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Conexiones Superficiales de Control

MANUAL Y ESTANDARIZACION

DE CONEXIONES SUPERFICIALES

DE CONTROL

D. R. 2006 Gerencia de Ingeniera y Tecnologa Unidad de Perforacin y Mantenimiento de Pozos


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Indice Prlogo.................

Introduccin..

1. Preventores..

1.1 Sistema Desviador de flujo

1.2 Preventor Esfrico......

1.3 Preventores de Arietes..

1.4 Arietes Anulares.....

1.5 Arietes Ajustables......

1.6 Arietes Ciegos.

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

1.8 Empaquetadura de Preventores (Elastmeros)....

1.9 Pruebas con Presin......................................

1.10 Arreglos..

1.11 Mantenimiento.................

2. Carrete de Control

2.1 Especificaciones..................................

3. Cabezales de Tuberas de Revestimiento...

3.1 Tipos.....

3.2 Seleccin de Cabezales y Medio Arbol..

3.3 Colgadores..

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

4.1 Factores para el Diseo...............

4.2 Especificaciones.

4.3 Lneas de Matar y Estrangular.

4.4 Estranguladores..

4.5 Mltiple de Estrangulacin....

4.6 Vlvulas.................

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4.7 Arreglos

4.8 Consola de Control Remoto.

5. Bridas y Anillos.

5.1 Bridas

5.2 Pista..

5.3 Anillos..

5.4 Birlos (Esprragos y Tuercas)...............

6. Unidad para Operar Preventores..

6.1 Depsito Almacenador de Fluidos..

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

6.3 Requerimientos de Volumen de los Acumuladores.

6.4 Requerimientos de Presin y Precarga de los Acumuladores.................

6.5 Fuentes de Energa

7. Separador Gas-Lodo..

7.1 Seleccin del Dimetro Interior del Separador Gas-Lodo

8. Desgasificador..

9. Vlvulas de Contrapresin y de Seguridad Superficial.

10. Equipo Superficial para Perforacin Bajo Balance........................

10.1 Esquema Tpico...........................................

10.2. Cabeza o Preventor Rotatrio................

10.3. Sistema de Separacin de Fases..................

10.4. Equipo de Estrangulacin..

10.5. Conexiones en el Carrete de Control...

10.6. Ensamble de Estrangulacin Auxiliar..

10.7. Seguridad del Personal y Proteccin Ambiental

10.8. Consideraciones Operativas..

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

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12. Arreglos Estndar de Conexiones Superficiales de Control Terrestre

12.1. Arreglo para perforacin de pozos de desarrollo con presiones mximas de 2000 psi con preventores sencillos.

12.1.1. Arreglo para perforacin de pozos de desarrollo con presiones mximas de 2000 psi con preventor doble.

12.2. Arreglo para perforacin de pozos de desarrollo con presiones mximas de 2000 psi con posible presencia de gas somero.

12.3. Arreglo para perforacin de pozos exploratorios con presiones mximas de 2000 psi.

12.4. Arreglo para perforacin de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones mximas de 3000 psi.

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

12.6. Arreglo para perforacin de pozos de desarrollo con presiones mximas de 3000 psi para perforar con flujo controlado


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

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


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


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

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

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

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

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

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

14. Arreglo Estndar de Mltiples de Estrangulacin para Perforacin, Terminacin y Mantenimiento de pozos.

14.1. Arreglo para Perforacin, Terminacin y Mantenimiento terrestre de 5000 psi.



14.4. Arreglo para Perforacin, Terminacin y Mantenimiento en plataformas fijas y autoelevables de 5000 psi.

14.5. Arreglo para Perforacin, Terminacin y Mantenimiento en plataformas fijas y autoelevables de 10000 psi.

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

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

15.2. Arreglo estndar mantenimiento Tipo I, con preventores 7 1/16 10000 psi para pozos de alta presin.

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

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

15.5. Arreglo estndar mantenimiento Tipo II, para pozos de mediana presin, con preventores 7 1/16 10000 psi con restriccin de altura mesa rotaria.

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

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

16. Materiales y Ejemplos de Arreglos de las Conexiones Superficiales de Control para Perforacin, Terminacin y Mantenimiento de pozos.

16.1. Relacin de material necesario para la instalacin de conexiones superficiales de control de pozos terrestres.

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

16.3. Tamaos y rangos de presin de trabajo de los BOPs y rango de cierre de arietes variables.

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

16.5. Arreglo para pozos de desarrollo de baja presin terrestres con limitacin de altura de mesa rotaria.

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

16.6.1. Arreglo para pozos exploratorios de baja presin terrestres.

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

16.7.1. Arreglo para pozos exploratorios de alta presin terrestres.

16.8. Arreglos estndar preventores 16 5000 psi para yacimientos de gas en formaciones de terciario.

16.8.1. Arreglos estndar preventores 16 5000 psi, cabezal soldable 16 3000 psi.

16.8.2. Arreglos estndar preventores 16 5000 psi, cabezal soldable 20 3000 psi.

16.8.3. Arreglos estndar preventores 16 5000 psi, para yacimientos de gas en formaciones de terciario.

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

16.9.1. Arreglos estndar preventores 13 5/8 5000 psi, con cabezal 20 3000 psi.

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

16.9.3. Arreglos estndar preventores 13 5/8 10000 psi, cuando las TRs de 9 5/8, 7 5/8 o 7 son Liners.

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

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

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

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

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

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

16.11. Arreglos estndar mantenimiento Tipo I, preventores 7 1/16 10000 psi para pozos de alta presin.

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

16.12. Arreglos estndar mantenimiento Tipo II para pozos de mediana presin, preventores 7 1/16 10000 psi con restriccin de altura mesa rotaria.

16.12.1. Arreglos estndar mantenimiento Tipo II para pozos de mediana presin, preventores 7 1/16 10000 psi con restriccin de altura mesa rotaria y cabezal compacto.

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

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

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

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

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

Anexos..

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

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

c) BOPs 7 1/16 10000 psi tipo UM (Compactos).........................................................

d) BOPs 7 1/16 10000 psi tipo U vs. UM (Cameron)..

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Prlogo Uno de los aspectos ms importantes que se manejan en los mbitos de calidad y normatividad de cualquier empresa, es la estandarizacin de sus procesos para poder medir su desempeo. Aunque las actividades de perforacin y de mantenimiento de pozos se efectan en condiciones de trabajo distintas, dada la diversidad de campos petroleros donde participa la Unidad de Perforacin y Mantenimiento de Pozos (UPMP), es necesario hacer un esfuerzo por estandarizar los criterios que aplicamos, tanto en los procesos de ingeniera de diseo como en la ejecucin de las operaciones de campo. El diseo, instalacin y operacin de los sistemas de control de pozos resultan ser actividades de vital importancia, ya que sus prcticas deben realizarse con el nivel de seguridad requerido, reduciendo al mnimo los riesgos de un accidente o de un impacto adverso al medio ambiente. Entre los beneficios ms importantes que pueden obtenerse con la homologacin de las conexiones superficiales de control de pozos, es una mayor confiabilidad de los diseos de ingeniera, mayor rapidez y facilidad en su instalacin y operacin, y reduccin de costos por servicios de mantenimiento y refacciones. La Gerencia de Ingeniera y Tecnologa de la UPMP, desea que la incorporacin de nuevos temas al manual anterior, sean de utilidad para todo el personal tcnico involucrado en el diseo, adquisicin, instalacin y mantenimiento de los sistemas de control superficial de pozos. El manual anterior se realiz con la participaron los siguientes profesionistas:

Ing. Felipe Sierra Gonzlez Ing. Eliseo Rodrguez Roque Ing. Miguel Pacheco Acosta Ing. Bulmaro Castro Mutio

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

Con la coordinacin: M.I. Juan Alfredo Ros Jimnez.

