INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERíAMECÁNICA Y ELÉCTRICA

UNIDAD PROFESIONAL AZCAPOTZALCO

" PLANEACIÓN, PRODUCCiÓN y USO DE

COMPONENTES, PARA UN Á'RBOL DE VÁLVULAS

PARA EXTRACCiÓN DE PETROLEO O GAS "

QUE PARA OBTENER EL TíTULO DE:

INGENIERO MECÁNICO

",

PRESENTA:

JULIO CESAR CARLON SALGADO

MEXICO, D.F. 2009

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONALESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

UNIDAD AZCAPOTZALCO

TESIS COLECTIVA Y EXAMEN ORAL INDIVIDUALQUE PARA OBTENER EL TíTULO DE INGENIERO MECÁNICODEBERÁ DESARROLLAR EL C.: JULIO CESAR CARLON SALGADO

"PLANEACIÓN, PRODUCCIÓN Y USO DE COMPONENTES, PARA UN ÁRBOL DE VÁLVULASPARA EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO O GAS"

ING. MANUEL ROBERTO BURGOS BRAVO

ASESOR

~IJ=.!:JING. JOSÉ LUIS ANGUlANO GAMIÑO

mismo.

Dar a conocer que el Golfo de México tiene el tercer yacimiento de petróleo más grande del

mundo llamado CANTARELL, así como er~onoci";i~nto del equipo utilizado para extracción del-.!I',. ," •••• ' .'0 4, '

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1. COMPONENt~~~.~-:~FÚ~tl~.~.~~::BE·~G~I~~B9t~P~ yÁ~yu~~~';,,~~¡"-If"'-'" - ~~4:J, r f' "'i .~,¡";:~.;.",< ~ '}.)",.. '''>''''1 . 1\ JM -t,;". .•.. t.sJll , .•.

2. CONTROL ÓE' CAJ.:IPAD/Y·PRÚEBAS.,APLlCADAS ":SOBRE LAS PARTES QUE..iJ't:~,·~'. " . .~ . ". r ~ : .,

CONFORMA.N ÜN A~.~OL ~~}~~;~Ú,~~~;~:.'.,..;' l~'~;';'~~

3. FABRICACION DEJ::.OSCOM~ONENTgS PRINCIPAL,ES:- "'"/~~~\ ~..~Jr.;~r,'i'u.,'J,,~,', .,.••.......•....,fi" I>'lt.,:,.ói-;,,~.:, ~!"_~ ~:~ v

4. PROCEDIMIENTO P,ÁRAoS·Ú"'íNSiAi.:ÁCIÓN:(~:·::~~::}'"'/o/, '. '':~-'~,-:;!~t~:tJ:;-,~'é~c:,'DF a 14 de Agosto,2009.

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NOTA: Se sugiere utilizar el Sistema Internacional de Unidades.

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PLANEACION , PRODUCCION y USO DE COMPONENTES PARA UN ARBOL DE VALVULAS PARA EXTRACCION DE PETROLEO o GAS

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CONTENIDO Historia del Petróleo Perforación de Pozos Equipo de Perforación

Exploración del Petróleo La expropiación Petrolera en México Introducción Justificación de este trabajo Organigrama de una Compañía Componentes y funciones de un arbol de Navidad en Pozos y/o Plataformas Petroleras

Arbol de Navidad Terrestre ( típico ) ………………………………………………………………………...12 Arbol de Navidad Terrestre Terminación Doble …………………………………………………………….14 Equipo de Terminación Doble ……………………………………………………………………………….16 Árbol de Navidad Terrestre para Bombeo Electrocentrifugo ………………………………………………..17 Arbol de Navidad para Inyección de Vapor …………………………………………………………….……18 Brida Superior Para Cabezal de Tubería de Producción ………………………………………………….….19 Carretes Espaciadores ………………………………………………………………………………….……..22 Cabezales para Tuberia de Revestimiento ……………………...…..………………………………….……..23 Carretes Espaciadores ( Casing Spool ) ……………………………………………………….……………...25 Colgadores de Tubería de Revestimiento ……………………………………………………………….……27 Cabezales para Tubería de Producción …………………………………………………………………….…28 Colgadores para Tubería de Producción …………………………………………………………….………..29 Bridas de Transición ………………………………………………………………………………….………32 Bridas Doble Sello …………………………………………………………………………………….……...33 Cruces ………………………………………………………………………………………………….……..35 Bridas Compañeras ( Companion Flange ) ………………………………………………………….…….…36 Válvulas ………………………………………………………………………………………………..……..37 Porta Estranguladores ……………………………………………………………………………….….…….41 Cachucha de Arbol ( Tree Cap ) …………………………………………………………………….….…….42 Anillos Api ( Ring Gasket ) …………………………………………………………………………....…..…43 Birlos ( Stud ) ……………………………………………………………………………….……….……….44 Protectores de Brida ( Flange Protector ) ………………………………………………….…………………45 Protector de Tazón ( Bowl Protector ) ………………………………………………………….………...….46 Tapón de Prueba ( Test Plug ) ……………………………………………..…………………………...…….47

