo, que permiten controlar el flujo de fluidos y derivarlos hacia separadores o quemadores, a través del arreglo de estranguladores. Los arreglos de preventores son de varios tipos y su configuración depende del tipo de pozo, la presión, temperatura y características físico químicas de los fluidos producidos. Se le llama conjunto de preventores o arreglo de preventores, porque esta segunda capa de protección está constituida por dos o más preventores, para tener doble, triple o cuádruple redundancia, que depende del nivel de riesgo asociado a la operación. Otro elemento de vital importancia para hacer efectivo el sistema de prevención, es sin duda la bomba acumuladora de presión para operar los preventores, conocida en el campo como bomba Koomey, la cual está diseñada para operar en forma eléctrica, hidráulica o autónoma mediante acumulador de presión. Este manual de conexiones superficiales de control, describe muchos otros componentes que forman parte del complejo sistema redundante de prevención de reventones, que los ingenieros y técnicos en los pozos tienen que aplicar, para realizar sus operaciones en forma segura, debiendo cumplir estrictamente los procedimientos de instalación, prueba y funcionamiento, para que de esta manera se garantice una operación eficiente y segura.

Juan Alfredo Ríos Jiménez

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Manual de Conexiones Superficiales de Control para Pozos Petroleros. Personal profesionista y técnico de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos que ha participado en la elaboración del presente manual. Primera Edición 2003:

Coordinación:

Ing. Felipe Sierra González Ing. Eliseo Rodríguez Roque Ing. Miguel Pacheco Acosta Ing. Bulmaro Castro Mutio Ing. Armando Flores González Ing. David E. Blacio Cedillo

M.I. Juan Alfredo Ríos Jiménez Ing. Miguel Ángel Aguilar de la Serma

Segunda Edición 2007: Ing. Héctor Roberto López Flores Ing. Ambrosio López Díaz Ing. Gilberto Adolfo Gordillo Santiago Ing. Ismael Galisteo Farías Ing. Samuel Enrique Córdova Sánchez Ing. Jorge Vasquéz Navarro Téc. Marco Antonio Ocaña Sánchez Oper. Antonio Reyes Pulido

Coordinación: M.I. Juan Alfredo Ríos Jiménez Ing. Humberto Castro Martínez

Tercera Edición 2010: Ing. David E. Blacio Cedillo Ing. Antonio Sánchez Pérez

Coordinación: M.I. Juan Alfredo Ríos Jiménez Ing. Humberto Castro Martínez

Diseño Gráfico 3ª Edición: María de los Angeles Bueno Lugo Edición 2010 © Derechos Reservados

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Estandarización de las Conexiones Superficiales de Control

Índice Contenido 1. Conexiones Superficiales de Control 1.1. Caso Terrestre 1.2. Caso Marino 1.2.1. Superestructura Fija (Octápodo) 1.2.2. Estructuras Fijas Aligeradas 1.2.3. Sin Estructuras 1.3. Caso Lacustre

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2. Selección de las Conexiones Superficiales de Control 21

3. Sistemas de cabezales de pozos

3.1. Sistema de cabezal convencional 3.1.1. Tipos de cabezal primario para TR superficial (casing head) 3.1.1.1. Cabezal primario de conexión roscable 3.1.1.2. Cabezal primario soldable 3.1.1.3. Cabezal de cuñas invertidas (Sliplock) 3.1.2. Carrete Cabezal para TR Intermedia (casing spool) 3.1.2.1. Colgadores cuñas para tuberías de revestimiento (casing hangers) 3.1.2.2. Brida empacadora doble sello 3.1.3. Cabezal de Producción para TR de Explotación (Tubing Head) 3.1.3.1. Colgador para tubería de producción (Tubing Hanger) 3.1.3.2. Tornillo y tuerca opresora (Yugos) 3.2. Sistema de cabezal compacto 3.2.1. Secciones del cabezal compacto 3.2.2. Recomendaciones operativas 3.2.3. Ventajas del cabezal compacto 3.2.4. Colgadores Mandril para tubería de revestimiento intermedia 3.2.5. Colgadores mandril para TR de explotación


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Índice

2.1. Especificación API-6A/ISO 10423 2.2. Nivel de especificación del producto PSL 2.3. Concentración del H2S 2.4. Proximidad cercana al área de riesgo 2.4.1. Radio de exposición (ROE) al H2S 2.5. Resistencia del material de acuerdo a la temperatura de trabajo 2.6. Clasificación del material de acuerdo al tipo de servicio 2.7. Requerimiento de Funcionalidad (PR) (performance requirement) 2.8. Partes Criticas Especificación NACE MR 0175 (ISO 15156)

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Índice

4. Árbol de Producción

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5. Preventores (Blow Out Preventers)

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Índice

4.1. Selección del árbol de Producción 4.2. Árbol de producción convencional 4.3. Árbol de Producción horizontal 4.4. Brida adaptadora de sello (tubing head adapter = bonete) 4.5. Válvulas de contrapresión

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5.1. Sistema Desviador de Flujo (Diverter) 5.1.1. Instalación del desviador de flujo 5.1.2. Recomendaciones de operación del desviador 5.2. Preventor Esférico 5.2.1. Recomendaciones de operación 5.3. Preventor de arietes 5. 3.1. Preventores tipo U y UM 5.3.2. Características y ventajas 5.3.3. Funciones de los Preventores 5.3.4. Clasificación de los Preventores 5.3.5. Recomendaciones previas a su instalación 5.3.6. Recomendaciones durante su instalación 5.3.7. Recomendaciones durante su operación 5.4. Arietes de Preventores 5.4.1. Arietes para tuberías 5.4.1.1. Características de arietes para tuberías 5.4.1.2. Capacidad de carga sobre los arietes 5.4.2. Arietes variables para tuberías 5.4.3. Arietes ciegos 5.4.3.1. Posición de los arietes ciegos en los BOP`s 5.4.4. Arietes ciegos de corte 5.4.4.1. Posición de los arietes ciegos de corte en los BOP`s 5.4.5. Corte de tubulares (Bop’s equipado con bonetes y arietes de corte) 5.5. Elastómeros de preventores 5.5.1. Prueba física del elastómero 5.5.2. Recomendaciones de almacenaje de la empaquetadura

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Índice

6. Carretes de preventores

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7. Líneas de matar y estrangular

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8. Ensamble de estrangulación

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9. Estranguladores

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6.1. Carrete de control 6.1.1. Especificaciones del carrete de control 6.1.2. Accesorios del carrete de control 6.1.2.1. Válvulas del carrete de control 6.1.2.2. Válvulas mecánicas 6.1.2.3. Válvula check 6.1.2.4. Válvula hidráulica 6.2. Carrete espaciador

8.1. Función del ensamble 8.2. Arreglos del ensamble 8.3. Componentes del ensamble de estrangulación 8.4. Recomendaciones para el ensamble de estrangulación de la UPMP 8.5. Ensamble de Estrangulación Auxiliar

9.1. Estrangulador positivo 9.2. Estrangulador variable 9.2.1. Estrangulador variable de aguja tipo manual 9.2.2. Estrangulador variable de camisa deslizable o de discos (Willis) 9.2.3. Estrangulador variable hidráulico 9.2.4. Estrangulador electrónico 9.3. Porta estrangulador 9.4. Consola de operación del porta estrangulador variable 9.4.1. Recomendaciones para operar la consola


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Índice

7.1. Especificaciones de las líneas de matar y estrangular 7.1.1. Línea de estrangular 7.1.2. Línea de matar 7.2. Especificaciones de las líneas flexibles “coflexip” 7.2.1. Selección de la tubería flexible “coflexip” 7.2.2. Compatibilidad con la norma NACE MR-01-75 7.2.3. Características, propiedades y uso de la coflexip

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Índice

10. Válvulas

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11. Bridas, anillos, birlos, espárragos y tuercas

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12.Recomendaciones de CSC

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Índice

10.1. Válvulas de compuerta 10.1.1. Válvula del stand pipe 10.2. Válvulas de seguridad en el piso de trabajo 10.2.1. Válvulas de la flecha 10.3. Válvula de contrapresión para tubería de trabajo (preventor interior) 10.4. Válvula de contrapresión de caída y anclaje para tubería de trabajo 10.5. Válvula de seguridad en el aparejo de producción/inyección 10.6. Válvula hidráulica

11.1. Bridas 11.2. Bridas cambio de serie 11.3. Pistas de bridas 11.4. Anillos 11.4.1. Anillos “R” 11.4.2. Anillos “RX” 11.4.3. Anillos “BX” 11.4.4. Anillos para preventores 11.4.5. Anillos para válvulas 11.5. Birlos, espárragos y tuercas 11.5.1. Resistencia del material

12.1. Recomendaciones para Conexiones Superficiales de Control 12.2. Recomendaciones de Inspección física del conjunto de preventores 12.3. Recomendaciones de trabajos en ambientes corrosivos 12.4. Tabla de toxicidad del H2S

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Índice 141

14. Separador gas-lodo

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15. Desgasificador

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13.1. Bomba de acción de preventores “Koomey” 13.2. Depósito almacenador de fluidos 13.3. Requerimientos de los acumuladores 13.4. Tipos de acumuladores 13.5. Presión de precarga y operación 13.6. Prueba en los acumuladores 13.7. Tiempo de respuesta del sistema de operación 13.8. Prueba de operación del sistema de acumuladores 13.9. Requerimientos de volumen de los acumuladores 13.10. Requerimientos de volumen para cerrar y abrir preventores de arietes 13.11. Fuentes de Energía 13.11.1. Respuesta de las bombas 13.11.2. Presión en las bombas neumática y eléctrica 13.12. Eficiencia de la Unidad Acumuladora 13.13. Sistema de potencia 13.14. Sistema de cierre auxiliar de preventores 13.14.1. Cierre de preventor usando el sistema de nitrógeno (N2) 13.14.2. Antes de utilizar el nitrógeno 13.14.3. Válvulas del múltiple de operación 13.15. Operación de la válvula actuadora de cuatro pasos 13.15.1. Características de la válvula actuadora “barkesdale” 13.15.2. Posición “Abrir” 13.15.3. Posición “Neutral” 13.15.4. Posición “Cerrar” 13.16. Válvula KR manual (23) 13.17. Válvula KR neumática (26) 13.18. Requerimientos de válvulas, múltiples, conexiones y líneas 13.19. Paro automático de energía 13.19.1. Interruptor de presión automático hidroneumático 13.19.2. Consola de control remoto 13.20. Recomendaciones para la unidad acumuladora UPMP

14.1. Características y diseño 14.2. Selección del diámetro interior del separador gas-lodo

15.1. Características de operación del desgasificador 15.2. Desgasificador vertical y horizontal


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Índice

13. Unidad acumuladora para operar preventores

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Índice 16. Tanque de viajes

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17. Quemador

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16.1. Características de operación del tanque de viajes

17.1. Características del quemador

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18. Pruebas de las conexiones superficiales de control 183

Índice

18.1. Probadores 18.1.1. Probador de asiento 18.1.2. Probador de tensión 18.2. Pruebas de las CSC 18.2.1. Presiones de pruebas recomendadas en las CSC 18.2.2. Recomendaciones durante las pruebas de CSC

19. Arreglos API de preventores

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20. Estándar de las conexiones superficiales de control en la UPMP

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21. Sistema Bajo-Balance

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19.1. Arreglos estándar API 19.2. Código de componentes 19.3. Arreglos API 19.3.1. Arreglo- 1 para 5 K-13 5/8”- SRRA 19.3.2. Arreglo- 2 para 10 K – 13 5/8” – RSRA 19.3.3. Arreglo- 3 para 15 K – 11” – RSRdA

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20.1. Criterios de selección de un arreglo de preventores (BOP`s) 20.2. Estándar de las conexiones superficiales de control