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

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Introduccin Con la finalidad actualizar el manual de referencia: Estandarizacin de Conexiones Superficiales de Control, se realiz una revisin y ampliacin de los temas del mismo; adems, se agregaron nuevos captulos que enriquecen su contenido; todo lo anterior, con la colaboracin de un grupo de especialistas de la Unidad de Perforacin y Mantenimiento de Pozos (UPMP), denominando a esta nueva versin Manual y Estandarizacin de Conexiones Superficiales de Control. Para salvaguardar la seguridad del personal que desarrolla las actividades sustantivas en las diferentes Divisiones que conforman la UPMP, uno de los aspectos ms importantes es la capacitacin de todo su personal, as como estandarizar sus instalaciones, mtodos, procedimientos, tecnologas y equipos. Este nuevo manual, conserva las caractersticas del manual anterior con un tratamiento ms a fondo de los temas, y la inclusin de nuevos captulos que abarcan separador gas-lodo, desgasificador, equipo superficial para perforacin bajo balance, normas y reglamentos. Se realiz por especialistas de las tres divisiones y sede de la UPMP, los arreglos se pueden utilizar en nuestros campos, y garantizan resultados satisfactorios ante cualquier eventualidad que se pueda presentar durante la intervencin de un pozo, en cualquiera de sus fases operativas. El presente manual, debe llegar a todo el personal de la UPMP que por la naturaleza de sus funciones tenga relacin con esta actividad. El manual comprende una descripcin de los componentes de las conexiones superficiales, caractersticas, recomendaciones prcticas de mantenimiento y cuidados durante la instalacin y uso de las mismas, as como las ventajas y desventajas que representa la utilizacin de ciertos elementos. Tambin contiene los arreglos de preventores y rboles de estrangulacin que deben usarse en las diferentes etapas del proceso de perforacin, terminacin y mantenimiento de pozos, sealando las caractersticas y especificaciones que garanticen la seguridad de su uso, slo limitadas por los rangos de presin de trabajo y los espacios para su instalacin. En los nuevos captulos que se incluyen, se pretende dar a conocer los diferentes elementos superficiales que se utilizan en la perforacin bajo balance, as como saber si el separador gas-lodo instalado en el equipo cumple con las especificaciones que garanticen su eficiente operacin de acuerdo a los volmenes de gas que se esperan manejar durante la perforacin o intervencin de un pozo; ya que, en caso contrario se debe contemplar la utilizacin de un separador adicional para un manejo seguro. Esperamos que este manual cumpla las expectativas y sea una herramienta que de respuesta a los problemas tcnicos tanto al personal de campo como el que labora en las oficinas.


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

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

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

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

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

Revisar la operacin de los tornillos candado (yugos), sta deber ser fcil y rpida. En conjunto de preventores dobles de 5000 lb/pg2 y de 10000 lb/pg2, los arietes (rams) ciegos se colocan en el preventor de en medio y los arietes de tubera en el preventor superior e inferior, siempre y cuando la tubera sea del mismo dimetro.

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


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Pruebe la hermeticidad del cierre. Instale y pruebe las lneas de 1 de los preventores. Revisar la operacin de los arietes (rams) verificando el movimiento de los vstagos contra la presin de operacin.

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

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

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

Durante su instalacin Manejar los preventores usando cables de acero de 1 o mayor dimetro (no los maneje con los cncamos, stos se usan slo para el cambio de arietes o de bonetes).

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

Proteja la boca del pozo mientras se efecta la operacin de instalacin del preventor. Oriente los preventores al sentarlos en el cabezal e introduzca cuatro birlos para utilizarlos como guas. Sintelos con precaucin para no daar el anillo metlico empacador.

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

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

Antes de conectar las mangueras metlicas de 1, seleccinelas e instlelas correctamente al preventor.

Instalar el sistema de operacin manual de los preventores. Comprobar la instalacin del preventor con respecto al pozo y mesa rotatoria. Los cncamos debern permanecer conectados en el cuerpo del preventor.

Durante su operacin Revise que la presin hidrulica de operacin del mltiple de los preventores permanezca en 1500 lb/pg2.

Deber probarse la efectividad del conjunto de preventores a su capacidad de trabajo a la mayor brevedad posible despus de su instalacin.

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

Los tornillos candado (yugos) debern permanecer engrasados. En las lneas de operacin de los preventores no debern existir fugas.


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Revise peridicamente el apriete de la tornillera de los preventores y vlvulas laterales.

Opere con frecuencia los arietes (rams) para tubera y los ciegos normales o de corte al terminar de sacar la tubera, compruebe la operacin de los vstagos contra la presin de operacin.

Inspeccione que las lneas de matar y estrangular estn conectadas a las vlvulas laterales del preventor o al carrete de control.

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

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

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

Durante la intervencin del pozo se debern tener arietes (rams) de las medidas de las tuberas que se manejan, as como elementos de sello de los arietes (rams) y los bonetes.

Ahora bien, describiremos los diferentes tipos de preventores, e iniciaremos con el sistema desviador de flujo, que es el primer sistema de control del pozo que se instala al iniciar la perforacin. 1.1 Sistema Desviador de Flujo El sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, ya que proporciona un determinado grado de proteccin antes de que se corra y cemente la tubera de revestimiento superficial sobre la que se instalarn los preventores. Las prcticas recomendadas API RP-53 establecen los criterios para seleccionar, instalar y operar el equipo de sistemas desviador de flujo (diverters). Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubera de perforacin, de revestimiento y lastrabarrenas, y no est diseado para hacer un cierre completo del pozo o parar el flujo, sino ms bien desviarlo abriendo simultneamente las vlvulas de las lneas de desfogue (venteo), derivando el flujo de formaciones someras hacia sitios alejados del equipo de perforacin y del personal, evitando as el fracturamiento de las formaciones, disminuir el riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la tubera conductora que pondra en peligro a la cuadrilla y las instalaciones de perforacin. Por lo general, se utilizan como desviadores los preventores anulares de tipo convencional o las cabezas rotatorias. Sin embargo, se surten Desviadores especiales de baja presin en diversos tamaos. La presin de trabajo del desviador y de la(s) lnea(s) de venteo o lateral(es) no es de gran importancia, ya que su funcin es nicamente desviar el flujo. El dimetro interior debe ser suficiente para que permita pasar la barrena y perforar la siguiente etapa. Todo el conjunto, una vez instalado, ser probado a satisfaccin para asegurarse que funcionar correctamente.


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Si el sistema desviador integra una o ms vlvulas en la lnea lateral, las vlvulas deben ser tipo abertura completa y mantenerse en la posicin abierta para un sistema manual, o bien, deben ser diseadas para abrirse automticamente cuando se cierra el desviador. Por lo menos una de las lneas laterales debe estar abierta en todo momento. Las lneas normalmente son de 10 de dimetro interior o mayores para operaciones marinas y de 6 de dimetro interior o mayores para operaciones terrestres. El desviador y cualquier vlvula deben ser probados cuando se instale y en intervalos apropiados durante las operaciones, para garantizar el funcionamiento correcto. Debe bombearse fluido a travs de las lneas de venteo a periodos regulares de tiempo durante las operaciones para asegurar que las lneas no estn tapadas. La capacidad de los acumuladores para el sistema desviador de flujo debe ser calculado y estar de acuerdo con el API RP-64.

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

Lneas de desfogue

Preventor

Campana

Lnea de flote


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

semisumergible) Recomendaciones

Verificar diariamente la operacin correcta del sistema desviador de flujo, accionndolo desde los controles remotos.