Control de Calidad y Pruebas aplicadas sobre las partes que conforman un arbol de Navidad Calidad ………………………………………………………………………….…………………………….48

Elaboración de procedimientos operativos …………………………………………………………….……..49 Pruebas Hidrostáticas ………………………………………………………………………………….……...52 Inspección de Dureza ……………………………………………………………………………………..…..54

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Fabricación de los componentes principales de un arbol de navidad Planeación del Producto ………………………………………………………………………………………57

Elaboración de Ingeniería ……………………………………….……………………………………………63 Especificación de Material ……………………………………………….…………………………………..64 Generación de una orden de Venta …………………………………………..……………………………….66 Corrida de MRP …………………………………………………………………..…………………………..67 Compras ………………………………………………………………………..……………………………..69 Manejo de Inventarios ………………………………………………………….…………………………….71 Elaboración de una Hoja de Ruta …………………………………………………………….………………73 Generación de la Orden de Trabajo …………………………………………………………….……………76 Control de Documentos …………………………………………………………………………..…………..79 Psl ………………………………………………………………………………………………….…………81 Clase de Material (Material Class) ……………………………………………………………….…………..82 Clasificación de Temperatura ……………………………………………………………………….………..82 Requerimiento de Desarrollo (Performance Requirement )PR …………………………………….………...83

Procedimiento para instalación de componentes de una arbol de válvulas utilizado en la extracción de petróleo. Recomendaciones de seguridad ………………………………………………………………………………84

Instalación del Cabezal para Tubería de Revestimiento de 20” con brida superior 20 ¾” 3,000 psi ……...…85 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores de 20 ¾” …………………………………………………...87 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 20 ¾” ………………………………………………..88 Instalación del Colgador Para Tubería de Revestimiento de 16” ……………………………………………90

Instalación de Brida Doble Sello de 20 ¾” – 3,000 psi para Tubería de Revestimiento de 16” ……………..92 Instalación del Cabezal Carrete de 20 ¾” – 3,000 psi x 21 ¼” – 5,000 psi con preparación inferior para tubería de Revestimiento de 16” ……………………………………………………………………………..94 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores de 21 1/4” …………………………………………………95 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 21 ¼” ……………………………………………….97 Instalación del Colgador Para Tubería de Revestimiento de 13 3/8” ………………………………………..99 Instalacion de Brida Doble Sello de 21 1/4”-5,000 psi para Tubería de Revestimiento de 13 3/8” ………..101 Instalación del Cabezal Compacto Semi Partido de 21 1/4”-5,000 psi x 13 5/8”-10,000 psi x 13 5/8”-10,000 psi con preparación inferior para Tubería de Revestimiento de 13 3/8” ……………………………………103 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores 13 ⅝” …………………………………………………….106 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 13 ⅝” Largo ………………………………………107 Instalacion del Colgador para Tubería de Revestimiento de 13 ⅝” x 9 ⅞” Casing ………………………...109 Instalación de Ensamble Sello de 13 ⅝” x 9 ⅞” Casing ……………………………………………………111 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores 13 ⅝” …………………………………………………….114 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 13 ⅝” Corto ……………………………………….116 Instalación del Colgador para Tubería de Produccion de 13 ⅝” x 4 ½” ………………………………...118 Instalación del Adaptador de Producción y Medio Arbol de Producción de 13 ⅝” – 10,000 psi x 4 1/16” – 10,000 psi x 2 1/16” – 10,000 psi ……………………………………………………………………………121

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Historia del Petróleo El petróleo es una sustancia aceitosa de color oscuro a la que, por sus compuestos de hidrógeno y carbono, se le

denomina hidrocarburo. Del petróleo se dice que es el energético más importante en la historia de la humanidad; un recurso natural no

renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. Aunque se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del petróleo como elemento

vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente reciente, de menos de 200 años. Ese proceso de sedimentación y transformación es algo que ocurrió a lo largo de millones de años. Entre los

geólogos hay quienes ubican el inicio de todo ese proceso por la época de los dinosaurios y los cataclismos. Otros opinan que hoy se está formando de una manera similar el petróleo del mañana.

En un comienzo los mantos sedimentarios se depositaron en sentido horizontal. Pero los movimientos y cambios violentos que han sacudido a la corteza terrestre variaron su conformación y, por consiguiente, los sitios donde se encuentra el petróleo.