21.1. Equipo superficial para perforación bajo balance (UBD) 21.2. Esquema del sistema bajo balance 21.3. Selección de cabeza o preventor rotatorio 21.4. Características de la cabeza o preventor rotatorio 21.5. Sistema de separación de fases 21.6. Sistema de separación abierto a presión atmosférica 21.7. Sistema de separación cerrado de baja presión 21.8. Ensamble auxiliar de estrangulación 21.9. Consideraciones operativas de UBD 21.9.1. Seguridad en ubD 21.9.2. Recomendación de una instalación Bajo Balance

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203 203 204 204 206 206 207 208 208 209 211


Índice Anexo A. Estandarización de las Conexiones Superficiales de Control


217 218 219 220 221 222 223

Índice

A.1.1. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi A.1.2. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi, con bajo balance A.1.3. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo con presiones máximas de 3000 psi, con flujo controlado A.1.4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo y exploratorio con presiones máximas de 5000 psi A.1.5. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo y exploratorio con presiones máximas de 5000 psi, con bajo balance A.1.6. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo y exploratorio con presiones máximas de 5000 psi, con flujo controlado A.1.7. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo y exploratorio con presiones máximas de 10,000 psi A.1.8. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo y exploratorio con presiones máximas de 10,000 psi, con flujo controlado A.1.9. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo y exploratorio con presiones máximas de 15,000 psi A.2.1. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo y exploratorio con presiones máximas de 3000 psi, en plataformas fijas y autoelevables A.2.2. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos desarollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi, en plataformas fijas y autoelevables A.2.3. Arreglo estándar 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, bajo balance y con flujo controlado A.2.4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10,000 psi en plataformas fijas y autoelevables, con casquete de gas

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Índice

Índice

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A.3.0. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y mantenimiento de pozos A.3.1. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 5000 psi A.3.2. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 10,000 psi A.3.3. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 15,000 psi A.4.1. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación en plataformas fijas y autoelevables 5000 y 10,000 psi A.5.1. Arreglo estándar del múltiple de estrangulación para reparación de pozos de desarollo y exploratorios tipo 1 A.5.2. Arreglos estándar de reparación tipo 1, Preventores 7 1/16”10K para pozos de alta presión A.5.3. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo I, con preventores Cameron “UM”. A.6.1. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios Tipos II A.6.2. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarollo y exploratorios Tipo II, con preventores Cameron “UM” (doble y sencillo) A.6.3. Arreglo estándar reparación Tipo II, para pozos de mediana presión preventores 7 1/16” 10K con restricción de altura mesa rotatoria A.6.4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo II, con preventores Camerón “UM” (Doble y esférico) A.7.0. Relación de material necesario para la instalación de conexiones superficiales de control de pozos terrestres A.8.0. Arreglos recomendados de preventores y arietes, para perforar y al introducir tuberías de revestimiento A.9.0.Tamaños y rangos de presión detrabajo de los BOP´s y rango de cierrre de los arietes variables

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Capítulo 1

En las actividades de perforación, terminación y reparación de un pozo petrolero es necesario instalar las Conexiones Superficiales de Control para garantizar la seguridad del pozo, de los trabajadores, las instalaciones y el medio ambiente. Componentes tales como: Cabezales de tuberías de revestimiento, carretes de control, preventores de arietes, preventores esféricos, el preventor rotatorio, además de los siguientes componentes, bomba acumuladora de cierre y apertura de preventores, ensamble de estrangulación, líneas de matar, estrangular, descarga y desfogue, separador gas lodo, desgasificador y quemador constituyen en conjunto las Conexiones Superficiales de Control (CSC). Esto en conjunto nos permite contener la energía acumulada del yacimiento en caso de presentarse un influjo, brote o manifestación de hidrocarburos provenientes del interior del pozo, para que de inmediato nos permita contener y realizar el control del mismo con eficiencia y seguridad. Para cumplir con esto se seleccionan las conexiones superficiales del pozo de acuerdo a normas API-6A, 16A y a la práctica recomendada API RP-53 y su hermeticidad se verificara con pruebas periódicas de acuerdo a los lineamientos de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos. Dado que las CSC son instaladas en los cabezales de tubería, consideramos necesario iniciar este manual puntualizando lo siguiente:


1.1. Caso Terrestre El programa de diseño del arreglo de tuberías de revestimiento (TR´s) determinara el número y tipo de cabezales y por consiguiente la profundidad del contrapozo de un pozo en particular. Es importante que una vez introducida la tubería de revestimiento superficial esta quede cementada en su totalidad ya que será la base para sustentar la carga de las siguientes etapas de cabezales con sus TR`s respectivas y CSC. Cuando en los trabajos de introducción y cementación de la TR superficial no haya salido cemento a superficie, el espacio anular deberá llenarse con anillos de cemento suficientes en cantidad y volumen obteniendo así un adecuado anclaje y adherencia de la tubería con la formación perforada y la tubería conductora. Es necesario asegurar que la tubería de revestimiento superficial quede posicionada vertical y concéntricamente a las paredes del pozo perforado y a la tubería conductora. Por lo que es importante que cuando se instale el primer cabezal de tuberías de revestimiento en un pozo terrestre, se considere la altura disponible de mesa-rotaria del equipo al nivel del terreno. Por consiguiente la brida superior del último cabezal (Tubing Head o Tubing Head Adapter), deberá quedar posicionada al nivel base del terreno de la localización.

Conexiones Superficiales de Control

1. Conexiones Superficiales de Control

Acordar con el Activo Integral de Explotación y Regional de Exploración que al término de los trabajos de intervención de los pozos, el contrapozo quede cubierto y protegido el medio árbol de válvulas.

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1.2. Caso Marino 1.2.1. Superestructura Fija (Octápodo) Este tipo de superestructura de producción cuenta con dos pisos (niveles) de operación siendo los siguientes:


a) Piso de producción: Este piso se encuentra a 15.900 m (52 pies) sobre el nivel medio del mar, (s.n.m.m.) contiene las conexiones superficiales de explotación tales como cabezales, árboles de válvulas, bajantes, líneas de recolección, equipos de medición de producción, tableros de control, trampas de diablos, separadores, etc. En las superestructuras construidas e instaladas después del paso de los huracanes Opal y Roxana, el piso de producción se encuentra a 19.100 m (62 pies s.n.m.m.). En superestructuras donde existan arboles de producción instalados con sus bajantes, es importante considerar la longitud del carrete espaciador adecuado durante la instalación del conjunto de preventores, evitando instalar dos o más carretes por el riesgo de fugas al incrementar el número de bridas.

En las superestructuras construidas e instaladas después del paso de los huracanes Opal y Roxana, el piso de trabajo se encuentra a 27.000 m (88.56 pies s.n.m.m.). Es importante señalar que cuando se instale el primer cabezal de Tuberías de Revestimiento Superficial en una instalación marina se considere el espacio disponible de altura mesa-rotaria del equipo al piso de Producción y de trabajo, debido a los requerimientos de longitud del carrete espaciador, campana con su línea de flote y accesorios, etc. La parte inferior del primer cabezal de la tubería de revestimiento superficial deberá quedar instalado a partir del nivel base del piso de producción. Este componente deberá quedar orientado y alineado al Cabezal de Grupo (Tren de Válvulas de Producción). Adicionalmente deberá contar con su arillo de carga y de soporte apoyado sobre el tubo conductor. (Fig. 1.1).

b) Piso de trabajo: Se encuentra a una altura de 20.700 m (68 pies s.n.m.m.) y es conocido como piso de Preventores y en él se localizan los rieles de deslizamiento de la torre de perforación que parten paralelamente en dirección norte - sur. Es importante señalar que estos rieles también se utilizan como apoyo a la subestructura que ocasionalmente se usa para intervenciones con equipo Snubbing.

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Fig. 1.1. Cabezal soldable con soporte. Es importante que una vez introducida la tubería de revestimiento superficial esta quede cementada en su totalidad ya que será la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Fig.1.2. Sea Horse. base para sustentar la carga de cabezales, tuberías de revestimiento subsecuentes (parcialmente) y CSC. Cuando en los trabajos de la cementación primaria no haya salido cemento a superficie, el espacio anular deberá llenarse con anillos de cemento suficientes en cantidad y volumen obteniendo así un adecuado anclaje y adherencia de la tubería de revestimiento superficial con la formación y el tubo conductor. 1.2.2. Estructuras Fijas Aligeradas Se denominaran las siguientes: Sea Pony, Sea Horse, Trípode y Tetrápodo. La base del cabezal superficial definitivo en el conductor asignado debe ser instalada a nivel del piso de Producción a 19.100 m. (62 pies s.n.m.m). Este componente deberá quedar orientado y alineado al Cabezal de Grupo (Tren de Válvulas de Producción). Adicionalmente deberá contar con su arillo y soporte de carga apoyado sobre el tubo conductor existente. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Fig. 1.3. Tetrápodo. (Fig. 1.2 y (Fig. 1.3). 1.2.3. Sin Estructuras En el caso de la perforación de pozos exploratorios utilizando Plataformas Autoelevables, la base del cabezal superficial deberá ser instalado a nivel raso del “Texas Deck”, (Fig. 1.4) correspondiente a una altura de 19.100 m. (62 pies s.n.m.m.), que posteriormente será el Fig. 1.4. nivel del piso de Pro“Texas Deck”. ducción y sus válvulas laterales instaladas perpendicularmente a las corrientes de los vientos dominantes de la localización. Adicionalmente deberá contar con su arillo de carga y de soporte apoyado sobre el tubo conductor existente.


Capítulo 1

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Fig. 1.5. Pozo Lacustre. 1.3. Caso Lacustre En el caso de la perforación de pozos de desarrollo o exploratorios utilizando plataformas flotantes denominadas Barcazas, la base del cabezal superficial deberá ser instalado al menos 00.300 m. (1.00 pie) arriba del nivel máximo del espejo de agua de acuerdo al estudio de batimetría del año, esto con la finalidad de poder monitorear posibles fugas en el espacio anular de la tubería de revestimiento superficial. Es importante que una vez introducida la tubería de revestimiento superficial esta quede cementada en su totalidad ya que será la base para sustentar la carga de las siguientes etapas de cabezales con sus respectivas TR`s y CSC. Cuando en los trabajos de introducción y cementación de la TR superficial no haya salido cemento a superficie, el espacio anular deberá llenarse con anillos de cemento su-

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ficientes en cantidad y volumen obteniendo así un adecuado anclaje y adherencia de la tubería superficial con la formación perforada y el tubo conductor. Es necesario asegurar que la tubería de revestimiento superficial quede posicionada vertical y concéntricamente a las paredes del pozo perforado. Por lo que es importante que cuando se instale el primer cabezal de tubería de revestimiento superficial en un pozo lacustre, se considere la altura disponible de mesa-rotaria del equipo al nivel del espejo de agua. (Fig. 1.5).


Capítulo 2

Para la selección de las conexiones superficiales de control es importante considerar los factores siguientes: Para la Perforación de la Zona Productora. • Gradiente de Presión y Temperatura esperadas. • Datos de perforación: Columna Geológica esperada, Sísmica y perfil del pozo, pozos de correlación, programa de tuberías de revestimiento, fluidos producidos de la zona invasora, Impacto Ambiental, áreas aledañas y centros de población. Para la Terminación y Explotación de la Zona Productora. • Gradiente de Presión y Temperatura esperadas. • Perfil de pozo y Distribución de tuberías • Tipo de terminación del pozo sencilla o doble. • Explotación de hidrocarburos por espacios restringidos TR y TP. • Aspecto económico y tiempo de vida productiva del campo. • Características y propiedades de los Hidrocarburos a producir. • Importancia de otros tipos de fluidos producidos. • Índice de Productividad Relativa (IPR). • Instalación de sartas de velocidad. • Inyección de químicos. • Impacto Ambiental y áreas aledañas, centros de población. • Restricciones de seguridad.