Revisar que las lneas de desfogue no estn obstruidas. Inspeccionar y revisar peridicamente que el desviador y las vlvulas no tengan gas producido por los ripios de formacin, residuos u otros materiales que puedan afectar su operacin.

En funcin de la planeacin y programacin de la perforacin del pozo, despus de cementar o hincar la tubera conductora o estructural, deber instalarse un sistema desviador de flujo consistente de un elemento de sello, lneas de venteo, vlvulas de derivacin y un sistema de control.

El sistema deber tener un control remoto en el piso de perforacin y adems otro en un lugar de fcil acceso y seguro para su accionamiento.

Es conveniente que se tengan disponibles lneas de descarga de dimetros mayores que las convencionalmente utilizadas, con la finalidad de que en situaciones crticas, el pozo sea rpidamente desfogado evitando riesgos mayores.

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

1.2 Preventor Esfrico Es un preventor anular, y es instalado en la parte superior de los preventores de arietes. Tiene como principal caracterstica, efectuar cierres hermticos a presin sobre cualquier forma o dimetro de tubera o herramienta que pueda estar dentro del pozo. El tamao y su capacidad debern ser iguales que los preventores de arietes. Se recomienda no cerrar este preventor si no hay tubera dentro del pozo.


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Se emplean con el uso de un elemento grueso de hule sinttico que se encuentra en el orificio interno del mismo y al operarlo, se deforma concntricamente hacia el interior del preventor, ocasionando el cierre parcial o total del pozo. El hule estando en posicin abierta tiene el mismo dimetro de paso del preventor. Adems permite el paso o giro de tuberas an estando cerrado (esta operacin se debe efectuar regulando la presin de trabajo a su mnimo valor de sello). Es posible cambiar el elemento sellante con tubera dentro del pozo; adems, cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas de la unidad de registros. El preventor anular esfrico se coloca en la parte superior de los preventores de arietes, debiendo ser de las mismas caractersticas. Los ms usados son de 21 , 16 , 13 5/8, 11 y 7 1/16, con presiones de trabajo de 2000 a 10000 lb/pg2. En el preventor anular Hydrill tipo GK la presin hidrulica de cierre se ejerce sobre el pistn de operacin y sube conforme asciende el elemento de hule, comprimindose hacia adentro hasta efectuar el sello sobre cualquier tubera o herramienta que est dentro del preventor. Para el preventor anular Cameron tipo D y DL, la presin de cierre fuerza hacia arriba el pistn de operacin y el plato impulsor desplaza el aro de hule slido, forzando a la "dona" a cerrarse, activndose simultneamente los insertos de acero que refuerzan al elemento de hule, girando interiormente hasta formar un anillo de soporte contino tanto en la parte superior como en la parte inferior del elemento empacador.

Figura 3.- Preventor esfrico Hydrill tipo GK


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Figura 4- Preventor esfrico Cameron Tipo DL

Recomendaciones de operacin

La frecuencia de las pruebas ser similar a la del conjunto de preventores. Para rotar lentamente la tubera con el elemento sellante cerrado, deber ajustarse la presin de cierre, como se indica en los datos de cierre del fabricante.

Para introducir o sacar tubera en un pozo con presin se ajustar la presin de cierre a la mnima necesaria para permitir el movimiento de la tubera hacia arriba o hacia abajo (esto en funcin de la presin que exista en el pozo). Tambin se puede estar adicionando continuamente aceite a la tubera para lubricarla. Asimismo, se debe tener la precaucin de disminuir la velocidad de introduccin o extraccin al pasar los coples de la tubera, con objeto de prolongar la vida til del elemento sellante y permitir que se acople a los diferentes dimetros a que es expuesto, evitando as alguna fuga.

Los preventores anulares Hydrill poseen la caracterstica de que la presin contribuye al cierre del mismo.

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

HYDRILL MSP Tipo GK

DIMETRO A CERRAR

(PG) 29 1/2" 5M

21 1/4" 2M

16 3/4" 5M

13 5/8" 5M

13 5/8" 10M

11" 5M

11" 10M

7 1/6" 10M

12 950 6 5/8 550 550

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


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

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

Otras caractersticas son:

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

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

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


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1.4 Arietes Anulares Los arietes anulares para tubera de perforacin o revestimiento estn constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse independientemente. Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleacin y de un conjunto sellante diseado para resistir la compresin y sellar eficazmente alrededor de la tubera.

Sello superior

Empaque frontal Cuerpo del ariete Ariete anular para preventor tipo U

Figura 7.- Arietes para tubera marca Cameron

Caractersticas: En caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubera, para lo cual deber regularse la presin de cierre del preventor.

Cuando existe presin en el pozo, evitan la expulsin de la tubera al detenerse la junta en la parte inferior del ariete.

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

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

3 TONS. 1000s LBS

4 TONS. 1000s LBS

5 TONS. 1000s LBS

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

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


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1.5 Arietes Ajustables Los arietes variables o ajustables son similares a los descritos anteriormente. La caracterstica que los distingue es cerrar sobre un rango de dimetros de tubera, as como de la flecha.

Figura 8.- Arietes variables para tubera

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

(PG) PRESIN DE TRABAJO

(PSI) RANGO DE CIERRE DE ARIETES

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

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

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

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

Figura 9.- Arietes ciegos

Sello superior Empaque frontal

Cuerpo del ariete Ariete anular ajustable para preventor tipo U


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Ventajas y desventajas de la posicin que guarda el preventor ciego. Tomando como base el arreglo ms comn para la perforacin de zonas de alta presin y pozos de desarrollo, los arietes ciegos estn colocados arriba del carrete de control. Ventajas. Est demostrado estadsticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con la tubera dentro del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la funcin de vlvula maestra por estar conectada directamente a la boca del pozo evitando las bridas, mismas que estn consideradas como las partes ms dbiles de un conjunto de preventores.

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

Cuando el preventor ciego est cerrado, se puede operar a travs del carrete de control.

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

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

Desventajas Cuando el preventor ciego est cerrado, no se tendr ningn control si ocurre alguna fuga en el preventor inferior en el carrete de control.

Entonces; lo que se manej como ventaja de que los arietes ciegos se pueden cambiar por arietes para tubera de perforacin, funciona ahora como desventaja, ya que en el caso extremo de querer soltar la tubera no se dispondra de una vlvula maestra que cerrar totalmente el pozo.

Cuando se est perforando la etapa de yacimiento, se debern utilizar arietes de corte en sustitucin de los ciegos. Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubera de dimetro mayor se instalarn en el preventor inferior, y los de dimetro menor en el superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipo variable. Debe observarse que si ocurre un brote cuando se est sacando del pozo la tubera de perforacin de dimetro menor, slo se dispondr del preventor anular y uno de arietes. Entonces, no ser posible intercambiar arietes de ese mismo dimetro de tubera de perforacin en algn otro preventor; por lo que, ser conveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior del preventor doble, aun cuando las desventajas sealadas anteriormente seran mayores por tener doble brida adicional.


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Una opcin prctica, sin cambiar la posicin establecida, recomienda bajar una parada de tubera del dimetro mayor para cerrar el preventor inferior y cambiar arietes al superior. 1.7 Arietes de Corte Los arietes de corte estn constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas. La funcin de estos arietes es cortar la tubera y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operacin normal de perforacin, estn instalados en bonetes modificados, aumentando el rea del pistn y la carrera de operacin.

Figura 10.- Arietes ciegos de corte

A continuacin se muestra un ejemplo para determinar los dimetros de tubera que se pueden cortar en funcin del dimetro del preventor, que es un dato de suma importancia cuando se utilizan arietes ciegos de corte.