Es por esto que la geología identifica hoy varios tipos de estructuras subterráneas donde se pueden encontrar yacimientos de petróleo: fallas, domos salinos, etc.

En todo caso, el petróleo se encuentra ocupando los espacios de las rocas porosas, principalmente de rocas como areniscas y calizas. Es algo así como el agua que empapa una esponja. En ningún caso hay lagos de petróleo. Por consiguiente, no es cierto que cuando se extrae el petróleo quedan enormes espacios vacíos en el interior dela tierra.

Si tomamos el ejemplo de la esponja, cuando ésta se exprime vuelve a su contextura inicial. En el caso del petróleo, los poros que se van desocupando son llenados de inmediato por el mismo petróleo que no alcanza a extraerse y por agua subterránea.

Desde la antigüedad el petróleo aparecía de forma natural en ciertas regiones terrestres como son los países de Oriente Medio. Hace 6.000 años los asirios y babilonios lo usaban para pegar ladrillos y piedras; los egipcios, para engrasar pieles; y las tribus precolombinas de México pintaron esculturas con él.

El petróleo es un líquido oleoso de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química. El petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas o textiles y para generar electricidad.

Factores para su formación:

Ausencia de aire Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino) Gran presión de las capas de tierra Altas temperaturas Acción de bacterias Los restos de animales y plantas, cubiertos por arcilla y tierra durante muchos millones de años –sometidos por

tanto a grandes presiones y altas temperaturas–, junto con la acción de bacterias anaerobias (es decir, que viven en ausencia de aire) provocan la formación del petróleo.

En 1850 Samuel Kier, un boticario de Pittsburg, Pennsylvania (EE.UU.), lo comercializó por vez primera bajo el

nombre de "aceite de roca" o "petróleo". A partir de entonces se puede decir que comenzó el desarrollo de la industria del petróleo y el verdadero

aprovechamiento de un recurso que indudablemente ha contribuido a la formación del mundo actual. El 27 de agosto de 1859, en un pozo que fue construido por Edwin Drake en Pensilvania, se encontró petróleo.

Desde entonces, dicho día se conoce como el de Drake. De acuerdo con el libro de Ida Tarbell (1904) el pozo de petróleo no fue una idea de Drake, sino de su empleador

George Bisell, Bissell envió a Drake al lugar en la primavera de1858. Drake, había pasado con anterioridad su vida trabajando como oficinista, agente de correos y conductor de ferrocarril. Tras las dificultades iniciales para localizar las partes necesarias para construir el pozo, lo que ocasionó que ese pozo fuera denominado "el disparate de Drake," Drake tuvo éxito.

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Hemos de destacar que lo más importante no es que el pozo de Drake fuera o no el primero, sino que dicho pozo comenzó la industria en su espectacular carrera. En un mismo día, otros hombres construyeron sus propios pozos petrolíferos en las cercanías.

La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo y la inestabilidad que caracteriza el Mercado internacional y

los precios de esteproducto, han llevado a que se investiguen energéticos alternativos sin que hasta el momento se haya logrado una opción que realmente lo sustituya, aunque se han dado importantes pasos en ese sentido.

El petróleo es uno de los más importantes productos que se negocian en el mercado mundial de materias primas.

Las bolsas de Nueva York y de Londres son los principales centros donde se transa. Los precios se regulan por unos marcadores o "precios de referencia", entre los que sobresalen el WTI, Bren, Dubai.

El petróleo contiene tal diversidad de componentes que difícilmente se encuentran dos tipos idénticos. Además

existen parámetros internacionales, como los del Instituto Americano del Petróleo (API) que diferencian sus calidades y, por tanto, su valor. Así, entre más grados API tenga un petróleo, mejor es su calidad.

Los petróleos de mejor calidad son aquellos que se clasifican como "livianos" y/o "suaves" y "dulces". Los llamados "livianos" son aquellos que tienen más de 26 grados API. Los "intermedios" se sitúan entre 20º y

26º API, y los "pesados" por debajo de 20º API. El hallazgo y utilización del petróleo, la tecnología que soporta su proceso industrial y el desarrollo

socioeconómico que se deriva de su explotación, son algunos de los temas que se presentan en el mundo del petróleo. La extracción La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las características propias de cada

yacimiento. Para poner un pozo a producir se baja una serie de tuberías de revestimiento y una de producción hasta llegar a la

altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por la tubería de menor diámetro, conocida como "tubing" o "tubería de producción".

Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al

petróleo (por ejemplogasy y agua), éste saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo.

Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común ha sido el "balancín" o "machín",

el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie.

El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación yalmacenamiento.

Una vez separado de esos elementos, el petróleo se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos deexportación.