2.1. Especificación API-6A/ISO 10423 La recomendación API-SPEC6A establece las siguientes especificaciones para los cabezales de tuberías de revestimiento: • La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión superficial máxima que se espere manejar. • La resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API y a la tubería en que se conecte. • La resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la tubería en que se conecte. • La resistencia a la compresión debe ser suficiente para soportar las siguientes TRs que se van colocar. La Especificación API 6A (ISO 10423) provee la definición de las condiciones del servicio estándar e introduce el concepto de niveles de especificación del producto (PSLs), a los cuales se hará referencia. El PSL define diferentes niveles de documentación o niveles de requerimientos técnicos, los cuales podrían estar especificados para un producto. Generalmente estos niveles representan prácticas industriales para varias condiciones de servicio. 2.2. Nivel de especificación del producto PSL

Selección de las Conexiones Superficiales de Control

2. Selección de las Conexiones Superficiales de Control

El PSL (Product Specification Levels), es el nivel de especificación de las conexiones superficiales de control en función de las concentraciones en partes por millón de H2S y CO2 contenidos en los fluidos producidos, así como de las presiones esperadas en la cabeza del pozo y con esto evitar eventos de riesgo potenciales para el personal, equipo y medio ambiente.

21

Inicio Presión máxima de trabajo igual o mayor a 15000PSI

Si

No

Nace MR 0175

Si


No Pozo de Gas

Si

No

Presión mayor de 5000 PSI No

Si

Pozo de Gas

Si

PSL 3G PSL 3G

Si Presión mayor Si Pozo de Si Gas de 5000 PSI No No

Alta concentración de H2S

No

22

Alta concentración de H2S No Si Pozo de Gas No

Presión mayor Si de 5000 PSI No Presión mayor de 5000 PSI

Si

Si No

PSL 3G PSL 3G PSL 3 PSL 2 PSL 3 PSL 2 PSL 2 PSL 1 PSL 3 PSL 2 PSL 1

Fig. 2.1. PSL recomendado para cabezales y árbol de producción. La clasificación del PSL de manera práctica significa lo siguiente: El PSL 1 y PSL 2 se emplean para designar servicios estándar y los PSL 3 y PSL 4 se emplean para operar en ambientes corrosivos. La traducción literal del significado de los PSL es la siguiente: • PSL 1 incluye las prácticas actuales y es recomendado para un amplio rango de condiciones de servicio en la industria. (Servicio Estándar para presiones menores de 5,000 psi). • 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 en la industria.

(Servicio Estándar para presiones iguales o mayores a 5,000 psi). • 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. (Servicio Estándar para presiones iguales o mayores a 10,000 psi). • 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.


Capítulo 2

El árbol de decisión que se muestra en la Fig. No. 2.1 permite al diseñador la selección apropiada del nivel de especificación (PSLs) para las partes primarias de los cabezales y Árbol de Producción.

2.3. Concentración del H2S Para el manejo del diagrama anterior, considere lo siguiente: Use “sí” cuando la concentración del H2S del fluido producido sea tal que en caso de un escape a la atmosfera pueda convertirse en una concentración de 70 x 10-6 [70 partes por millón (ppm)]. Recuerde que el olfato humano no puede detectar concentraciones mayores de 70 ppm. 2.4. Proximidad cercana al área de riesgo

Se le llama equipo primario a los dispositivos que están en contacto con la corriente de los hidrocarburos producidos, siendo estos: Cabezal de la tubería de producción; Colgador (bola colgadora) de la tubería de producción; adaptador de la tubería de producción (bonete) y la primera válvula maestra.

Los usuarios que están acostumbrados al uso de los conceptos de proximidad cercana del área de riesgo y radio de exposición, pueden aplicar estos conceptos en lugar de “Pozo de Gas” en la figura 2.1.

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.

El radio de exposición es la distancia entre la boca del pozo y un área y/o camino público.

La política de la UPMP es incluir el nivel de especificación PSL a todo el medio árbol de producción y cabezales, para su adquisición.


2.4.1. Radio de exposición (ROE) al H2S

La proximidad debe considerar el impacto potencial de una emisión descontrolada de H2S, dañando la vida y el medio ambiente cercano al cabezal del pozo. La siguiente lista puede ser utilizada para determinar el riesgo potencial:


• PSL 4 incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 3G más ciertos requisitos adicionales y se prevé para usos que exceden las condiciones de servicio identificadas dentro del estándar internacional, normalmente se utiliza esta designación para el equipo primario de CSC.

1. 100 ppm de H2S y el ROE es mayor que 15 m (50 pies) a partir del cabezal del pozo, e incluye cualquier parte de un área poblada, excepto un camino o vía pública retirados de sitios urbanos.

23

El ROE es definido con las siguientes ecuaciones:

5. Si el pozo está localizado dentro de un radio de 15 m (50 pies) de un camino público.

Radio de exposición (ROE) @ 100 ppm

6. Si el pozo está localizado en o cerca de un rio o aguas navegables tierra adentro.

X = [(1.589) (Fracción Mol de H2S) (q)] 0.6258


Radio de exposición (ROE) @ 500 ppm X = [(0.4546) (Fracción Mol de H2S) (q)] 0.6258 Donde: X = radio de exposición, pies q = gasto máximo de posible fuga de gas, pies³ /día. H2S = Fracción mol de ácido sulfhídrico en la mezcla gaseosa de la posible fuga de gas. El área poblada significa una vivienda, lugar de negocios, iglesia, escuela, hospital, parada de autobús, parque, ciudad, comunidad, u otra área similar que puede estar habitada. La vía pública significa cualquier calle o camino de uso público. 2. 500 ppm ROE de H2S mayor que 15 m (50 pies) a partir del cabezal del pozo, e incluye cualquier parte de un área pública y camino o vía pública. 3. Cuando el pozo está ubicado en cualquier área ambientalmente sensible tal como parques, zonas protegidas, reservas de la vida salvaje, límites de la ciudad, etc. 4. Si el pozo está localizado dentro de un radio de 46 m (150 pies) de una flama abierta.

24

7. Si el pozo está localizado en o cerca de abastecimientos naturales de aguas potables superficiales. 8. Si el pozo está localizado dentro de un radio de 107 m (350 pies) de cualquier sitio habitado. Estas son consideraciones mínimas recomendadas, en caso de existir regulaciones locales deberán ser tomadas en cuenta. 2.5. Resistencia del material de acuerdo a la temperatura de trabajo En la tabla 2.1, se muestra la clasificación de materiales de cabezales y árboles de producción, de acuerdo a las condiciones de temperatura a que estarán sometidas. Temperatura Clasificación

Rango de operación Mínimo ºC

Máximo ºC

Mínimo ºF

Máximo ºF

K

- 60

82

- 75

180

L

- 46

82

- 50

180

N

- 46

60

- 50

140

P

- 29

82

- 20

180

R S T

Temperatura ambiente Temperatura ambiente 35 15 59 95 0 - 18 140 60 0 - 18 180 82

U

- 18

121

0

250

V

2

121

35

250

Tabla 2.1 Temperatura de materiales. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Capítulo 2 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


BB – Servicio general


Acero inoxidable

CC – Servicio general

Acero inoxidable

Acero inoxidable

DD – Servicio amargoa

Acero al carbono o de baja aleación b


EE – Servicio amargoa


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.

Tabla 2.2. Clasificación de materiales. 2.6. Clasificación del material de acuerdo al tipo de servicio En la tabla 2.2 se indican los requerimientos generales de materiales (API-6A, 19a Edición), considerando la presencia de ambientes corrosivos y tipo de servicio. 2.7. Requerimiento de Funcionalidad (PR) (performance requirement) Puede ser PR-1 o PR-2 que son el número de ciclos de prueba a diferentes condiciones de presión y temperatura durante su manufactura. Siendo el API una especificación que recomienda las pruebas en la fabricación de los cabezales y arboles de Producción.

El Servicio Amargo está definido para cualquier caso en donde la presión parcial absoluta de Sulfuro de Hidrogeno (H2S) exceda a 0.05 psi. Fórmulas de Presión Parcial. H2S psia = H2S ppm x Presión de Trabajo / 1,000 000 H2S psia = H2S % mol x Presión de Trabajo / 10,000 CO2 psia = CO2 % mol x Presión de Flujo / 10,000


Clase de Material

2.8. Partes Criticas Especificación NACE MR 0175 (ISO 15156) El API y otras especificaciones requieren que para emplear metales usados en partes críticas de equipo para servicio amargo cumplan con la norma NACE MR0175.


25

Capítulo 3

Los sistemas de cabezales a utilizar en pozos petroleros están en función del nivel de especificación (PSLs) asignado para las partes primarias de los cabezales y al contacto de los fluidos producidos o inyectados, de acuerdo con el programa de diseño de tuberías de revestimiento. El conjunto de cabezales consta de dos o más carretes de tuberías de revestimiento que se describen en: cabezal primario (casing head), carretes cabezal de tubería de revestimiento (casing spool), y cabezal de producción (tubing head). El objetivo de la terminación de un pozo de aceite y gas es proporcionar en superficie un sistema de explotación seguro y eficiente, en la industria es común utilizar el sistema de cabezal convencional y/o cabezal compacto. 3.1. Sistema de cabezal convencional El sistema de cabezal convencional lo integran los siguientes componentes: cabezal

Fig. 3.1. Sistema de Cabezal Convencional. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

principal, diferentes carretes colgadores de tuberías de revestimiento, y cabezal de producción. Se emplean frecuentemente en pozos de baja y alta presión, para servicio severo, ambientes corrosivos, son robustos con alta integridad de sellos, sus conexiones son API, como se muestra en la Fig. 3.1. 3.1.1. Tipos de cabezal primario para TR superficial (casing head) El cabezal primario de la tubería de revestimiento superficial es la base principal de la instalación permanente de las conexiones superficiales de explotación, control y producción del pozo y se usa para anclar y sellar concéntricamente la siguiente sarta de tubería de revestimiento. Adicionalmente estos cabezales primarios pueden tener en la brida superior dos o más tornillos vástagos (yugos) para sujetar a los bujes de desgaste, dependiendo del fabricante. Por diseño en su parte inferior son: de conexión roscable, soldable o cuñas invertidas, y son utilizados como el primer cabezal superficial y este es la base para instalar el conjunto de preventores, es conocido comercialmente como casing head. Fig.3.2.

Sistemas de cabezales de pozos

3. Sistemas de cabezales de pozos

Fig. 3.2. Cabezal primario (casing head).

29

3.1.1.1. Cabezal primario de conexión roscable


El tipo de cabezal primario de conexión roscable para tubería de revestimiento superficial es únicamente para el uso de cabezales donde estas conexiones roscadas tienen una aplicación específica (Pozos Someros y para presiones de trabajo de 3K y 5K). Se recomienda que al instalar este cabezal se deberá alinear y enroscar al piñón de la TR aplicando el mínimo peso hasta alcanzar el torque recomendado por el fabricante. Fig. 3.3.

La conexión incluye puertos de prueba de ½” para validar la integridad de la soldadura y los sellos. Fig. 3.4.

Fig. 3.4. Cabezal primario soldable.

Fig. 3.3. Cabezal primario de conexión roscable. 3.1.1.2. Cabezal primario soldable El cabezal primario con asiento (Tipo Soldable), consta de un receptáculo pulido interior e inferior el cual asienta en la tubería de revestimiento superficial. Existen dos tipos: 3.1.1.2.1. En el tipo Estándar se aplica soldadura en la parte inferior externa e interna del cabezal, todo esto bajo procedimiento y recomendación del fabricante: precalentar + soldar + probar la soldadura. Aquí es posible utilizar el sistema Hot-Hed.

30

3.1.1.2.2. En el tipo Sello lleva integrado un elemento elastomérico tipo O-ring (resistente a la temperatura generada en el proceso de soldadura), para los cabezales de 10 ¾” o de menor diámetro, esto con la finalidad de asegurar un sello hermético adicional. (Este tipo de cabezal con sello únicamente es posible soldarse en la parte inferior externa, de acuerdo a procedimiento del fabricante).