Ariete armado Empaque lateral

Empaque de cuchillas de corte

Empaque lateral


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CCoorrttee ddee ttuubbuullaarreess ((GGeeoommeettrriiccaammeennttee))..

1.8 Empaquetadura de Preventores (Elastmeros) La empaquetadura o partes elsticas de los preventores debern identificarse por el tipo de caucho, composicin, proceso de fabricacin empleado, grado de dureza, etctera. Las caractersticas anteriores determinan el uso ms apropiado para cada tipo. Las partes elastomricas deben ser marcadas al moldearse para identificar el tipo de caucho, rango de dureza, nmero de parte y cdigo empleado. El sistema de cdigo de identificacin est compuesto por tres partes: a). Dureza b). Cdigo API c). Nmero de parte del fabricante Ejemplo: Esta marca designa una parte o componente que tiene un rango en la escala de la dureza de 70 -75, fabricado de epiclorohidrina y con nmero del fabricante de 400. Los diversos fabricantes de los productos elastomricos recomiendan el uso ms apropiado para cada tipo de empaque.

DDeetteerrmmiinnaacciinn ddee lloonnggiittuuddeess.. DDeetteerrmmiinnaacciinn ddee DDiimmeettrroossPPeerrmmiissiibblleess..

Conclusin

Como LTR > LBOP No se cortar la TR = Problemas.

L

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

Permetro de un circulo es: P=*D P=2r PTR =3.1416 * 9.625 = 30.23 Cuando este aplastada la TR tendremos: LTR = PTR /2 LTR = 30.23/2 = 15.115

Si el BOP es de 13 5/8 5M LPERM=13.625 D Cuando el dimetro est aplastado tendremos: LPERM = PPERM /2 PPERM = 2 * LPERM = 2 * 13.625 = 27.25

Permetro de un circulo es: P = * D DPERM = PPERM / DPERM =27.25 / 3.1416 = 8.67

Un BOP de 11 con RAMS de corte. SOLO cortar dimetros < a 7.

Conclusiones:

Un BOP de 13 5/8 con RAMS de corte. SOLO cortar dimetros < a 8.67.


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Tabla 4.- Gua para la seleccin de los cdigos de los elementos sellantes TIPO DE

ELASTOMERO RANGO DE

DUREZA CODIGO

API APLICACIN TIPICA DE SERVICIO

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

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

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

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

Toda empaquetadura de caucho requiere ser inspeccionada antes de usarse; para ello, los fabricantes recomiendan realizar las pruebas siguientes: Doble, estire y comprima la pieza. Observe si en el rea de esfuerzos existen grietas o fisuras, particularmente en las esquinas; de ser as, elimnelas y cmbiela por otra en condiciones adecuadas. Si la pieza es de tamao muy grande, corte una tira en un rea no crtica y efectele la prueba. Ejemplo: corte una tira de caucho entre los segmentos de un elemento sellante del preventor anular, para realizar el ensayo mencionado. Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la superficie se observe polvorienta y en mal estado aparente, por lo que tambin deber efectuarse la prueba anterior. Tambin, las condiciones de almacenamiento determinan la duracin de los elementos de caucho. Tabla 5. Gua para el almacenamiento de empaquetaduras de caucho en general

CALIDAD DE ALMACENAMIENTO CONDICIN Buena Normal Deficiente

Temperatura Hasta 80 F Hasta 120 F Ms de 120 F Esfuerzos Compartimientos

separados para cada pieza sin apilar.

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

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

Medio ambiente

Proteger de la luz y del contacto con el aire.

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

A rayo de sol o con luz fuerte, cerca de motores elctricos, mquinas de soldadura con arco, etctera.

Contacto con lquidos

Secas Secas Posibilidad de que se mojen con aceite, solventes, agua, cidos, etctera.


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

TIPO DE CAUCHO

CALIDAD DE ALMACENAMIENTO

Buena Normal Deficiente Epiclorohidrina 6 - 8 aos 4 - 6 aos Distorsin permanente si los artculos se

almacenan bajo esfuerzo. Neopreno 3 - 5 aos 2 - 4 aos Distorsin permanente si los artculos se

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

Figura 11.- Algunos tipos de empaquetaduras

1.9 Pruebas con Presin El sistema de control superficial deber probarse en funcin de las actividades siguientes:

Al instalar o antes de perforar la zapata de cada tubera de revestimiento. Antes de perforar una zona de alta presin o de yacimiento. Despus de efectuarse cualquier reparacin o cambio de sello en el conjunto de preventores o en alguno de sus componentes, en el que deber probarse por lo menos la parte reparada.

Se deben llevar a cabo las pruebas de operacin del conjunto de preventores y el equipo auxiliar como mnimo cada 15 das, pero en los pozos exploratorios y cuando estn en la etapa de perforacin de la zona productora, se efectuarn como mnimo cada 7 das, en


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

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

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

Se debe tener la precaucin de abrir la vlvula en la lnea de estrangulacin a la lnea de desfogue, antes de abrir los arietes para liberar cualquier presin existente.

Los bonetes deben probarse en cada instalacin de arietes en los preventores. El sistema para accionar el conjunto de preventores se verificar cada vez que se prueben stos.

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

RECOMENDADA A BAJA PRESIN LB/PG2

PRUEBA DE PRESIN RECOMENDADA A ALTA PRESION LB/PG2

1. Cabeza rotatoria 200 - 300 Opcional 2. Elemento del desviador Mnima 200 - 300 Opcional 3. Preventor anular Cmara de operacin

200 - 300 N/A

Mnimo al 70% de la presin de trabajo Mnimo 1500

4. Preventor de arietes Para TP Ajustable Ciego, ciego/corte Cmara de operacin

200 - 300 200 - 300 200 - 300

N/A

Presin de trabajo de bops arietes Presin de trabajo de bops arietes Presin de trabajo de bops arietes Mx. presin de op. Recomend. Por fab.

5. Lnea de flujo del desviador Prueba de flujo N/A 6. Lnea de estrangular vlvulas 200 - 300 Presin de trabajo de bops arietes 7. Lnea de matar y vlvulas 200 - 300 Presin de trabajo de bops arietes 8. Mltiple de estrangular Antes de la primera vlvula de alta presin Despus de la ltima vlvula de alta presin

200 - 300

200 - 300

Presin de trabajo de bops arietes Opcional

9. Sistema de control de bops Mltiple y lneas a bops Presin acumuladores Tiempo de cierre Capacidad de la bomba Tablero de control

N/A

Verificar precarga Prueba de fluido Prueba de fluido Prueba de fluido

Mnimo 3000 N/A N/A N/A N/A

10. Vlvula de seguridad, flecha, vlvulas de la flecha y vlvulas de seguridad en el piso

200 -300 Presin de trabajo de bops arietes

11. Equipo auxiliar Separador gas lodo Tanques de viaje

Prueba de flujo Prueba de flujo

N/A N/A


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Tabla 8. Pruebas subsecuentes (no exceder 21 das). COMPONENTES A PROBARSE PRUEBA DE PRESIN

RECOMENDADA A BAJA PRESIN LB/PG2

PRUEBA DE PRESIN RECOMENDADA A BAJA ALTA LB/PG2

1. Cabeza rotatoria 200 - 300 Opcional 2. Elemento del desviador Mnima 200 - 300 Opcional 3. Preventor anular Cmara de operacin