El el gas natural asociado que acompaña al petróleo se envía a plantas de tratamiento para aprovecharlo en el mismo campo y/o despacharlo como "gas seco" hacia los centros de consumo a través de gasoductos.

En el caso de yacimientos que contienen únicamentegas natural, se instalan los equipos requeridos para tratarlo

(proceso de secado, mantenimiento de una presión alta) y enviarlo a los centros de consumo A pesar de los avances alcanzados en las técnicas reproducción , nunca se logra sacar todo el petróleo que se

encuentra en un yacimiento. En el mejor de los casos se extrae el 50 ó 60 por ciento.Por tal razón, existen métodos de "recobro mejorado" para lograr la mayor extracción posible de petróleo en pozos sin presión natural o en declinación, tales como la inyección de gas, de agua o de vapor a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores paralelos a éste.

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Perforación de los pozos La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se

podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo. En Colombia la profundidad de un pozo puede estar normalmente entre 600 y 7620 metros, dependiendo de la

región y de la profundidad a la cual se encuentre la estructura geológica o formación seleccionada con posibilidades de contener petróleo.

El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3".

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado.

Equipo de perforación

Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones, son los siguientes: Torre de perforación o taladro - Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo de

perforación. Tubería o "sarta" de perforación - Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación. Brocas - Son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo. Malacate - Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de

perforación y soporta el peso de la misma. Sistema de lodos - Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de

perforación que cumple variosobjetivos: lubrica la broca, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando.

Sistema de cementación - Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del

pozo tubos de acero que componen el revestimiento del mismo. Motores - Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforación. El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del

subsuelo. En promedio se estima entre dos a seis meses. La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las

partes inferiores cada vez más angosto. Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van utilizando brocas y tubería de menor tamaño en cada sección.

Así, por ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 26 pulgadas, en el fondo puede tener apenas 8.5 Pulgadas.

Durante la perforación es fundamental la circulación permanente de un "lodo de perforación", el cual da consistencia a las paredes del pozo, enfría la broca y saca a la superficie el material triturado.

Ese lodo se inyecta por entre la tubería y la broca y asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco.

El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos.

Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a conocer los tipos de formación y las características físicas de las de la roca, tales comodensidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.

Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan "corazones" y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están perforando.

Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se solidifica.

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La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se encuentra el petróleo. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama "liner de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo.

Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.

El común de la gente tiene la idea de que el petróleo brota a chorros cuando se descubre, como ocurría en los inicios de la industria petrolera.

Hoy no es así. Para evitarlo, desde que comienza la perforación se instala en la boca del pozo un conjunto de pesados equipos con diversas válvulas que se denominan "preventoras".

Desde el momento en que se inicia la investigación geológica hasta la conclusión del pozo exploratorio, pueden transcurrir de uno a cinco años.

La perforación se adelanta generalmente en medio de las más diversas condiciones climáticas y de topografía: zonas selváticas, desiertos, áreas inundables o en el mar.

Cuando se descubre el petróleo, alrededor del pozo exploratorio se perforan otros pozos, llamados de "avanzada", con el fin de delimitar la extensión del yacimiento y calcular el volumen de hidrocarburo que pueda contener, así como la calidad del mismo.

La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos lineamientos, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas al lecho marino o que flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos los elementos y equipo necesarios para el trabajo petrolero.

En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivo. En la mayoría de las veces los pozos resultan secos o productores de agua. Encambio, los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversion de alto riesgo.

Podría decirse que buscar y encontrar petróleo es algo así como apostarle a la lotería. Exploración del Petróleo El petróleo puede estar en el mismo lugar donde se formó (en la "roca madre") o haberse filtrado hacia otros

lugares (reservorios) por entre los poros y/o fracturas de las capas subterráneas. Por eso, para que se den las condiciones de un depósito o yacimiento de petróleo, es necesario que los mantos de

roca sedimentaria estén sellados por rocas impermeables (generalmente arcillosas) que impidan su paso. Esto es lo que se llama una "trampa", porque el petróleo queda ahí atrapado.

En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman "formaciones" y están debidamente identificadas por edad, nombre y tipo del material rocoso del cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las ansiadas rocas sedimentarias. Las "cuencas sedimentarias" son extensas zonas en que geológicamente se divide el territorio de un país y donde se supone están las áreas sedimentarias que pueden contener hidrocarburos.

La ciencia de la exploración consiste básicamente en identificar y localizar esos lugares, lo cual se basa en investigaciones de tipo geológico.

Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la obtención de fotografías o imqgenes por satélite, avión o radar de una superficie determinada. Esto permite elaborar mapas geológicos en los que se identifican características de un área determinada, tales como vegetación, topografía, corrientes de agua, tipo de roca, fallas geológicas, anomalías térmicas. Esta información da una idea de aquellas zonas que tienen condiciones propicias para la presencia de mantos sedimentarios en el subsuelo.