3.1.1.3. Cabezal de cuñas invertidas (Sliplock) Consta de un diseño sencillo, con sellos elastoméricos tipo “P” y un mecanismo de cuñas en su parte inferior para anclar y sellar al exterior de la tubería de revestimiento superficial, a su vez se elimina el proceso de soldadura ahorrando tiempos en su instalación, éste se energiza apretando los tornillos en forma de cruz a través de un mecanismo de sellos elastoméricos. Este cabezal es utilizado para operar a presiones de trabajo de 3K y 5K. Para instalar el cabezal de cuñas invertidas, se recomienda que la TR quede cementada y verticalizada hasta el extremo superior del tubo conductor, se deberá de cortar primero


Capítulo 3 11” 5M 10-3/4”

24.75

42.00

7.00

Fig. 3.7. Conexión Anclaje Independiente. Sistema MBS 5M de 13 5/8” Con Conexión Inferior Sliplock de 13 3/8”

Fig. 3.5. Cabezal primario de Cuñas Invertidas (Sliplock).

48.88


la T.R. superficial a la altura requerida y biselar externamente, bajar cuidadosamente el cabezal, asentarlo sobre la boca de la T.R y nivelar, remover con llave “allen” los tornillos candados de los segmentos de las cuñas para que estas queden liberadas, apretar los tornillos de activación de las cuñas en forma de cruz hasta alcanzar el torque recomendado por el fabricante y seguidamente efectuar la prueba de sellos del cabezal al 80% de la presión de colapso de la T.R. superficial. Fig. 3.5 hasta la Fig.3.9.

12.312” Agujero Min 12.00

Conexión Anclaje Independiente

Conexión Anclaje Integrado

Sellos T Tornillos Fijación cuñas Tornillos Retención cuñas Segmentos de Cuña

Fig 3.6. Cuñas invertidas.

Fig. 3.8. Conexión Anclaje Integrado.


31


Fig.3.9. Cabezal primario de Cuñas Invertidas (Sliplock). 3.1.2. Carrete Cabezal para TR Intermedia (casing spool) Este carrete cabezal de T.R. intermedia, transfiere las cargas axiales a través de la tubería de revestimiento (una vez cementada) a las paredes del agujero y a la TR anterior, cuenta con bridas en su parte superior e inferior, a su vez tiene un receptáculo interior inferior cilíndrico pulido donde se alojan el conjunto superior de sellos secundarios de acuerdo al diámetro exterior de la tubería de revestimiento introducida, es conocido comercialmente como casing spool. Fig. 3.10.

Se pueden agregar uno o más carretes de acuerdo al programa de TR`s a introducir. Fig. 3.11. Adicionalmente estos carretes cabezal para TR intermedia pueden tener en la brida superior dos o más tornillos vástagos (yugos) para sujetar a los bujes de desgaste, dependiendo del fabricante.

Fig.3.10. Sellos Secundarios. En la parte interior superior cuenta con un receptáculo cilíndrico (nido o tazón), para asentar y alojar el siguiente Colgador de Cuñas de la tubería de revestimiento a introducir.

32

Fig.3.11. Carrete Cabezal de TR intermedia (casing spool).


Capítulo 3 A continuación se muestra un ejemplo de un carrete cabezal convencional. Fig. 3.12.

En el interior de las salidas laterales tiene roscas donde se pueden alojar tapones ciegos.

Características

D

Conexión Inferior

C

Sello Secundario B

Salidas Laterales

A

Conexión superior

Fig.3.12. Carrete cabezal convencional de TR. Como ejemplo a continuación, se muestra en la Fig. 3.13, un carrete cabezal de TR intermedia “FC - 22” 20 3/4” 3M brida inferior por 13 5/8” 5M brida superior. Su preparación es con doble sello tipo “OO”; acepta colgadores de TR tipos “FC – 21” y “FC - 22” intercambiables para tensión y presión en trabajos pesados. Puede recibir también un colgador tipo “FC – 22 W” de 13 5/8” x 9 5/8” que sostiene la TR de 9 5/8”, y como respaldo del sello secundario se utiliza una brida empacadora tamaño 20 ¾” 3M x 13 3/8” de doble sello tipo “OO”. Ver tabla 3.1.

Brida Inferior pg

Presión de Trabajo kg/cm

13.625

5,000

352

11

5,000

13.625

5,000

352

11

10,000

20.750

3,000

211

13 5/8

5,000

2

3.1.2.1. Colgadores cuñas para tuberías de revestimiento (casing hangers) Existe una diversidad de colgadores de tubería de revestimiento, su diseño y fabricación es bajo normas y especificaciones API. En los cabezales convencionales se emplean los colgadores del tipo Cuñas, los cuales constan de un cuerpo sólido acoplado con sellos elastoméricos concéntricos y varios segmentos deslizantes (cuñas).

Brida Presión de Trabajo Superior lb/pg2 kg/cm2 pg

lb/pg

2

Fig.3.13. Carrete cabezal para TR intermedia, tipo “FC–22”.


Tazón para Colgador

Dimensiones (pg) A

B

C

D

352

24 1/8

13 5/8

9

10 7/8

703

29 3/4

14 5/8

9

10 7/8

352

28 5/8

15 3/8

12 1/2

13 1/2

Tabla 3.1. Especificaciones del Carrete de TR tipo “FC-22-OO”.


33

b


a

c

d

Empaque

Tornillo retenedor Segmentos Pin guía Tornillo candado

Empaque

Tornillo retenedor Segmentos Tornillo candado

Fig.3.14. Colgadores para tuberías de revestimiento (casing hangers).

34


Capítulo 3 El colgador del tipo mandril consta de un cuerpo sólido y un conjunto de anillos de sello elastomérico vulcanizado comprimido. Es importante mencionar que el anclaje de la Tubería de Revestimiento será el 80% del peso de la tubería libre desde la cima teórica de cemento hasta superficie y sin considerar el factor de flotación, son conocidos comercialmente como casing hanger. Fig. 3.14.

3.1.3. Cabezal de Producción para TR de Explotación (Tubing Head)

3.1.2.2. Brida empacadora doble sello

Antes de instalar el medio árbol, este cabezal sirve para instalar el conjunto de preventores a partir de su brida superior.

Cuentan con un orificio de ½” NPT para realizar la prueba de hermeticidad entre los sellos elastoméricos o metal a metal, y adicionalmente otro orificio de ½” NPT para realizar la prueba de hermeticidad entre el sello elastomérico inferior y el anillo metálico inferior. Para activar los sellos se energizan inyectando grasa plástica a través de los orificios ½” NPT laterales, como se indica en la Fig. 3.15.

En su parte inferior interna se aloja el conjunto de sellos secundarios que circunda la última tubería de revestimiento de explotación introducida hasta la superficie. En su parte superior interior tiene un receptáculo donde se aloja el colgador de tubería (bola colgadora) de producción (aparejo), y en el exterior de su brida circundan los tornillos candados (yugos) que sujetan al colgador del aparejo de producción o inyección y a su vez activan sus elementos de sellos. Este carrete cuenta con 2 salidas laterales opuestas donde se instalan sus válvulas de control respectivas para el manejo de presiones acumuladas en el espacio anular entre el aparejo de producción y la TR de explotación. Fig.3.16.


Es utilizada para ofrecer una segunda barrera de protección al funcionar como sello secundario adicional al colgador de TR, y como una brida adaptadora para la transición de series de presión; se fabrican en configuraciones de orificios para birlos pasados o con birlos empotrados.

El carrete cabezal de producción se ensambla en su parte inferior a la TR de explotación, es conocido comercialmente como tubing head. Sirve de enlace entre un carrete cabezal para TR de explotación y el medio árbol de producción.

11” 5M F-54 Ring groove

13-5/8” 3M F-57 Ring groove

Fig. 3.15. Brida empacadora doble sello.


35

3.1.3.1. Colgador para tubería de producción (Tubing Hanger) La función del colgador de tubería es transferir el peso del aparejo de producción al cabezal y aislar los fluidos del espacio anular entre la tubería de producción y la de explotación, y a su vez permitir el paso de las líneas de control o inyección al interior del pozo a través de él. En el mercado del petróleo existen cinco tipos de colgador de uso común: Sistemas de cabezales de pozos

1. Colgadores de compresión (sellos metal a metal o de tipo elastomérico), de mandril (tipo dona). Fig. 3.17 a. 2. Colgadores de tensión del tipo ariete. Fig. 3.17 b. 3. Ensamblaje de sellos y cuñas. Fig. 3.17 c 4. Suspensión directa del árbol (Ejemplo: árboles horizontales). Vetco “FMC”. Fig. 3.17 d. Fig. 3.16. Cabezal de Producción para TR de Explotación (Tubing Head).

Fig. 3.22. a, b, c, d y e Colgadores de Tubería de Producción

36


Capítulo 3 3.1.3.2. Tornillo y tuerca opresora (Yugos)

Las principales alternativas para bloquear el flujo proveniente del interior de la tubería de producción a la superficie durante la remoción de los BOP o el árbol de producción, son los siguientes:

La función del tornillo opresor es la fijación del colgador de tubería de producción en su nido, asegurando al mismo. Se encuentran ubicados concéntricamente alrededor de la brida superior del carrete cabezal de producción, y al aplicar el par de apriete energizan y aseguran conjuntamente la bola colgadora o niple colgador del aparejo de producción y posteriormente aplicar el torque respectivo al prensaestopas (tuerca opresora), asegurando el sello respectivo. Para su extracción primeramente se afloja el prensaestopas para permitir la rotación inversa del tornillo candado. Fig. 3.18.

a.- El uso de un tapón en el colgador de tubería de producción (bola o niple colgador), que puede ser un tapón o una válvula check (tipo H).

Así también en los carretes cabezales para TR intermedias se utilizan dos ó más tornillos candados para asegurar los bujes de desgasEmpaque te.

Para seleccionar el colgador de tubería de producción deberán considerarse el número de líneas necesarias de acuerdo al diseño de la terminación (líneas de control, líneas de inyección, líneas de inyección de químicos, sensores de presión y temperatura, etc.).

Prensaestopa

b.- Instalación de un tapón en un niple de asiento por debajo del colgador, (Niple NOGO) utilizando línea de acero, cable de registros o tubería flexible. c.- Instalación de un tapón puente mecánico recuperable colocado en la tubería de producción también utilizando línea de acero, cable de registros o tubería flexible. El más recomendable es utilizar la válvula de contrapresión denominada válvula tipo “H”., ya que permite monitorear presencia de presión por debajo de ella e inyectar fluido de control previo a su recuperación, para eliminar el medio árbol de producción y posteriormente instalar el conjunto de preventores.

Yugo Anillo retenedor Empaque


5. Colgadores de sub-línea de lodo o colgadores de tubería con empacador. Fig. 3.17 e.

Prensaestopa Sello

Yugo Anillo retenedor

Fig. 3.18. Tornillo y tuerca opresora tipos IC y N.


37


3.2. Sistema de cabezal compacto

3.2.1. Secciones del cabezal compacto

El sistema de cabezal compacto para tuberías de revestimiento consta de dos secciones (A y B), se utiliza en ambientes de trabajo para alta y baja presión, servicio severo, con seguridad mejorada, ya que cuenta con un candado interno (Birlos). La utilización de este tipo de cabezal permite ahorros sustanciales en tiempo de operación día/equipo, ya que se evita desmantelar e instalar diferentes diámetros de arreglos de preventores, por ser de conexión rápida, es ideal para espacios reducidos, tiene alta integridad mecánica de sellos y sus conexiones son API. Básicamente utiliza el mismo tipo de cabezal principal al del sistema convencional, en sus diferentes versiones, tales como soldable, roscable, cuñas invertidas, asiento, etc. Fig. 3.19.