200 - 300 N/A

Mnimo al 70% de la presin de trabajo N/A

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

200 - 300

200 - 300 200 - 300 Opcional

N/A

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

5. Lnea de flujo del desviador Prueba de flujo N/A 6. Lnea de estrangular vlvulas 200 - 300 Mayor que la mxima presin esperada de

cierre en superficie 7. Lnea de matar y vlvulas 200 - 300 Mayor que la mxima presin esperada de

cierre en superficie 8. Mltiple de estrangular Antes de la primera vlvula de alta presin Despus de la ltima vlvula de alta presin

200 - 300

Opcional

Mayor que la mxima presin esperada de cierre en superficie Opcional

9. Sistema de control de bops Mltiple y lneas a bops Presin acumuladores Tiempo de cierre Capacidad de la bomba Tablero de control

N/A

Verificar precarga Prueba de fluido Prueba de fluido Prueba de fluido

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

10. Vlvula de seguridad, flecha, vlvulas de la flecha y vlvulas de seguridad en el piso

200 -300 Mayor que la mxima presin esperada de cierre en superficie

11. Equipo auxiliar Separador gas lodo Tanques de viaje

Prueba de flujo opcional

Prueba de flujo

N/A N/A

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


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El mltiple y todas las vlvulas se deben probar en el sentido de flujo a la misma presin que los preventores de arietes. Despus de 3 a 5 aos de servicio, el conjunto de preventores, mltiple de estrangular y componentes del diverter deben ser desarmados e inspeccionados de acuerdo con los lineamientos del fabricante. Los componentes deben ser cambiados, y las superficies pulidas inspeccionadas por el desgaste o corrosin. Las dimensiones crticas deben ser verificadas contra los lmites de desgaste permitidos por el fabricante. Los componentes deben ser inspeccionados sobre una cedula de evidencia. La inspeccin y mantenimiento bajo cedula para inspeccin peridica no destructiva al separador gas lodo servir para verificar su integridad a la presin. Esta inspeccin puede ejecutarse por mtodos hidropticos, ultrasnicos y otros. Cuando se tengan pozos depresionados, es conveniente determinar la presin promedio entre las dos presiones anteriores para ser aplicada como presin de prueba, con objeto de proteger la empaquetadura de los preventores y detectar posibles fugas originadas por corrosin, abrasividad, etc. Las pruebas se efectuarn siempre en la direccin del flujo del pozo. Los resultados de las pruebas con presin, de las inspecciones fsicas y de la operacin del sistema de control superficial se registrarn en la bitcora del perforador. Si alguno de los componentes primordiales del sistema o de sus controles no funcionan, deben suspenderse las operaciones de perforacin para reparar la falla. Es conveniente que todo el personal que labore en el equipo tenga los conocimientos sobre funcionalidad y operacin del sistema de control superficial, de acuerdo a la categora que desempea. Al personal de nuevo ingreso se le orientar sobre los mismos conocimientos antes de iniciar sus labores. Se deben llevar a cabo las pruebas de operacin del conjunto de preventores y el equipo auxiliar. Estas pruebas consisten en lo siguiente:

Instalar la vlvula de seguridad en la tubera de perforacin y el preventor interior. Verificar que la consola opere correctamente y estn calibrados el contador de emboladas y los manmetros de presin.

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

Abrir la vlvula hidrulica de la lnea de estrangulacin. Operar los estranguladores ajustables manuales e hidrulicos, cerrando y abrindolos.

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


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Operar el resto de los preventores para la tubera de perforacin en el dimetro adecuado.

Si se usa tubera combinada, al sacar la tubera de perforacin operar los arietes correspondientes.

El preventor ciego se operar al sacar la barrena del pozo, al trmino de esta prueba se dejarn todas las vlvulas en su posicin original.

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

Figura 12.- Probador tipo colgador

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


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Figura 13.- Probador tipo copa

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

Probador de copa Cameron Tipo F


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

TIPO API NORMA API PRESION DE TRABAJO lb/pg2

CONDICIONES DE SERVICIOS

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

6 B

5000 Media presin 10M 10000 Alta presin 15M

6 BX 15000 Extrema presin

La clasificacin del API para los arreglos tpicos de los preventores de reventones, esta basada en las presiones de trabajo, mostrndose en las figuras que se muestran mas adelante, para las clases API 2M, 3M, 5M, 10M y 15M. Algunos arreglos diferentes a los mostrados, podrn ser adecuados en el cumplimiento de los requerimientos de las condiciones del pozo, y en aras de promover la seguridad y la eficiencia. Para la fcil identificacin de los componentes, se utiliza un cdigo que se describe a continuacin. Cdigo para los componentes. A = Preventor de reventones, tipo anular (esfrico). G = Cabeza rotatoria. R = Preventor de reventones de arietes sencillo, con un juego de arietes para tubera, ciegos, variables o de corte-ciego, segn la preferencia del operador. Rd = Preventor de reventones de arietes dobles, colocados segn la preferencia del operador. Rt = Preventor de reventones de ariete triple, con tres juegos de arietes, colocados segn la preferencia del operador. S = Carrete de perforacin o de control, con conexiones de salida lateral para las lneas de estrangulacin de matar. M = Presin de trabajo, 1000 lb/pg2. (Actualmente se usa la letra K con el mismo significado). Los componentes se enlistan desde abajo hacia arriba, a partir del fondo del arreglo de preventores, ejemplos: 1.- Arreglo-5M-13 5/8"-SRRA Que significa: Presin de trabajo del arreglo de preventores -5000 lb/pg2. Dimetro de paso - 13 5/8". Arreglo: Carrete de control, dos preventores de arietes sencillos y un preventor esfrico. 2.- Arreglo-10 K 13 5/8 RSRA Que significa : Presin de trabajo del arreglo de preventores -10000 lb/pg2. Dimetro de paso - 13 5/8.


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Arreglo: Un preventor de arietes, un carrete de trabajo, un preventor de arietes y un preventor esfrico. A continuacin se muestran arreglos tpicos de preventores de reventones.

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

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


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

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

PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR PRUEBA DE HERMITICIDAD A CABEZAL, CONJUNTO DE PREVENTORES Y ENSAMBLE DE ESTRANGULACIN. Se deber proporcionar el diagrama y certificado de pruebas actualizado.

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

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

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

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


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3. Usando el tipo de elastmero adecuado para el fluido de control en uso y para los fluidos de la formacin anticipados. 4. El uso adecuado de un regulador o acumulador al sacar o meter a presin las juntas de la tubera. El movimiento rpido de una junta a travs del empaque cerrado puede daarlo severamente y causar su falla prematura. En este caso, aplican las prcticas recomendadas por el API para sistemas de equipo para la prevencin de reventones API RP-53-A. Modificaciones al preventor para los ambientes con cido sulfhdrico En las operaciones de perforacin donde se espere encontrar zonas con gas sulfhdrico, con rangos en que la presin parcial exceda 0.05 lb/pg2 en la fase gaseosa, bajo la mxima presin prevista, deben realizarse modificaciones en los preventores. Las prcticas recomendadas para la seguridad en las operaciones de perforacin en este tipo de ambiente, se podrn encontrar en Especificaciones API RP-49, "Procedimientos recomendados para la perforacin segura en pozos que contienen cido sulfhdrico". Se requieren modificaciones en los equipos, ya que muchos materiales metlicos en ambientes con sulfhdrico (servicio amargo), estn sujetos a hacerse quebradizos, fenmeno que se conoce con el nombre de: Agrietamiento por el Esfuerzo Sulfrico (AES). Dicha falla espontnea depende de las propiedades metalrgicas del material, el esfuerzo o carga total (ya sea interno o aplicado), y el ambiente corrosivo. En la norma NACE MR-0175 aparece una relacin de materiales metlicos resistentes al agrietamiento por esfuerzo del sulfhdrico en el campo petrolero. El fabricante debe proporcionar una relacin de las partes especficas que deben de cambiarse en los preventores anulares y de arietes, para el servicio en un ambiente con sulfhdrico. Como gua, todos los materiales metlicos que pudieran ser expuestos al sulfhdrico bajo las condiciones de operacin, deben tener una alta resistencia al agrietamiento por el mismo. La mxima dureza aceptable de los cuerpos de todos los preventores y vlvulas deber cumplir la norma NACE mencionada anteriormente. Los elastmeros tambin estn sujetos al ataque por sulfhdrico. Los elastmeros de nitrilo que cumplan otros requerimientos de trabajo son aptos para servicio amargo hasta una temperatura entre 65.5 y 93.3 C (150-200 F), pero se disminuye rpidamente su vida til. Si se esperan temperaturas mayores a 93.3 C, en la lnea de flujo, se debe consultar al fabricante del equipo. Los elastmeros deben ser cambiados lo ms pronto posible despus de su exposicin al sulfhdrico bajo presin. Inspeccin fsica del conjunto de preventores Antes de proceder a la instalacin de un conjunto de preventores o despus de cada etapa de perforacin, deber verificarse en el pozo lo siguiente:

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


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

Revise que todos los birlos o esprragos y tuercas sean de la medida y tipo apropiado, que no estn daados u oxidados, que cumplan con las especificaciones API para el rango de la presin de trabajo, temperatura y resistencia al cido sulfhdrico (H2S) si se requiere.

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

Verifique la posicin en la instalacin de cada preventor, as como la correcta conexin de las lneas de apertura y cierre.

Las operaciones no deben iniciarse hasta que el sistema de control superficial est debidamente instalado y probado, en lo que respecta a su operacin y presin de trabajo. 2. Carrete de Control El carrete de control se instala para conectar las lneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de preventores. El API RP-53 recomienda que estas lneas se conecten a un preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran ventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, as como el nmero de bridas que es el punto ms dbil del conjunto. Sin embargo, en la mayora de los casos se prefiere usar un carrete, ya que, como estn sujetos a la erosin, resulta ms econmico eliminar un carrete que un preventor; tambin, se dispone de mayor espacio entre preventores, lo que facilita la introduccin de la tubera a presin (strippping), colgado de la sarta y operaciones de corte de tubera. 2.1 Especificaciones

Las salidas laterales deben tener un dimetro interior nominal no menor de 2. Deben usar bridas, birlos o abrazaderas para la clase API 2M, 3M y 5M.

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

Las clases API 10M y 15M deben tener por lo menos dos salidas laterales, de un dimetro interior mnimo de 2 para la lnea de matar y de 3 para la lnea de estrangular.

El rango de presin de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores Recomendaciones Considerando las ventajas que se tiene, es conveniente tener instalado cuando menos un preventor de arietes en la parte superior del carrete de control, que pueda cerrar en la tubera.


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Figura 17.- Carrete de control

3. Cabezales de Tuberas de Revestimiento El cabezal de tubera de revestimiento forma parte de la instalacin permanente del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubera de revestimiento. El cabezal de pozo transfiere las cargas de la tubera de revestimiento y de la terminacin a la tierra a travs de la tubera de revestimiento superficial y provee un sistema de sello y vlvulas para controlar el acceso a la tubera de produccin y el espacio anular. Est hecho de uno o ms carretes de tuberas de revestimiento, carretes de cabezal de tubera (head spool), el colgador y el rbol de produccin.

Figura 18.- Carretes de cabezal de tubera

Las especificaciones del cabezal son expuestas en el API-6A. Desde el diseo de las tuberas de revestimiento, se deben especificar los requerimientos del cabezal de pozo. Ya que en la terminacin impactar en varias formas:

Las cargas sern transferidas de la tubera de produccin al cabezal de pozo a travs del colgador de la tubera.

Puede haber requerimientos de inyeccin a travs del espacio anular por el cabezal (gas, inhibidores o inyeccin de agua, etc.).

La metalurgia y tamao del puerto necesitarn ser considerados por las cadas de presin, erosin y aspectos de corrosin; as como, los lmites de presin y temperatura.

Ciertas partes del cabezal del pozo sern expuestas a fluidos en el espacio anular (el colgador de la tubera de revestimiento de produccin). Lo que puede impactar en su composicin metalrgica.

Puede requerirse el monitoreo de las presiones en el espacio anular. Esto es relativamente fcil en un pozo con cabezal en superficie. Pero, para un cabezal de lecho marino, pueden requerirse sensores especiales.


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3.1 Tipos Por diseo puede ser roscable, soldable o bridado, adems se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores.

Figura 19. Cabezal de TR soldable (rebajado) y roscado

Las salidas laterales del cabezal, pueden utilizarse para instalar las lneas secundarias (auxiliares) de control y su uso deber limitarse para casos de emergencia estrictamente. Cuando las lneas no estn instaladas, es recomendable disponer de una vlvula y un manmetro en dichas salidas. El API-6A establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubera de revestimiento.

La presin de trabajo deber ser igual o mayor que la presin superficial mxima que se espere manejar.

Resistencia mecnica y capacidad de presin acordes a las bridas API y a la tubera en que se conecte.

Resistencia a la flexin (pandeo) ser igual o mayor que la TR en que se conecta. Resistencia a la compresin para soportar las siguientes TRs

Seleccin La etapa de terminacin es para convertir un pozo perforado en un seguro y eficiente sistema de produccin o inyeccin; y es en el diseo de la perforacin donde se deben seleccionar los cabezales y el rbol de produccin. Tabla 10. Consideraciones para la seleccin del cabezal de produccin y medio rbol.

DATOS Presin Mxima en Superficie (psi): Temperatura Mxima en Superficie (C / F): Contenido CO2 (%Mol): Contenido H2S (%Mol): Produccin aceite (m3/d): R.G.A. (m3/m3): Produccin gas (mmpcd):


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Adems: Previo al inicio del diseo del pozo se debe contar entre otros con la siguiente informacin, que es fundamental para la seleccin de los cabezales y rbol de produccin:

Parmetros del yacimiento: Porosidad, permeabilidad, homogeneidad, espesor, ngulo, presin del agua/gas/aceite

Caractersticas de rocas: Dureza de roca, potencial de dao a la formacin. Restricciones de produccin: Manipulacin de fluidos, presiones de inyeccin. Caractersticas de fluido: Densidad, composicin, toxicidad, punto de fluidez, tendencia a formacin de escoria, ceras, asfltenos, contaminantes.

Informacin de las instalaciones: Presiones de bomba, tamao de lneas, muestreo/pruebas/monitoreo, restricciones de seguridad.

Datos de perforacin: Perfil de pozo, programa de tuberas (y restricciones), vlvula de seguridad y restricciones de profundidad.

Aspecto econmico del campo: Importancia de los fluidos, tiempo de vida del campo. La localizacin de puntos de inyeccin de qumicos y la velocidad de flujo prevista debern tomarse en cuenta, particularmente donde la inyeccin de qumicos es requerida en la tubera de produccin. 3.2 Seleccin de Cabezales y Medio Arbol. Especificacin API-6A/ISO 10423. Nivel de especificacin del producto PSL (Product Specification Levels). La seleccin del PSL se debe basar en un anlisis cuantitativo del riesgo, que es una aproximacin formal y sistemtica para identificar eventos potencialmente peligrosos, estimar la probabilidad de los accidentes que se pueden desarrollar, as como las consecuencias en las personas, equipo y el medio ambiente. PSL 1 incluye las prcticas actuales y es recomendado para un amplio rango de condiciones de servicio en la industria. PSL 2 incluye todos los requisitos de las prcticas adicionales al PSL 1 que se ejecutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una gama especfica de condiciones de servicio.