También se utilizan sistemas magnéticos y gravimétricos desde aviones provistos de magnetómetros y gravímetros, con lo cual se recoge información que permite diferenciar los tipos de roca del subsuelo.

Asimismo los geólogos inspeccionan personalmente el área seleccionada y toman muestras de las rocas de la superficie para su análisis. En este trabajo de campo también utilizan aparatos gravimétricos de superficie que permiten medir la densidad de las rocas que hay en el subsuelo.

Con estos estudios se tiene una primera aproximación de la capacidad de generación de hidrocarburos y de la calidad de rocas almacenadoras que pueda haber en un lugar.

Pero el paso más importante en la exploración es la sísmica. Es lo que permite conocer con mayor exactitud la presencia de trampas en el subsuelo. La sísmica consiste en crear temblores artificiales mediante pequeñas explosiones subterráneas, para lo cual se colocan explosivos especiales en excavaciones de poca profundidad, normalmente entre 10 y 30 pies.

En la superficie se cubre un área determinada con aparatos de alta sensibilidad llamados "geófonos", los cuales van unidos entre sí por cables y conectados a una estación receptora.

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La explosión genera ondas sísmicas que atraviesan las distintas capas subterráneas y regresan a la superficie. Los geófonos las captan y las envían a la estación receptora, donde, mediante equipos especiales de cómputo, se va dibujando el interior de la tierra. Es algo así como sacar un electrocardiograma

Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de interpretación en los centros geológicos y geofísicos de las empresas petroleras.

Allí es donde se establece qué áreas pueden contener mantos con depósitos de hidrocarburos, cuál es su potencial contenido de hidrocarburos y dónde se deben perforar los pozos exploratorios para confirmarlo. De aquí sale lo que se llama "prospectos" petroleros.

La Expropiación Petrolera en México Todo comenzó en 1935 cuando las empresas petroleras, en manos de capital extranjero, trataron de impedir la

formación de sindicatos y usaron para ello todos los medios que estuvieron a su alcance, tanto lícitos como ilícitos. Aun así, se logró, en cada compañía petrolera, crear sindicatos únicos, pero las condiciones de trabajo entre una y otra eran muy diferentes.

Finalmente, el 27 de diciembre de 1935 nació el Sindicato Unico de Trabajadores Petroleros, no sin vencer una serie de trabas legales, particularmente en Tamaulipas y Veracruz. El 29 de enero de 1936, este sindicato se incorporó al Comité de Defensa Proletaria, del cual surgiría, al mes siguiente, la Confederación de Trabajadores de México (CTM).

El 20 de julio de ese año, el Sindicato Unico de Trabajadores Petroleros llevó a cabo su primer convención, en la cual formuló un proyecto de contrato general con todas las compañías y emplazó a huelga para exigir su cumplimiento.

El presidente Lázaro Cárdenas intervino para mediar ante las compañías y así intentar lograr la firma de este

contrato. Tras un acuerdo, se aplazó la huelga por cuatro meses, que se prolongaron aún dos más. Todo fue inútil, pues no se llegó a ningún acuerdo con las compañías petroleras y el 28 de mayo de 1937 estalló la huelga, lo que paralizó al país entero al no despacharse gasolina por doce días.

Ante tal conflicto, el presidente Cárdenas hizo un llamado a la cordura y la huelga se levantó en tanto no se emitiera un fallo. Las compañías declararon que se encontraban con problemas financieros y no podían cumplir con las demandas de los trabajadores.

Se decidió entonces investigar al respecto. El 3 de agosto, una comisión de peritos dio a conocer su conclusión: "la industria petrolera mexicana produce rendimientos muy superiores a la de Estados Unidos".

Tal decisión molestó a los empresarios petroleros, quienes amenazaron con retirarse de México y llevarse todo su capital. Asimismo, las cosas se complicaban pues ante el emplazamiento a huelga, la Junta Federal de Conciliación y Arbitraje no emitía su fallo y los meses seguían corriendo. Esto trajo como consecuencia un paro general de 24 horas, el 8 de diciembre, en protesta por el retraso.

Diez días después, la Junta emitió su fallo a favor de los trabajadores, lo cual significaba que las empresas petroleras deberían pagar 26 millones de pesos de salarios caídos de la huelga de mayo; hecho que no acataron, y se ampararon ante la Suprema Corte de Justicia.

El 3 de marzo de 1938 fue un mal día para los dueños de las compañías petroleras, pues la Suprema Corte de Justicia les negó el amparo, lo que además los obligaba a elevar los salarios y mejorar las condiciones laborales de sus trabajadores.