Sección A. Lo constituye el cabezal primario de la tubería de revestimiento superficial, que es la base principal de la instalación permanente de las conexiones definitivas de explotación de hidrocarburos del pozo y se usa para anclar y sellar concéntricamente la siguiente sarta de tubería de revestimiento intermedia y es la base para instalar el conjunto de preventores. Por su diseño compacto la parte inferior pueden ser de conexión roscable, soldable o de cuñas invertidas, como se detalla en el sistema de cabezal convencional. (Sección 3.1). Sección B. Lo constituye el carrete cabezal multi-tazon para TR´s. intermedias y de explotación. El cuerpo del cabezal está constituido por una forja completa, fabricado con aceros de alta resistencia a la tensión, compresión y fragilización para operar en diversos ambientes hostiles. Constan de dos a tres tazones con geometrías internas diversas para alojar los colgadores de las tuberías de revestimiento, y los ensambles de sello se instalan energizándolos con peso. 3.2.2. Recomendaciones operativas

Fig. 3.19. Sistema de Cabezal Compacto. Fig.3.2 Sistema de cabezal compacto

38

La versatilidad de esta sección “B” es que a través de ella se permite que las siguientes corridas de tuberías de revestimiento se utilice el mismo tipo de arreglo de preventores para la perforación del pozo. Además sus colgadores están diseñados para soportar altas cargas de tensión y presión, por ejemplo pueden ser utilizados para terminaciones de pozos de 5K y hasta 15K. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Capítulo 3

Es importante en estos trabajos considerar lo siguiente: cuando se asiente el colgador de TR respectivo se deberá de realizar el doble ajuste de medidas tanto del colgador en el cabezal como el extremo inferior de la TR con el fondo del agujero perforado (zapata), permitiendo que el colgador asiente en su nido y que la zapata quede por arriba del fondo del pozo. En el caso de la introducción de un complemento de TR, el ajuste en medidas tanto en la longitud de TR a introducir con el colgador en el cabezal compacto es de vital relevancia para que simultáneamente coincida el colgador con su tazón correspondiente y el tie-back quede acoplado en la camisa de la boca del liner. Los fabricantes de cabezales multi-tazon los identifican con la siguiente nomenclatura: MBS (Multi-Bowl System), MB20, Multi-Bowl System 20K, TSW (Time Savings Wellhead), DBTS (Dual Barrier Time Saver), SSMC (Standard Snap-Ring Modular Compact), UH-WH (Uniheads Well Head), DTO (Drilling Time Optimization), QCS (Quick Connect System), NT-2 (Wellhead Connector). 3.2.3. Ventajas del cabezal compacto • Seguridad al tener conectado el conjunto de preventores durante la perforación del Pozo


• Reduce el número de cambio de Preventores durante la perforación del Pozo. • Uso de Colgadores de T.R y T.P. Tipo Mandril. • Minimiza los tiempos de Operación. • Minimiza los riesgos de Operación (HSE). • Reducción de Altura. • Su capacidad de sellado es Metal-Metal. • Conexiones del tipo Bisagra para el modelo MB20. 3.2.4. Colgadores Mandril para tubería de revestimiento intermedia Existen diferentes tipos de colgador de tuberías de revestimiento preferentemente del tipo Mandril, el cual va conectado directamente con la TR a introducir, ver (Fig. 3.20), su capacidad de sello es metal a metal y de alta resistencia al esfuerzo de tensión. Se fabrica a diferentes geometrías y diámetros. El cabezal compacto permite el uso del colgador de emergencia en caso de que no sea factible este colgador mandril.


Cuando en el programa del pozo exista una modificación en el arreglo de T.R.s. y no se contemple meter la tubería de revestimiento inmediata, será posible instalar el siguiente colgador y continuar con el programa de introducción de T.R.s.

Es importante considerar el tipo de conexión roscable tanto de la tubería de revestimiento como del colgador mandril, y en caso de ser diferentes considere la combinación requerida en tamaño, grado y peso. Recuerde: Deberá considerar tubos cortos de TR para realizar el ajuste correspondiente

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Fig.3.20. Colgador de TR tipo mandril.


3.2.5. Colgadores mandril para TR de explotación Básicamente utilizan los mismos colgadores que un cabezal convencional, el requerimiento de estos está en función de la explotación de los hidrocarburos y de las presiones a manejar en la superficie. Fig.3.21.

Fig.3.21. Diferentes colgadores tipo mandril.

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4. Árbol de Producción

4.2. Árbol de producción convencional

Los árboles de producción convencional y horizontal permiten direccionar y controlar superficialmente la energía de los fluidos producidos por el yacimiento en forma segura y eficiente a través de la línea de descarga o bajante hacia la Batería de Separación, así como la inyección de fluidos para optimizar la explotación de hidrocarburos del yacimiento. Fig.4.1.

El árbol de producción terrestre convencional consta de los siguientes componentes: dos válvulas maestras, una inferior y otra superior, una cruceta de flujo con birlos empotrados, una válvula de sondeo de paso completo y un capuchón (Tree cup). A partir de la cruz de flujo cuenta con dos rama laterales y cada una con dos válvulas laterales y un porta estrangulador. Todos los componentes deberán cumplir con la especificación API-6A, 16A y los requerimientos de la UPMP. En algunos casos se utiliza una válvula mecánica (interna) y otra neumática (externa), la superior maestra puede ser neumática, esto nos permite contar con una alternativa de cierre remoto del pozo. Fig. 4.2.

Árbol de Producción

Capítulo 4

Fig. 4.1. Árbol de producción convencional. 4.1. Selección del árbol de Producción Para seleccionar el medio árbol que estará en contacto con los hidrocarburos durante la vida productiva del pozo, se consideran los contenidos de H2S y CO2 (fracción % mol), así como la presión absoluta total en el sistema o presión de gas libre en un sistema liquido (presión de separación), como se indica en el ejemplo de la tabla 2.1 de la misma manera en que se selecciono el cabezal de producción en el capítulo (2 inciso 2.2).


Fig. 4.2. Árbol de producción terrestre convencional con válvulas neumáticas.

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Un árbol de producción lacustre es similar a un árbol convencional terrestre, tiene un sistema de paso vertical “full bore”, y permite el paso de herramientas esbeltas a través del mismo para realizar trabajos de mantenimiento y reparaciones menores dentro del pozo, sin necesidad de retirarlo. Fig. 4.3.

Fig. 4.3. Árbol de producción lacustre. Un árbol de producción superficial marino es similar a un árbol convencional, tiene un sistema de paso vertical “full bore”, y permite el paso de herramientas esbeltas a través del mismo para realizar trabajos de mantenimiento y reparaciones menores dentro del pozo, sin necesidad de retirarlo, se encuentran instalados en el nivel correspondiente al piso de producción. Fig. 4.4. Nota: El árbol de producción submarino (árbol mojado) y el sistema de cabezales tipo Mud-Line, se detallan en el manual de CSC submarinas.

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Fig. 4.4. Árbol de producción superficial marino. 4.3. Árbol de Producción horizontal Un árbol de producción horizontal con sistema de paso completo (full bore), permite la introducción de herramientas a través del mismo al realizar trabajos de mantenimiento dentro del pozo, sin necesidad de retirarlo, así como la perforación del pozo. Ver Fig. 4.5 Este tipo de arboles se utilizan para producir hidrocarburos como para inyectar fluidos al yacimiento, se distinguen de los arboles convencionales por tener solo una rama lateral. La bola colgadora cuenta con un orificio lateral que nos permite el flujo de fluidos en ambas direcciones.


Fig. 4.5. Árbol de Producción Horizontal. 4.4. Brida adaptadora de sello (tubing head adapter = bonete) Las bridas adaptadoras son la interface entre el cabezal de producción y el árbol de válvulas. Existen diferentes tipos de bridas adaptadoras de Sello (Bonete) las cuales se adaptan al tipo de colgador de tubería de producción; pueden ser con rosca interna para niple colgador, o con sellos integrados para cuello de colgador o de cuello liso, también pueden tener penetraciones para líneas de control, sensores de presión-temperatura, bombeo electro centrífugo, etc. En las figuras 4.6 hasta la 4.10 se muestran la versatilidad de las diferentes bridas adaptadoras de sello.



Capítulo 4

Figura 4.6. Brida adaptadora de sello (bonete).

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Fig. 4.7. Brida adaptadora de Sello con Rosca para Niple Colgador. Fig. 4.10. Arreglos de Bridas adaptadoras de sello con niple colgador (bonetes).


4.5. Válvulas de contrapresión Son utilizadas como una barrera de protección, conocidas comúnmente como válvulas tipo “H” y se instalan enroscándose en el interior de la bola colgadora o niple colgador (tubing hanger), para asegurar el cierre hermético del pozo. Fig. 4.8. Brida adaptadora de Sello con Cuello Liso para Recibir Cuello de Colgador.

En trabajos de terminación del pozo, este dispositivo es colocado seguidamente a la introducción del aparejo de producción y asentado el niple o bola colgadora en su nido. Cuando se tenga presión en el pozo es corrida a través de los preventores o medio árbol de producción, con apoyo de una herramienta lubricadora que nos permite alojarla y asegurar el cierre del pozo.

Fig. 4.9. Brida adaptadora de Sello con penetración para Línea de Control.

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Ahora bien en caso contrario que se requiere retirar el conjunto de preventores es necesario instalar esta válvula tipo “H”, eliminar los Bops y seguidamente colocar el árbol de producción.


Capítulo 4


En trabajos de reparación de pozos es imprescindible tenerla instalada para efectuar el cambio del árbol de producción por preventores y así intervenir el pozo con seguridad. Existen dos tipos de válvula “H” de contrapresión. Fig. 4.11. a).- La de una vía (estándar) que cuenta con un check sencillo para liberar y aliviar la presión del pozo. b).- La doble vía, cuenta internamente con dos check para permitir el flujo de presión en forma directa e inversa. Para su operación se ciclan para activar las vías de circulación.

Válvula de doble vía

Válvula de una vía

Fig. 4.11. Tipos de válvulas de contrapresión.


47

Capítulo 5

El cuerpo de un preventor esta constituido por una forja completa, fabricado con aceros de alta resistencia para operar en diferentes ambientes hostiles. Constan de elementos de arietes, elastómeros, vástagos, bonetes, volantes de operación, bridas, cilindros y cámaras de deslizamiento para cierre y apertura. Su fabricación se norma por el Instituto Americano del Petróleo (API), bajo la recomendación API RP-53, conjuntamente con 16A, 16C y las normas Nace 0175. Este componente está considerado como la segunda barrera de protección y seguridad de las conexiones superficiales de control para poder contener flujos de fluidos provenientes del interior del pozo, (la primera barrera de seguridad del pozo lo constituye el fluido de trabajo que se esté utilizando dentro del pozo). Los preventores se clasifican en tres diferentes tipos, preventor de arietes, preventor esférico y preventor rotatorio. En conjunto estos preventores son de diferentes tipos y medidas. Se equipan con arietes de acero de alta resistencia y emplean elementos de caucho, para soportar en forma controlada las geopresiones in-situ de la formación perforada o intervalo en evaluación. 5.1. ter)

Sistema Desviador de Flujo (Diver-

Es el conjunto de un preventor esférico de gran tamaño y líneas de descarga, que se ensambla en la tubería de revestimiento conductora. Fig. 5.1.


Este sistema se utiliza para contener el influjo vertical de un brote de fluidos en la boca del pozo, ya que proporciona un medio de control en la derivación del flujo en sentido horizontal lo cual puede presentarse, antes de que se introduzca y cemente la tubería de revestimiento superficial. Un desviador de flujo opera el elemento esférico a cerrar sobre la flecha, la tubería de perforación, de revestimiento y lastrabarrenas, pero no está diseñado para hacer un cierre completo del pozo o para contener el influjo de una zona somera presurizada, sino más bien desviar dicho flujo. Esto se logra abriendo simultáneamente las válvulas de las líneas de desfogue (venteo) y cerrando el diverter, derivando el influjo de la formación hacia sitios alejados del equipo de perforación y del personal. Este procedimiento permite disminuir el riesgo de fracturamiento de la formación somera y la posible comunicación de la zona de aportación del influjo con la superficie del terreno. Por lo general, se utilizan como desviadores de flujo los preventores anulares de tipo esférico, (ejemplo: MSP 29 ½”, 21 ¼”, 20 ¾”, etc.). El diámetro interior del diverter debe ser suficiente para que permita pasar la barrena y perforar la etapa. Una vez instalado todo el conjunto, será probado para asegurar que operativamente funciona correctamente.