DETERMINACIN DE ESPECIFICACIONES

Presin Parcial CO2: %Mol * Presin sistema / 100 Presin Parcial H2S: %Mol * Presin sistema / 100 Alta concentracin de H2S (Si / No) Pozo de gas (Si / No) Nivel de Especificacin (PSL): (Del diagrama, Figura 20 ) Clasificacin: (Tabla 10) Requerimientos del Material (Tabla 12)


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PSL 3 incluye todos los requisitos de las prcticas adicionales al PSL 2 que se ejecutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una gama especfica de condiciones de servicio. PSL 3G incluye todos los requisitos de las prcticas adicionales al PSL 3 que se ejecutan actualmente por un amplio rango de la industria, en una gama especfica de condiciones de servicio. La designacin del PSL 3G se utiliza nicamente cuando es necesario realizar pruebas para definir intervalos de gas adicionales a los que ya fueron probados. PSL 4 incluye todos los requisitos de PSL 3G ms ciertos requisitos adicionales y se prevee para usos que exceden las condiciones del servicio identificadas dentro del alcance del estndar internacional, y normalmente se utiliza para el equipo primario. En la siguiente figura, se muestra el nivel de especificacin recomendado para el equipo primario. El equipo primario en un conjunto de cabezales incluye como mnimo: Cabezal de la tubera de produccin; Colgador de la tubera de produccin; Adaptador de la tubera de produccin y la Vlvula maestra. El resto de las piezas del cabezal se clasifican como secundarias. El nivel de la especificacin para el equipo secundario puede ser igual o menor que el nivel para el equipo primario.

Figura 20. PSL mnimo recomendado para partes principales de cabezales y rbol de vlvulas.

INICIO

NACE MR 0175?

PRESION MAYOR DE 5000 PSI

ALTA CONCENTRACION

DE H2S

POZO DE GAS?

PSL 3GSI SI

SI

SI SI SI

SISI

SI

SI SI

SI

NO

NO

NO

NO

NO

NO NO

NO

NONO

NONO

PRESION MAXIMA DE TRABAJO

IGUAL O MAYOR A 15000 PSI

ALTA CONCENTRACION

DE H2S

POZO DE GAS?

POZO DE GAS?




POZO DE GAS?

PSL 3G

PSL 3

PSL 3G

PSL 3

PSL 2

PSL 3

PSL 2

PSL 2

PSL 1PSL 3

PSL 2PSL 1

INICIO

NACE MR 0175?


ALTA CONCENTRACION

DE H2S

POZO DE GAS?

PSL 3GSI SI

SI

SI SI SI

SISI

SI

SI SI

SI

NO

NO

NO

NO

NO

NO NO

NO

NONO

NONO

PRESION MAXIMA DE TRABAJO

IGUAL O MAYOR A 15000 PSI

ALTA CONCENTRACION

DE H2S

POZO DE GAS?

POZO DE GAS?




POZO DE GAS?

PSL 3G

PSL 3

PSL 3G

PSL 3

PSL 2

PSL 3

PSL 2

PSL 2

PSL 1PSL 3

PSL 2PSL 1


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Edicin. Aplica si la presin parcial del cido sulfhdrico (H2S) en el lquido producido iguala o excede la cantidad mnima especificada por NACE MR-0175 para servicio amargo. Alta concentracin del H2S. Use "s" si la concentracin del H2S del fluido producido es tal que en caso de un escape al aire pueda convertirse en una concentracin de 70 x 10-6 [70 partes por milln (ppm)] (el olfato humano no puede detectar concentraciones ms altas que 70 x 10-6). Alternadamente utilice "s" cuando el valor del radio de exposicin (ROE) al H2S a 100 ppm sea mayor a 15 m (50 pies) del pozo. El ROE es definido en el articulo 36 de la Texas Railroad Commission Rule. Se pueden aplicar otros mtodos para calcular el ROE, dependiendo de las regulaciones locales. Si un pozo est localizado en un rea donde no hay suficientes datos para calcular el ROE, pero se espera la presencia de H2S, se puede considerar un radio de exposicin a 100 ppm de H2S igual a 1000 m (3000 pies). Se debe considerar el impacto potencial de una emisin incontrolada de H2S que amenace la vida y el ambiente cerca del pozo. La siguiente lista se puede utilizar para determinar el riesgo potencial: 1.- Si el radio de exposicin (ROE) a 100 ppm de H2S es mayor de 15 m (50 pies) a partir del cabezal del pozo, e incluye cualquier parte de un rea pblica exceptuando un camino pblico. El rea pblica significa una vivienda, negocio, iglesia, escuela, hospital, parada de autobs, parque, ciudad, aldea, u otra rea similar que puede estar poblada. El camino pblico significa cualquier calle o camino de acceso o uso pblico. 2.- Si el radio de exposicin a 500 ppm de H2S es mayor de 15 m (50 pies) a partir del cabezal del pozo e incluye cualquier parte de un rea pblica incluyendo un camino pblico. 3.- Cuando el pozo est ubicado en cualquier rea ambientalmente sensible tal como parques, reservas de la vida salvaje, lmites de la ciudad, etc. (aplica a equipos terrestres). 4.- Si el pozo est ubicado a 46 m (150 pies) de una flama abierta. 5.- Si el pozo se localiza a 15 m (50 pies) de un camino pblico. 6.- Si el pozo est localizado dentro o cerca de aguas navegables tierra adentro. 7.- Si el pozo est ubicado cerca de abastecimientos de aguas domsticas superficiales. 8.- Si el pozo est ubicado a 107 m (350 pies) de cualquier rea habitada. Estas son consideraciones mnimas recomendadas. Radio de exposicin (ROE) al H2S El mtodo de determinacin del ROE se utiliza en los Estados Unidos. Pero, pueden aplicarse otros mtodos para calcularlo, dependiendo de las regulaciones locales. Para determinar la localizacin del ROE: Radio de exposicin (ROE) @ 100 ppm = [(1.589) (Fraccin Mol de H2S) (q)] 0.6258 Radio de exposicin (ROE) @ 500 ppm = [(0.4546) (Fraccin Mol de H2S) (q)] 0.6258 Donde: q: es volumen mximo determinado como disponible para descarga, pies cbicos/da.


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Fraccin Mol de H2S: Fraccin molar de cido sulfhdrico en la mezcla gaseosa disponible para descarga. ROE: pies. El volumen determinado como disponible para descarga (q) en el radio de exposicin se especifica a continuacin: a) Para pozos nuevos en campos de desarrollo, el volumen de descarga se determina usando el volumen aportado por los pozos a las condiciones actuales, o al volumen de descarga promedio del campo, tomando el que resulte mayor. b) El volumen de descarga que se usa en la determinacin del radio de exposicin, ser corregido a condiciones estndar 14.65 psia y 60 F (16 C). Tabla 11. Clasificacin de materiales de cabezales y rbol de vlvulas de acuerdo a sus condiciones de trabajo.