Tras la molestia de los dueños de las compañías, el presidente Lázaro Cárdenas ofreció mediar ante el sindicato

para que aceptaran el pago de los 26 millones de pesos y no de 40 millones, como lo exigían. Según las narraciones de algunos testigos, el presidente ofreció a las compañías petroleras que si pagaban los 26

millones de pesos, la huelga se levantaría. "¿Y quién garantiza que así será?, se le preguntó; "Yo, el presidente de la República",contestó; y con sarcasmo, uno de los empresarios le cuestionó: "¿Usted?". Entonces, el presidente Cárdenas, de pie, cortó la plática secamente: "¡señores, hemos terminado!".

Ese acto de desconfianza fue lo que finalmente generó que el presidente Lázaro Cárdenas decidiera poner fin a tan largo conflicto y anunciar la expropiación petrolera.

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Fue así como el 18 de marzo de 1938, a las ocho de la noche, el presidente Lázaro Cárdenas estaba reunido a puerta cerrada con su gabinete al que le anunció su decisión de expropiar la industria petrolera. Dos horas después, en todas las estaciones de radio de la República, la hizo pública al pueblo de México.

El acto produjo una honda impresión en todo el país; la expropiación se llevó a cabo un viernes, y rápidamente se fue advirtiendo el apoyo de la opinión pública. El 23 de marzo hubo en la ciudad de México una enorme manifestación de respaldo que, según citan las crónicas periodísticas, superaba las cien mil personas.

De igual forma, el 12 de abril hubo una manifestación muy peculiar frente al Palacio de las Bellas Artes. Millares de mujeres de todas las clases sociales llevaron su cooperación para pagar la deuda petrolera.

Las aportaciones iban desde gallinas hasta joyas valiosas. La expropiación era resultado de una cadena de hechos que habían puesto en entredicho la soberanía del país y

por ello esta decisión llenó de júbilo al pueblo de México. Introducción Para la extracción de Petróleo, Gas y Vapor es necesario el uso de sistemas que de manera controlada sean

extraidos de su estado natural en el que esto elementos se encuentran. Dichos sistemas son conocidos como arboles de navidad o arboles de válvulas. Se les conoce como arbol de navidad, ya que una vez que sistema esta terminado toma la forma de una arbol de Navidad y esta formado por Cabezales y válvulas.

Todos los componentes del sistema son fabricados de acuerdo al estandar llamado API 6A , que en sus siglas en

Ingles significan “Instituto Americano del Petróleo” ( American Petrolium Institute ). La cantidad de Cabezales lo determina el numero de Tuberías que se instalaran en el yacimiento. Pueden ser

desde 2 Cabezales hasta 5 como máximo. En el caso que se utilizan solo 2 cabezales es porque el yacimiento se encuentra a poca profundidad, caso contrario cuando se utilizan hasta 5 cabezales, en este caso los yacimientos son muy profundos pueden ir hasta 5 mil metros de profundidad ).

El Primer cabezal se le conoce como Cabezal para tubería de revestimiento, en este se conectara la primer tuberia,

la cual puede ser de 20”, 13 3/8” o 9 5/8” y servirá para suspender la siguiente tubería atravez de un colgador. El

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cabezal puede ser del tipo roscable o soldable. Este cabezal será el que soportará todo el peso del sistema completo. Este cuenta con dos salidas laterales de la misma presión de trabajo que tiene su brida superior. En estas salidas se colocan 2 válvulas.

El segundo Cabezal se le conoce como Carrete espaciador. Este sirve para alojar la tuberia suspendida en el

cabezal anterior y suspender la siguiente tubería. Este cuenta también con dos salidas laterales de la misma presión de trabajo que tiene su brida superior. En estas salidas se colocan 2 válvulas ( 1 por cada lado ) o hasta 4 válvulas (2 por cada lado ).

El tercer Cabezal ( en caso de que se requiera ) se le conoce también como el anterior y tiene la misma

funcionalidad que el anterior. El cuarto cabezal tiene las mismas funciones que el segundo y tercero. El quinto o último cabezal se le conoce como cabezal para tuberia de producción. Su función es alojar la tuberia

que suspende el cabezal anterior y suspender la tubería por la que fluira el Gas, Petróleo o Vapor atravez de un elemento llamado Colgador para Tubería de Producción.

El ultimo elemento instalado en el sistema se le conoce como medio arbol de válvulas. Este se compone un

Adaptador y 7 valvulas. Una vez que se encuentra terminado este elemento, tiene la forma de una cruz. Atravez de las valvulas se controla el fluido del yacimiento.