Preventores (Blow Outs Preventers)

5. Preventores (Blow Out Preventers)

Recuerde: Verificar que el elemento de caucho (dona) tienda a cerrarse ligeramente, una vez esto suspenda la presión de cierre del diverter y regréselo a su condición original

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Línea de flujo Campana Suminstros de fluidos hidráulicos MSP

Fig. 5.1. Bops MSP 29 ½” 500 psi. Cerrado Abierto


Carrete de perforación

Apertura total de la válvula (se abre automáticamente antes de su cierre desviador)

Fig. 5.3. Desviador de flujo con líneas de desfogue.

Fig. 5.2. Esquema del sistema desviador.

La característica principal de las válvulas hidráulicas serán de paso libre con apertura completa, en el proceso de perforación estas válvulas deberán mantenerse en la posición cerrada. Fig. 5.2.

La capacidad volumétrica de los acumuladores de la Bomba de operación de preventores (Koomey), debe cumplir con el estándar API RP-64 y RP-53, para operar el sistema desviador de flujo.

En los equipos costafuera las líneas y válvulas normalmente son de 8” de diámetro interior o mayores. Para equipos terrestres y lacustres las líneas y válvulas normalmente son de 6” de diámetro interior o mayores.

5.1.1. Instalación del desviador de flujo

Durante las operaciones de perforación, en periodos regulares de tiempo debe bombearse agua a través de las líneas de venteo para asegurar que no estén tapadas o azolvadas. Fig. 5.3.

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Perforación Tubo conductor

Cuando se inicia la perforación de un pozo terrestre lacustre, se introduce y cementa un tubo conductor a profundidad somera, con la finalidad de establecer ciclos de circulación y limpieza del agujero desde el interior del pozo hacia la superficie. En el caso de pozos costafuera en estructuras marinas y en equipos autoelevables, por lo general se instala un tubo conductor de gran diámetro (30” x 1”) por debajo del lecho marino, penetrando el mismo aproximadamente 100 m. PosteriorUnidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Capítulo 5 Desviador de flujo Carrete A líneas de desfogue

Junta esférica Junta telescópica

mente se suelda una brida de 30” x 1” de rango 2M, y seguidamente se instala el carrete espaciador con bridas laterales de 8” o mayor para colocar las válvulas hidráulicas o neumáticas de apertura completa y cierre de las líneas de venteo, posteriormente se instala el desviador de flujo (normalmente un preventor esférico de 29 ½” MSP-500 psi (Fig. 5.4). 5.1.2. Recomendaciones de operación del desviador • Verificar diariamente la operación correcta del sistema desviador de flujo, accionándolo desde el control remoto con una presión mínima de 100 psi para observar desde la mesa rotaria que el elemento sello inicie su movimiento de cierre, inmediatamente desfogar la presión para asegurar que el elemento esférico regrese a su posición original. • Revisar que las líneas de desfogue no estén obstruidas o azolvadas. • Inspeccionar y revisar periódicamente que el desviador y las válvulas no tengan gas liberado por los recortes de formación, residuos u otros materiales que puedan afectar su operación. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

• Mantener el depósito de aceite hidráulico a ¾ de su nivel máximo de la capacidad de volumen de líquido hidráulico del receptáculo en la bomba de acción de preventores. • El sistema deberá tener un control remoto en el piso de perforación y otro en un lugar de fácil acceso y seguro para su accionamiento. • Deberán efectuar simulacros periódicos con las cuadrillas del pozo, para que adquieran habilidad y destreza y sean capaces de reaccionar oportunamente ante situaciones emergentes para operar el sistema desviador de flujo y aplicar el Plan de Respuesta a Emergencias de pozos descontrolados.


Fig. 5.4. Desviador de flujo.

5.2. Preventor Esférico Tiene como principal característica un elemento de hule sintético (dona) y una estructura interna de acero vulcanizado flexible, y este se encuentra alojado en el receptáculo interior del preventor y al operar a cerrar se deforma concéntricamente hacia el interior del mismo, haciendo el cierre total del pozo.

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Tornillo de la abrazadera del cabezal Abrazadera del cabezal Cabezal del preventor de reventones

Tapón roscado indicador de posición Anillo O Empaquetadora de cabezal Anillo superior antiextrusión


Sello superior doble en U

Unidad sellánte caucho sintético Pistón

Anillo central antiextrusión Sello superior doble en U Anillo inferior antiextrusión Sello inferior doble en U Camisa ranurada del cuerpo

Anillo O Tornillo de cabeza Anillos selladores de tornillo de cabeza

Tornillo de cabeza hexágonal

Arandelas antiextrusión Quijadas

Tornillos accionadores de las quijadas

Conexión de alivio

Cuerpo del preventor de reventones

Fig. 5.5. Preventor esférico Hydril tipo GK.

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Capítulo 5

En posición abierta, el elemento tiene el mismo diámetro interior de paso del preventor. En posición cerrado permite el paso o giro de tuberías, esta operación se debe efectuar regulando la presión de trabajo a su mínimo valor de sello, a este valor se le conoce también como punto de fuga. Caso: Preventores esféricos marca Cameron. Cuando se tenga instalado este tipo de preventor el rango de presión de operación para su cierre deberá ser igual al del preventor de arietes instalado, con lo cual tendremos el cierre hermético a presión sobre cualquier forma geométrica o diámetro de tubería, herramienta tubular, cable, sondas de registros, pistolas y línea de acero, que estén dentro

del pozo. Este tipo de elemento de sello no puede ser reemplazado durante su uso en el conjunto de Bops, ya que interiormente tiene un anillo de acero que impide cortar verticalmente dicho elemento. Caso: Preventores esféricos marca Hydril.Cuando se tenga instalado este tipo de preventor la presión de operación para su cierre es de 700 lb/pg2. En casos extremos algunos modelos hydril es posible cambiar el elemento de hule con tubería dentro del pozo ya que puede ser cortado verticalmente dicho elastómero (dona) sin alterar sus propiedades de sello. Además poseen la característica de que la presión generada por el brote del pozo contribuye al cierre del mismo. Los preventores esféricos más usados son: 29 ½”, 21 ¼”, 16 ¾”, 13 5/8”, 11” y 7 1/16”, con presiones de trabajo de 5K hasta 15K. En el preventor esférico hydril tipo GK (Fig. 5.5) la presión hidráulica de cierre se ejerce sobre el pistón de operación y sube conforme Tapa removible Dona


Es un preventor que se instala en la parte superior del conjunto de preventores de arietes, es recomendable no cerrar este preventor sin tener tubería o herramientas dentro del pozo, ya que al hacerlo su vida útil se reduce drásticamente.

Empaque Ventana de acero

Candado del cilindro inferior

Candado ranurado Inserto empacador

Cuerpo Pistón de operación

Plato de desplazamiento

Puerto de cierre hidráulico

Puerta de apertura hidráulico Puerto de venteo

Fig. 5.6. Preventor esférico Cameron Tipo DL. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

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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 esférico camerón tipo D y DL, (Fig. 5.6) la presión de cierre mueve hacia arriba el pistón de operación y el plato impulsor desplaza el aro de hule sólido, forzando al elemento (dona) a cerrarse, activándose simultáneamente los insertos de acero que la refuerzan, girando interiormente hasta formar un anillo de soporte continuo tanto en la parte superior como en la parte inferior del elemento sello empacador. 5.2.1. Recomendaciones de operación La vida útil del empaque sello de los preventores esféricos se puede optimizar aplicando lo siguiente: • La frecuencia de las pruebas será igual a la del conjunto de preventores de arietes, • 21 días según referencia del MMS y 14 días de acuerdo a la UPMP. • Para rotar lentamente la tubería con el elemento sellante cerrado, deberá ajustarse la presión de cierre recomendada por el fabriDiámetro interno

cante, como se indica en la tabla 5.1. • Usar una cámara de amortiguación al sacar o meter tubería a presión al ir pasando las juntas de la misma. El movimiento rápido de una junta a través del empaque cerrado puede dañarlo severamente y causar su falla prematura. • 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). Se debe 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. • Cerrando el preventor contra tubería y no en agujero abierto (sin tubería). • Usando el tipo de elastómero adecuado para el fluido de control en uso y para los fluidos de la formación anticipados. • En este caso, aplican las prácticas recomendadas por el API para sistemas de equipo para la prevención de reventones API RP53-A.

Rango de presión de trabajo (psi) 500

2,000

3,000

5,000

10,000

15,000

20,000

7-1/6

-

MSP

GK

GK

GK

GK

GK

9

-

MSP

GK

GK

-

-

-

11

-

MSP

GK

GK

GX

GX

-

13-5/8

-

-

GK

GX/ GK

GX

GX

-

16-3/4

-

-

-

GK

-

-

-

18-3/4

-

-

-

-

GX

-

-

21-1/4

-

MSP

-

-

-

-

-

29-1/2

MSP

-

-

-

-

-

-

Tabla 5.1. Preventores esféricos hydril diámetros y rangos de presión de trabajo.

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Capítulo 5 Los preventores esféricos hydril poseen la característica de que la presión generada por el brote del pozo contribuye al cierre del mismo. 5.3. Preventor de arietes

Se le denomina “Bonete” al conjunto que aloja el sistema hidráulico de apertura y cierre de los preventores de arietes y es la parte móvil que permite el cambio de arietes. Los arietes se alojan en la cámara interior donde se deslizan los arietes para su cierre y apertura, van montados en los extremos de los vástagos de operación del preventor. El diámetro nominal está referido al diámetro de paso interior (full bore). 5. 3.1. Preventores tipo U y UM Estos preventores tienen como característica principal que se pueden intercambiar diferentes tipos y medidas de arietes, sin necesidad de desmontarlos, y por su diseño son considerados los más seguros. Está demostrado estadísticamente que la mayoría de los brotes ocurren con la tubería dentro del pozo. Es entonces que el preventor inferior equipado con arietes anulares de acuerdo al diámetro de la tubería de trabajo, hace la función de válvula principal de control por estar directamente ensamblado a la boca del pozo Fig. 5.7.


Fig. 5.7. Preventores sencillos de arietes marca Cameron tipo U y UM. 5.3.2. Características y ventajas • El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble. • Se instalan en pozos terrestres, lacustres y costafuera. • La presión confinada del pozo ayuda a reforzar el sello de los arietes. • Tiene un sistema de operación secundario, para cerrar manualmente los arietes a través del giro de los yugos, esta operación se realiza con dos trabajadores de la cuadrilla quienes operan los volantes. Nota: Para efectividad de esta operación se debe tener la palanca de la válvula actuadora de la bomba para operar preventores en posición de cierre. • Los arietes de los preventores no se pueden retraer (abrir) manualmente, únicamente con activación hidráulica desde la bomba y/o control remoto para operar el preventor. • Los elementos de sello frontales de los arietes anulares y ciegos tienen una reserva de hule autoalimentable.


Sus componentes principales son arietes de acero y elementos de sello de hule sintético (sello frontal, sello superior, corbatas).