Rango de operacin Temperatura Clasificacin C mnimo C mximo Mnimo F Mximo F

K -60 82 - 75 180 L -46 82 -50 180 N -46 60 - 50 140 P -29 82 - 20 180 R Temperatura ambiente Temperatura ambiente S -18 60 0 140 T -18 82 0 180 U -18 121 0 250 V 2 121 35 250

Tabla 12. Requerimientos generales de materiales (API-6A, 19a Edicin)

Materiales mnimos requeridos Clase de Material Cuerpo, Bonete y Bridas Partes que controlan presin, vstagos y

colgador de TP AA Servicio general Acero al carbono o de baja aleacin Acero al carbono o de baja aleacin BB Servicio general Acero al carbono o de baja aleacin Acero inoxidable CC Servicio general Acero inoxidable Acero inoxidable DD Servicio amargoa Acero al carbono o de baja aleacin b Acero al carbono o de baja aleacin b EE Servicio amargoa Acero al carbono o de baja aleacin b Acero inoxidable b FF Servicio amargoa Acero inoxidable b Acero inoxidable b HH Servicio amargoa CRAsbcd CRAsbcd a Segn 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 (aleacin resistente a la corrosin) requerido cuando las superficies son mojadas solamente por lquido;

pequeo revestimiento de CRA o se permite el acero inoxidable. d CRA segn lo definido en la clusula 3 de estndar internacional; La definicin del NACE MR 0175/ISO 15156

de CRA no se aplica.


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3.3 Colgadores Carrete de TR Por dentro de la brida inferior tiene una preparacin para recibir la boca de la TR intermedia y sus sellos secundarios. En el interior de la brida superior (tazn recto o cnico) acepta las cuas que sostendrn la siguiente TR. Las salidas laterales son de brida con ranura para anillos API y orificios para birlo con tuerca. Tambin tiene preparacin para tapn ciego y vlvula de contrapresin para sustituir una vlvula de compuerta daada. Cada cabezal y carrete de TR tiene instalado en sus salidas laterales una o dos vlvulas de compuerta para el control de los espacios anulares de la tubera de revestimiento.

Figura 21.- Carrete de TR Con el objeto de mantener un mejor sello del espacio de la tubera de revestimiento despus del sello primario del colgador de la TR, se utiliza un brida empacadora tipo OO. Esta brida cuenta con doble sello y orificio de NPT de prueba, su diseo permite deslizarse sobre la tubera de revestimiento.

Figura 22.- Brida empacadora FIP tipo OO

Donde: 1. Ranura para anillo API. 2. Ranura para anillo restringido. 3. Empaque OO (dos). 4. Anillos triangulares (dos). 5. Anillo trapezoidal. 6. Orificio para prueba.

A continuacin, y como ejemplo se muestra un carrete de TR FC - 22 20 3/4 M brida inferior por 13 5/8 M brida superior. Su preparacin es con doble sello tipo OO; acepta colgadores de TR tipos FC 21 y FC - 22 intercambiables para trabajos pesados.

53

6

4 1

2


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Puede recibir tambin 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 tamao 20 3M x 13 3/8 de doble sello tipo OO. En el interior de las salidas laterales tiene roscas donde se colocan tapones o vlvulas de control.

Figura 23.- Carrete de TR FIP tipo FC22.

Tabla 13. Especificaciones del Carrete de TR tipo FC-22-OO Presin de

Trabajo Presin de

Trabajo Dimensiones (pg) Brida

Inferior pg lb/pg2 kg/cm2

Brida Superior

pg lb/pg2 kg/cm2 A B C D

13.625 5000 352 11 5000 352 24 1/8 13 5/8 9 10 7/8 13.625 5000 352 11 10000 703 29 3/4 14 5/8 9 10 7/8 20.750 3000 211 13 5/8 5000 352 28 5/8 15 3/8 12 1/2 13 1/2

Figura 24. Sistema de cabezales

Carrete de TP Sirve de enlace entre un cabezal o carrete de TR y el medio rbol de produccin ( de vlvulas) o para instalar el arreglo de preventores por su brida superior. Dentro de la brida inferior recibe el conjunto de sellos secundarios que circunda la ltima tubera de revestimiento que llegue hasta la superficie. Alrededor de la brida superior tiene los


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prisioneros (yugos) que sujetan al colgador de TP. Adems cuenta con salidas laterales con ranura para anillos API y birlos con tuercas.

Figura 25.- Carrete de TP y Colgador La funcin del colgador en la tubera de produccin es la de transferir el peso de la tubera al cabezal de pozo y contener el fluido del espacio anular entre la tubera de revestimiento y la tubera de produccin. Hay cinco tipos de colgador de uso comn: 1. Colgadores de compresin (Metal a Metal o de tipo elastomrico) de Mandril (tipo

dona). 2. Colgadores de Tensin del tipo Ariete. 3. Ensamblaje de sellos y cuas. 4. Suspensin directa del rbol (Ejemplo rboles horizontales). 5. Colgadores de sub-lnea de lodo o colgadores de tubera con empacador. El nmero de agujeros requeridos para que el colgador de la tubera fluya o alimente conductos, lneas de control, lneas de inyeccin de qumicos y lnea de acero debe especificarse. Estos podrn sellarse con un sello anular de anillo en un colgador de cuello extendido. En pozos en lecho marino, se requiere tambin un agujero para el acceso al anular, la orientacin apropiada del colgador con respecto a la base gua se debe tomar en cuenta. El mtodo por el que los principales espacios interiores sern bloqueados a superficie durante la remocin de los BOP o el rbol de produccin deber as mismo ser considerado. Hay dos alternativas principales:

El uso de un tapn en el colgador. Este puede ser un tapn o una vlvula check o el ms comnmente utilizado hoy da, un niple convencional.

El uso de una lnea de acero por debajo del colgador. En pozos submarinos, en el espacio anular se recomienda el uso de un niple por debajo del colgador.

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

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


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

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

Todas las lneas, vlvulas, conexiones, vlvulas de contrapresin, etc., sujetos a la presin del pozo (del carrete de control al mltiple de estrangulacin), deben ser de un rango de presin de trabajo como mnimo igual al de los preventores.

Los componentes deben cumplir las especificaciones API correspondientes para manejar la presin, temperatura y corrosividad previstas de los fluidos de la formacin y del fluido de perforacin.

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

El mltiple de estrangulacin debe ser instalado en una posicin de acceso fcil, de preferencia fuera de la subestructura de la plataforma o de la subestructura del equipo en tierra.

La lnea de estrangulacin y la de matar deben instalarse lo ms rectas posible y suficientemente sujetadas (ancladas) para evitar un exceso de latigazo o vibraciones. El grado al cual la tubera se dobla es susceptible de erosin y depende del radio de curvatura, rango de flujo, tipo de fluido, grosor de la pared del tubo y material del propio tubo. As tambin, en general un radio corto en la curva (R/d10) los bloqueos no son necesarios. Las curvas algunas veces tienen una pared mayor que la tubera recta en el sistema de estrangulacin para compensar ms el efecto de erosin. Donde: R = Radio de curvatura de la tubera, medida desde su lnea central. D = Dimetro nominal de la tubera. Las eles y tees a 90 deben ser bloqueadas en la direccin del flujo.

Para operaciones de perforacin con gas o aire, el dimetro mnimo nominal recomendado es de 4.

La lnea de purga debe ser al menos igual en dimetro al de la lnea de estrangular. Esta lnea permite la circulacin del pozo con los preventores cerrados y mantener una presin de respaldo. Tambin, permite purgar altos volmenes de fluido del pozo para relevar las presiones con los preventores cerrados.

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


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

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

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

estrangulacin. b) Que se active en forma remota una de las vlvulas anteriores (vlvula hidrulica). c) Debe instalarse por lo menos un estrangulador de operacin remota (estrangulador

a control remoto hidrulico). Todos los componentes del sistema del mltiple de estrangulacin deben ser protegidos contra la congelacin (donde existan bajas temperaturas) mediante el calentamiento, drenaje o su llenado con algn fluido adecuado.

Todas las vlvulas del mltiple de estrangulacin que estn sujetas a la erosin causada por el flujo del pozo, deben estar completamente abiertas (100%).

52310747-manual-de-conexionessuperficialesde20control.pdf

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