Los criterios mas importantes que se contemplan para la fabricación de los sistemas son: Temperatura Materiales En esta ocación lo que se contemplará es solamente la fabricación de un arbol de navidad, sus componentes y su

instalación. La perforación, estudio de suelos e identificación de yacimientos, no se contemplará. Para poder ser fabricante de estos sistemas se debe tener la certificación por el organo regulador ( API ) la cual se

logra con un Sistema de Gestión de la Calidad y aprobación de audotorias realizadas de manera alternada por el mismo organo regulador. Es atravez de una licencia que este emite y un numero de licencia que se diseñan, fabrican y ensamblan todos los sistemas.

Justificación de este trabajo El presente reporte pretende demostrar la importancia que tiene el proceso de fabricación de equipo petrolero

para cumplir con requerimientos específicos de ingeniería y apegados a la normatividad internacional vigente, así como asegurar y garantizar la seguridad y operación del equipo dentro de terminaciones de cabezales terrestres y marinos para la extracción de hidrocarburos, cumpliendo con el objetivo de proteger la salud laboral, pública y del medio ambiente de acuerdo a los criterios reguladores y normas de calidad.

Poder difundir los conocimientos obtenidos durante la vida laboral que tengo en el ramo de la fabricación e

instalación de equipo petrolero en tierra y zona marina, ya que, el petróleo o gas pueden ser localizados costa afuera ( zona marina ) o costa adentro ( tierra ).

Saber que las zonas más altamente petroleras en México se encuentran en los estados de Campeche, Chiapas

y Tabasco. Y la producción del gas se encuentra en el norte de nuestra Republica Mexicana ( en el estado de Reynosa y frontera con los EEUU principalmente)

Conocer también que el golfo de México es uno de los lugares que mayor producción de petróleo tiene por medio

de sus plataformas que en el se encuentran y donde se encuentra el tercer yacimiento mas grande del mundo CANTARELL.

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ORGANIGRAMA DE UNA COMPAÑIA Dentro de una organización podemos encontrarnos con un organigrama como el siguiente:

GERENCIA GENERAL

INGENIERIA VENTAS MANUFACTURA

CALIDAD

RECURSOS HUMANOS

SERVICIO

TORNEROS ENSAMBLE ALMACEN

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COMPONENTES Y FUNCIONES DE UN ARBOL DE NAVIDAD EN POZOS Y/O PLATAFORMAS PETROLERAS

Arboles de Navidad Árbol de navidad Terrestre (Típico) Un árbol de Navidad es el conjunto de válvulas de compuerta, estranguladores y accesorios que controlan el flujo

del petróleo o gas durante la producción. También pueden usarse árboles de Navidad para controlar la inyección de Nitrógeno, agua, u otros fluidos. El diseño del árbol se basa en el número de tuberías que se emplearan para poder llegar al yacimiento y la presión de producción máxima esperada.

También se le conoce como árbol de navidad, ya que al quedar completamente instalado el equipo en el pozo de perforación, este tiene la forma de un árbol.

El árbol de navidad es el que se ubica en la parte final del equipo de producción. La mayoría de los árboles incluyen válvulas de compuerta, estranguladores ajustables o positivos, una tapa de

árbol (tree cap),dos válvulas maestras, la primera comúnmente es manual y se coloca unida a la brida superior del cabezal de tubería de producción, la segunda válvula maestra comúnmente lleva un actuador el cual puede ser hidráulico o neumático.

El propósito de esta sección es dar una descripción general de un árbol de Navidad e identificar los componentes

de uso más común de un árbol de Navidad. Generalmente los diseños varían de acuerdo a los requerimientos finales del cliente.

La mayoría de los pozos petroleros se perforan con el método rotatorio. En este tipo de perforación rotatoria,

una torre sostiene la cadena de perforación, formada por una serie de tubos acoplados. La cadena se hace girar uniéndola al banco giratorio situado en el suelo de la torre. La broca de perforación situada al final de la cadena suele estar formada por tres ruedas cónicas con dientes de acero endurecido, llamada BARRENA. La roca se lleva a la superficie por un sistema continuo de fluido circulante impulsado por una bomba. El crudo atrapado en un yacimiento se encuentra bajo presión; si no estuviera atrapado por rocas impermeables habría seguido ascendiendo debido a su flotabilidad hasta brotar en la superficie terrestre sin añadir ninguna energía al yacimiento salvo la requerida para elevar el líquido en los pozos de producción. Por ello, cuando se perfora un pozo que llega hasta una acumulación de petróleo a presión, el petróleo se expande hacia la zona de baja presión creada por el pozo en comunicación con la superficie terrestre. Sin embargo, a medida que el pozo se llena de líquido aparece una presión contraria sobre el depósito, y pronto se detendría el flujo de líquido adicional hacia el pozo si no se dieran otras circunstancias. La mayoría de los petróleos contienen una cantidad significativa de gas natural en solución, que se mantiene disuelto debido a las altas presiones del depósito. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión del pozo, el gas deja de estar disuelto y empieza a expandirse. Esta expansión, junto con la dilución de la columna de petróleo por el gas, menos denso, hace que el petróleo aflore a la superficie. A medida que se continúa retirando líquido del yacimiento, la presión del mismo va disminuyendo poco a poco, así como la cantidad de gas disuelto. Esto hace que la velocidad de flujo de líquido hacia el pozo se haga menor y se libere menos gas. Cuando el petróleo ya no llega a la superficie se hace necesario instalar una bomba en el pozo para continuar extrayendo el crudo. Finalmente, la velocidad de flujo del petróleo se hace tan pequeña, y el coste de elevarlo hacia la superficie aumenta tanto, que el coste de funcionamiento del pozo es mayor que los ingresos que pueden obtenerse por la venta del crudo (una vez descontados los gastos de explotación, impuestos, seguros y rendimientos del capital). Esto significa que se ha alcanzado el límite económico del pozo, por lo que se abandona su explotación.