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• En los preventores Cameron tipo “U”, para usar arietes de corte se reemplaza la tapa o bonete y se agrega una brida intermedia. Y en los preventores Cameron tipo “UM”, basta con abrir los bonetes y girar 180º el pistón de operación, ya que este viene habilitado para operar con arietes normales y al girarlo operará como arietes de corte. Fig. 5.8.

riesgo de fuga al contener la presión confinada del pozo, por lo que estas mismas se consideran como la parte más sensible de un arreglo completo de conexiones superficiales de control. 5.3.4. Clasificación de los Preventores Los preventores se clasifican considerando diversas características propias tales como: presión de trabajo, tipo y elemento de sello, los cuales se indican a continuación:


• Presión de trabajo

Fig. 5.8. Preventor doble de arietes tipo UM con salidas laterales. 5.3.3. Funciones de los Preventores La función principal de un arreglo de preventores es proveer en superficie el cierre del pozo, recuperar el control primario y además nos permite ejercer suficiente contra-presión sobre la formación. Es así que durante las operaciones de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, si llegara a ocurrir una manifestación de un influjo o brote por el interior del pozo, el sistema de control superficial tiene la capacidad para cerrar el pozo, esto nos permite circular desalojando el fluido invasor y controlar el brote utilizando el método de control apropiado y el fluido con la densidad requerida. El equipo de control superficial de un pozo está constituido por el conjunto de preventores y las conexiones superficiales de control, es muy importante recordar que el tener instaladas varias bridas se nos incrementa el

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Presión Baja Presión Media Presión Alta Presión Extrema Presión Ultra Extrema

2K 5K 10K 15K 20K

(2,000 psi) (5,000 psi) (10,000 psi) (15,000 psi) (20,000 psi)

• Tipo Sencillo Doble Anular (Esférico y rotatorio) • Elemento de sello: Arietes de Tubería Arietes ciegos Arietes ciegos de corte Arietes variables Anulares (elemento de hule vulcanizado)


Capítulo 5

Es conveniente tener presente las siguientes recomendaciones de seguridad que se emplean en el conjunto de preventores previas a su instalación, permitiendo con esto un adecuado manejo de los mismos y un mayor rendimiento de tiempo en el área de trabajo.

• El diámetro y la presión de trabajo del preventor deberá ser igual o mayor a las del cabezal donde se va a instalar. • Revisar que las pistas del anillo se encuentren perfectamente pulidas y no presenten herrumbre, imperfecciones, etc. • Revisar que los tornillos candado (yugos) se encuentren limpios y en condiciones de libre rotación para su enrosque. • Verificar que los empaques frontales y superiores de los arietes estén en óptimas condiciones para operar. • En los conjuntos de preventores (Bops) dobles de 5000 lb/pg2 y de 10000 lb/pg2, los arietes ciegos se deberán de instalar en la parte inferior y los arietes de tubería en la parte superior. (Caso Perforación). • En arreglos de preventores Tipo I y Tipo II, se deberá instalar en la parte inferior del conjunto, un preventor sencillo de arietes, el cual tendrá instalados arietes con el diámetro de la tubería de trabajo. • Revisar la operación de cierre y apertura de los arietes del preventor observando que el movimiento de los vástagos sea libre. • Revisar y limpiar las pistas de asiento de los preventores para instalar los anillos metálicos de sello. • El anillo metálico empacador deberá ser nuevo de acuerdo al diámetro y presión de trabajo requerido. • Verificar que los birlos o espárragos y tuercas tengan el certificado de calidad de GRADO (quintados). Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

• Verificar que los birlos y tuercas que se van a usar cumplan con la especificación, diámetro, longitud, grado y cantidad. (limpios y de libre enrosque). • Para preventores con salidas laterales, revisar y limpiar las pistas de sello de las bridas laterales. 5.3.6. Recomendaciones durante su instalación • Manejar los preventores usando cables de acero de 1” o mayor diámetro a través del cuerpo del mismo (no los maneje con los cáncamos, éstos se usan sólo para el cambio de arietes o de bonetes). • Verificar que las pistas se encuentren libres de obstrucción para instalar el anillo metálico empacador; éste deberá ser nuevo. • Proteger la boca del pozo mientras se efectúan las maniobras de instalación del preventor. • Revisar que el preventor se instale en la posición correcta, verificándose con la flecha troquelada hacia arriba “UP” en la parte lateral del cuerpo del preventor. • Limpiar, purgar, instalar y probar las líneas hidráulicas de 1” y mangueras metálicas de los preventores a la bomba de operación. • Limpiar, purgar, instalar y probar el circuito de cierre y apertura de los arietes desde el control remoto. • Orientar los preventores al asentar en el cabezal e introducir cuatro birlos para utilizarlos como guías. • Bajar con precaución para evitar dañar el anillo metálico. Se recomienda bajar y asentar utilizando el sistema de izaje (gancho y polea viajera) ya que se realiza un movimiento descendente uniforme.


5.3.5. Recomendaciones previas a su instalación

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• Revisar que el par de apriete a los birlos se realice en forma de cruz hasta alcanzar el torque recomendado. • Revisar que las palancas de los actuadores de la Bomba estén plenamente identificados. • Verificar que toda la tornillería que une las bridas del preventor, deberá tener al menos tres hilos de la rosca por encima de la tuerca. Fig. 5.9. • Al término de su instalación deberá probarse la efectividad y operación del conjunto de preventores al menos del 80% de su presión de trabajo. • En caso de instalarse los preventores dentro de un contrapozo, deberán considerarse las dimensiones correspondientes para lograr la apertura de los bonetes. En caso contrario librar el espacio confinado, utilizando carretes espaciadores.

Fig. 5.9. Birlos de preventor “UM”. • Instalar el sistema de operación manual de los yugos de los preventores (tuerca universal + extensiones y volantes). • Medir la distancia del preventor con respecto a mesa rotatoria y tenerla registrada. Este dato es importante para asegurar el cierre de arietes en el cuerpo del tubo • Los cáncamos deberán permanecer conectados en el cuerpo del preventor.

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5.3.7. Recomendaciones durante su operación • Revisar que la presión hidráulica en las líneas de operación del múltiple de la Bomba Koomey (o equivalente) que accionen la apertura y cierre de los preventores permanezca en 1,500 lb/pg2. • Periódicamente durante su operación deberá probarse la efectividad y operación del conjunto de preventores al menos del 80% de su presión de trabajo. • Siempre deberá estar instalado y libre de obstáculos el sistema de operación manual a los preventores. (tuerca universal, extensiones, volantes, seguros y soportes). • Los tornillos candado (yugos) deberán estar engrasados permanentemente. • En caso de abrir los bonetes, verificar que se tenga el juego de empaquetadura adicional para su reemplazo. No se deberá reutilizar la empaquetadura usada. • REGLA: En caso necesario de abrir los bonetes, se deberá de cambiarse los empaques de forma oval de las tapas de los mismos. • Verificar la hermeticidad de cierre de los bonetes, utilizando el calibrador entre la tapa del bonete y el cuerpo de preventor • Al cerrar los bonetes del preventor de arietes, deberá de apretar los tornillos en forma de cruz aplicando el torque recomendado por el fabricante. • Verificar que no existan fugas en las líneas hidráulicas de operación de los preventores. • Revise periódicamente el par de apriete de la tornillería de los preventores y válvulas laterales. • Al terminar de sacar las herramientas tubulares del pozo compruebe la operación de apertura y cierre de los preventores de arietes. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Capítulo 5


5.4. Arietes de Preventores 5.4.1. Arietes para tuberías Los arietes de preventores para tuberías de trabajo y tuberías de revestimiento constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellante constituido por un sello superior (corbata), y un empaque frontal diseñado para resistir la compresión. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse independientemente. Fig. 5.10.

Fig.5.10. Arietes para tubería marca Cameron.


• Inspeccionar que las líneas principales de matar y estrangular estén conectadas a las válvulas laterales del carrete de control o del preventor. • Al efectuar un cambio de arietes (rams) al preventor, realizarlo en el menor tiempo posible. • Al cambiar los arietes (rams), inspeccione las pistas y reemplace los sellos de los bonetes. Revisar el túnel (cámara) por donde se deslizan los arietes para verificar posibles rayaduras en el mismo y prevenir fugas. • Al cerrar los bonetes aplique el apriete correspondiente a los tornillos. • El conjunto de preventores deberá permanecer centrado respecto a la tubería de trabajo y a la mesa rotatoria. • Durante la operación, el conjunto de preventores, deberá fijarse mediante tensores a la subestructura para evitar movimientos laterales. • Durante la intervención del pozo se deberán tener arietes de las medidas de las tuberías que se manejan, así como elementos de sello de los mismos. • Los elementos de caucho tales como; sello frontal, superior, anular y bonetes deberán ser almacenados en medio ambiente adecuado y sobre todo en bolsas oscuras selladas herméticamente. • Cuando se esté perforando la etapa del yacimiento, se deberán utilizar los arietes ciegos de corte. • Al trabajar con 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 arietes variables. • En sartas combinadas largas el diámetro de la tubería de trabajo con mayor longitud deberá de tener un juego adicional de arietes como respaldo.

5.4.1.1. Características de arietes para tuberías • En caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubería (únicamente el cuerpo del tubo), con los arietes cerrados, para lo cual deberá regularse a la mínima presión de cierre del preventor, para alargar la vida útil del sello frontal. Esta operación en el preventor se le conoce también como punto de fuga.

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• Cuando existe presión del pozo, los arietes de tubería pueden evitar la expulsión de la misma al detenerse en la junta. • En casos extremos, permiten colgar la conexión de la sarta de trabajo y como medida de seguridad se deben cerrar manualmente los yugos del preventor.

En la tabla 5.2 se indican las capacidades de carga de los arietes, de acuerdo al fabricante.

5.4.1.2. Capacidad de carga sobre los arietes.

5.4.2. Arietes variables para tuberías

El procedimiento recomendado para suspender la tubería de trabajo, consiste en: cerrar los arietes anulares de tubería de trabajo en el cuerpo del tubo cercano a su conexión y posteriormente incrementar la presión normal de operación de la bomba de preventores de 1,500 a 3,000 psi, (aplicando el By-Pass), seguidamente deberá cerrar manualmente los yugos, y luego sentar el peso de la tubería sobre los arietes. Fabricante

Arietes modificados se consideran: De baja aleación con clasificación Cromo Molibdeno. (Norma NACE MR-0175-2000), estos se utilizan en ambientes amargos de CO2 y H2S.

Los arietes variables o ajustables son similares a los descritos anteriormente. La característica principal que los distingue es su parte frontal que está constituido de elementos de acero (dedos) y hule vulcanizado que al contacto con las diferentes geometrías tubulares se adapta a ella logrando un sello hermético, además pueden cerrar sobre un rango de diámetros de tubería, así como de la flecha (cuadrada o hexagonal). Fig. 5.11, 5.12 y Tabla 5.3.

Tubería de Perforación (PG) 3 ½ Ton1000´s Lbs

4 ½ Ton 1000´s Lbs

5 Ton. 1000´s Lbs

Cameron Iron work Arietes modificados

192

425

250

550

272

600

Arietes estandar

136

300

181

400

204

450

Arietes modificados

272

600

272

600

272

600

Arietes estandar

113

250

113

250

113

250

272

600

272

600

Hydril

Shaffer SL-D, 73, 75

272

600

Datos: Revista Tecnology, 1990

Tabla 5.2. Capacidad de carga en arietes anulares.

62


Capítulo 5 Recuerde: Tener presente que trabajar con tuberías combinadas de diferente diámetro y al ocurrir un brote del pozo, evitamos el riesgo de descontrol al tener instalados arietes variables en el conjunto de preventores.

Fig. 5.11. Arietes variables para tubería.

Fig. 5.12. Arietes variables para tubería. En la siguiente Tabla 5.4, se muestran los diferentes tamaños de preventores hydril equipados con arietes anulares y variables para presiones de trabajo.

Están constituidos de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tienen herramientas tubulares, cables de registros y líneas de acero en su interior. Se instalan en los preventores de arietes con bonetes normales. Fig. 5.13.

Tamaño (PG)

Presión de Trabajo (PSI)

Rango de Cierre de Arietes Variables (PG)

7 1/16

3,000, 5,000, 10,000 y 15,000

3 1/2- 2 3/8; 4 - 2 7/8

11

3,000, 5,000 y 10,000

5 - 2 7/8; 5 1/2 - 3 1/2

11

15,000

5 - 2 7/8

13 5/8

3,000, 5,000 y 10,000

7 - 4 1/2; 5 – 2 7/8

13 5/8

15,000

7 – 5; 5 - 3 1/2

16 3/4

5,000 y 10,000

7 - 3 1/2

16 3/4

10,000

5 - 2 7/8

20 3/4

3,000

7 5/8 - 3 1/2; 5 - 2 7/8


5.4.3. Arietes ciegos

Tabla 5.3. Rango de cierre de arietes variables (ajustables).


63

Diámetro Ext. (pg). (agujero)

Rango de Presión de Trabajo (psi) 2,000

3.000

5,000

10,000

15,000

7 1/16

*

*

*

*

9

*

*

11

*

*

*

*

*

*

*

*

*

13 5/8 18 ¾ 20 ¾ 21 ¼

* *

20,000

*

* *

Tabla 5.4. Diámetro de Preventores de arietes Hydril y rangos de Presión. Preventores (Blow Outs Preventers)

Caso terminación.- La posición del preventor con arietes ciegos será sobre el cabezal de producción. Cuando el pozo está cerrado con los arietes ciegos, permite efectuar reparaciones, cambiar arietes en la parte superior del arreglo y corregir fugas del resto del conjunto superior de preventores; además del cambio por unidades completas.

Fig. 5.13. Arietes ciegos. 5.4.3.1. Posición de los arietes ciegos en los BOP`s. De acuerdo a las prácticas recomendadas de API (American Petroleum Institute) y al estándar de la UPMP, en los arreglos de preventores establecidos.

Caso reparación.- La posición del preventor con arietes ciegos será sobre el cabezal de producción, para tener el control del pozo en caso de brote o manifestación. Cuando el pozo está cerrado con los arietes ciegos, permite efectuar reparaciones, cambiar arietes en la parte superior del arreglo y corregir fugas del resto del conjunto superior de preventores; además del cambio por unidades completas. • Cuando el preventor ciego está cerrado, podemos manejar presión confinada a través del carrete de control y/o del cabezal de producción.

Caso perforación.- La posición del preventor con arietes ciegos será sobre el carrete de control.

64


Capítulo 5 5.4.4. Arietes ciegos de corte Los arietes ciegos de corte están constituidos por cuchillas integradas al cuerpo del ariete, empaques laterales, empaques frontales, y un sello superior. Fig. 5.14. Al estar trabajando con tuberías combinadas de diferentes diámetros, se recomienda instalar en la parte superior del preventor doble los arietes ciegos de corte, cuando se esté interviniendo el yacimiento.


La función principal de estos arietes es cortar las tuberías de trabajo y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo. Durante la operación normal de perforación, estos van instalados en preventores de arietes con bonetes modificados, aumentando la carrera de operación, disminuyendo el diámetro del vástago del pistón y por consiguiente aumentando el volumen del fluido hidráulico para la operación de cierre del ariete. Fig.5.15.

Fig. 5.14. Ariete ciego de corte.


Fig. 5.15. Proceso de corte de tubulares.

65


5.4.4.1. Posición de los arietes ciegos de corte en los BOP`s.

5.4.5. Corte de tubulares (Bop’s equipado con bonetes y arietes de corte)

De acuerdo a las prácticas recomendadas de API (American Petroleum Institute) y al estándar de la UPMP, en los arreglos de preventores establecidos.

Para determinar el diámetro máximo de tubería que podrá cortar un preventor equipado con arietes ciegos de corte se considera el siguiente análisis geométrico.

Caso perforación.- La posición del preventor de arietes equipado con arietes ciegos de corte deberá estar instalado en la parte superior del preventor doble sobre el carrete de control.

Determinación de longitudes transversales.

Caso terminación.- La posición del preventor de arietes equipado con arietes ciegos de corte deberá estar instalado en la parte superior del preventor doble sobre el cabezal de producción. Caso reparación.- La posición del preventor de arietes equipado con arietes ciegos de corte deberá estar instalado en la parte superior del preventor doble sobre el cabezal de producción, Cuando el preventor ciego de corte está cerrado herméticamente, podemos manejar presión confinada a través del carrete de control y/o del cabezal de producción.

La ecuación general es: Si el preventor (Bops) es de 13 ⅝” 5K y la Tubería de Revestimiento es de 9 ⅝” En base a la siguiente formula tendremos: Perímetro de un circulo es: P=π*D P=2πr Sustituyendo valores tendremos: PTR = 3.1416 * 9.625” = 30.23” Cuando la TR este aplastada tendremos: fig 5.16.

Recuerde: Los arietes ciegos de corte están diseñados para cortar tuberías de trabajo y extra pesadas (HW), no así los lastrabarrenas. 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.

66

D TR

L

LTR = PTR /2 LTR = 30.23/2 = 15.115” Conclusión: Como LTR es > que la TR de 9 ⅝”


Capítulo 5

Determinación de Diámetros Permisibles. Si el Preventor (Bops) es de 13 ⅝” 5K LPERM=13.625” Cuando el diámetro esté aplastado tendremos: LPERM = PPERM /2 Despejando tendremos: PPERM = 2 * LPERM = 2 * 13.625” = 27.25” Perímetro de un circulo es: P = π * D DPERM = PPERM /π Despejando se tendrá: DPERM =27.25” / 3.1416 = 8.67” Conclusión: Un Bops de 13 ⅝” equipado con arietes ciegos de corte, Solo cortara diámetros < a 8.67” Otro ejemplo es que: Un Bops de 11” 10K equipado con arietes ciegos de corte. Solo cortará diámetros < a 7”.


5.5. Elastómeros de preventores Los elastómeros o empaquetadura de los preventores deberán identificarse por el tipo de caucho, composición, proceso de fabricación, 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 sus características, número de parte y código empleado para asegurar su uso en diferentes tipos de ambientes. El sistema de código de identificación está compuesto por tres partes: a) Dureza. b) Código API del elastómero. c) Número de parte del fabricante. Ejemplo:

b a

70

CO

-400

c

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.


No se cortara la Tubería de Revestimiento = Problemas + Problemas…

Los diversos fabricantes de los productos elastoméricos recomiendan el uso más apropiado para cada tipo de empaque y tipo de trabajo. Tabla 5.5. Toda empaquetadura de caucho requiere ser inspeccionada antes de usarse; para ello, los fabricantes recomiendan realizar la prueba siguiente:

67

Tipo de Elastómero

Rango de Dureza

Código API

Aplicación tipica de Servicio

Epiclorohidrina

70- 75

CO

Fluido 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, contaminación con H2S y temperaturas: normal y altas.

Nitrilio

70-82

NBR

Fluidos de perforación base aceite, contaminación con H2S y temperaturas: normal y altas.


Tabla 5.5. Guía para la selección de los códigos de los elastómeros. 5.5.1. Prueba física del elastómero Corte una tira de caucho para realizar el ensayo siguiente: Doble, estire y comprima la pieza, observe si en el área de esfuerzos existen grietas o fisuras, particularmente en las esquinas; de ser así, elimínela y cámbiela por otra pieza en condiciones adecuadas. Fig. 5.17.

Recuerde: 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 deberá efectuar la prueba anterior.

Si la pieza de caucho es grande, corte una tira en un área no crítica y realice la prueba anterior.

68

Fig. 5.17. Algunos tipos de empaquetaduras.


Capítulo 5

A continuación se indican recomendaciones de almacenaje de empaquetadura como lo indican los fabricantes. 1. Almacene los productos de caucho en áreas frescas, oscuras y secas. a) La temperatura de almacenamiento de los artículos de caucho debe estar entre 40°F y 80°F (4.4°C a 26.7°C) de preferencia. b) Los artículos de caucho deben estar envueltos o protegidos de alguna otra manera de la exposición directa a la luz solar o luz artificial con alto contenido ultravioleta (como la luz fluorescente). No los guarde bajo insolación directa ni siquiera estando envueltos, ya que se sobrecalentarán. c) Guarde las partes de caucho en una posición tal que no sufran tensión. No estire o cuelgue los anillos “O” y los sellos. No se debe poner etiquetas a los sellos con cuerda, alambre o cinta, ya que estos materiales pueden deformar la superficie selladora. 2. Use contenedores que cierren herméticamente siempre que sea posible, a fin de ofrecer protección contra el aire circulante. 3. El ozono le hace mucho daño al caucho. Cerciórese de que no haya equipo generador de ozono en el área de almacenamiento, tal como lámparas de vapor de mercurio, equipo eléctrico de alto voltaje, motores eléctricos o cualquier aparato eléctrico que produzca arcos voltaicos. Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingeniería y Tecnología

4. Mantenga los productos de caucho limpios y libres de solventes, aceite, grasas y cualquier otro material semisólido o líquido mientras estén almacenados. Se debe evitar específicamente que entren en contacto con manganeso, cobre, aleaciones de cobre (incluyendo bronce), cloruro de polivinilo (PVC), madera impregnada de creosota, otros artículos de caucho de diferentes compuestos, azufre y nafta-nato de cobre. 5. Cuando sea necesario, los artículos de caucho se pueden limpiar con agua y jabón neutro o con alcohol metílico. Después de limpiarlos hay que dejarlos secar a temperatura ambiente. 6. Examine la pieza visualmente antes de su instalación. a) Cerciórese de que la parte del elemento de caucho, no presente superficies pegajosas o algún reblandecimiento o rigidez quebradiza en su área superficial. b) Flexione una parte y revísela con una lupa para asegurarse de que no haya grietas.


5.5.2 . Recomendaciones de almacenaje de la empaquetadura

c) Reemplace el elastómero que muestre cualquiera de los signos de desgaste mencionados arriba. Importante: Siempre hay que inspeccionar los artículos de caucho que se sacan del almacén antes de instalarlos. Estos no deben flexionarse a temperaturas menores de 40°F (4.4°C). Los artículos de caucho que permanezcan en almacén deberán ser inspeccionados cada 12 meses para asegurarse de que aún son útiles.

69

En las siguientes tablas se muestran las condiciones de almacenamiento que determinan la duración de los elementos de caucho. Tablas 5.6 y 5.7. Condición

Calidad de Almacenamiento


Buena

Normal

Deficiente

Temperatura

Hasta 27°C

Hasta 49°C

Más de 49°C

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 solar 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.

Tabla 5.6. Guía para el almacenamiento de empaquetaduras de caucho en general.

Tipo de Hule

Tiempo 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.

Tabla 5.7. Tiempo de almacenamiento.

70


5.6. Pruebas de funcionamiento de Bop`s y equipo auxiliar. Con objeto de verificar el correcto funcionamiento de los preventores se deben llevar a cabo las siguientes pruebas de su funcionamiento así como del equipo auxiliar. • Verificar apertura y cierre de cada preventor desde el control maestro (Bomba para operar preventores) y de los controles remotos (ubicados en el piso de perforación, cabina de control, y/o área de muelle. • Instalar la válvula de seguridad (de pie) en la tubería de trabajo o la de contrapresión. • Verificar que operen correctamente tanto el contador de emboladas así como los manómetros de presión en la consola del perforador y el múltiple de estrangulación.


• Verificar la apertura y cierre de la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y la de matar (donde aplique). • Verificar la apertura y cierre de los estranguladores ajustables hidráulicos. • Operar los estranguladores manuales, cerrando y abriendo. • Operar a cerrar y abrir las válvulas mecánicas del carrete de control y del cabezal en uso. • Abrir y cerrar las válvulas mecánicas del ensamble de estrangulación, (verificar que la primera válvula se encuentre pintada de amarillo). • Cerrar y abrir la válvula mecánica de la línea de matar colocada en el extremo de la línea de inyección. • Verificar que las líneas de flujo y control se encuentren libres y limpias, (lavando con agua el ensamble y las CSC). • Jamás debe soldar algún componente sobre el cuerpo del preventor o en el equipo auxiliar de control de presión.


Capítulo 5

71

CONXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL 2010.pdf

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