Cuando la producción primaria se acerca a su límite económico es posible que sólo se haya extraído un pequeño porcentaje del crudo almacenado, que en ningún caso supera el 25%. Por ello, la industria petrolera ha desarrollado sistemas para complementar esta producción primaria que utiliza fundamentalmente la energía natural del yacimiento. Los sistemas complementarios, conocidos como tecnología de recuperación mejorada de petróleo, pueden aumentar la recuperación de crudo, pero sólo con el costo adicional de suministrar energía externa al depósito.

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El siguiente es un arreglo típico de un árbol de navidad terrestre.

El árbol de navidad se compone de varias secciones, en este caso el árbol se compone de tres secciones. Y cuatro

tuberías ( la primera es de revestimiento con un diámetro exterior de 13 3/8” y puede ir a una profundidad de 100 metros, la segunda también es de revestimiento con un diámetro exterior de 9 5/8” y puede ir a una profundidad de 300 metros, la tercera también es de revestimiento con un diámetro exterior de 7” y puede ir a una profundidad de 1000 metros, por último se tiene la tubería de producción con un diámetro exterior de 5” la cual puede ir a una profundidad de 2000 metros, todo depende de la ubicación del yacimiento ). Cabe mencionar que las primeras tres tuberías se revisten de cemento para dar mayor consistencia a las paredes.

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La primera sección de este arbol de Navidad la compone: 1 Cabezal para Tubería de Revestimiento de 13 5/8” 5000 lb/pulg2 conexión superior bridada e inferior preparada

para soldar tubería de revestimiento de 13 3/8” de diámetro exterior y con un orificio de prueba de 1/2 L.P. 2 Válvulas de compuerta manuales bridadas de 2 1/16” 5000 lb/pulg2. 2 Bridas compañeras de 2 1/16” 5000 lb/pulg2 con cuerda caja de 2 7/8 Multivam 6.4 lb/pie 4 Anillos API R-24 32 Birlos 1 Brida doble sello de 13 5/8” 5000 con sellos para tubería de revestimiento de 13 3/8 y orifico de prueba 2 Anillos API BX-160 1 Colgador de Cuñas de 13 5/8” diámetro ext. Para tubería de revestimiento de 9 5/8” La segunda sección de este arbol típico de Navidad se compone de: 1 Cabezal para tubería de revestimiento de 13 5/8” 5000 lb/pulg2 conexión inferior bridada con sellos en su

interior para tubería de revestimiento de 9 5/8” y con orificio de prueba de 1/2 L.P. x 11” 10000 lb/pulg2 conexiòn superior bridada.

1 Cabezal compacto para tubería de producción conexión inferior bridada de 11” 10000 lb/pulg2 x conexión superior bridada de 11” 10000 lb/pulg2 con tornillos radiales.

1 Colgador de 11” tipo mandril para tubería de revestimiento de 7” 1 packoof de 11” 8 Válvulas de compuerta manuales bridadas de 2 1/16” 10000 lb/pulg2. 4 Bridas compañeras de 2 1/16” 10000 lb/pulg2 con cuerda caja de 2 7/8 Multivam 6.4 lb/pie 12 Anillos API BX-152 64 Birlos 1 Colgador de 11” para tubería de producción de 5” con cuerda hydrill tipo SLX para soportar una tubeia que pesa

15.1 lb / pie. La tercera sección o medio árbol se compone de: 1 Brida Superior para Cabezal de Tubería de Producción 2 Válvulas maestras manuales de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 1 Cruz de flujo con entrada de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 y salidas de 2 1/16” 10000 lb/pulg2 1 Vàlvula de Sondeo Manual de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 1 Tree cap de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 con cuerda interior de 5 ½ API Tubing Casing 8 Hilos redondos. 1 Válvula de aguja de 1/2 L.P. 1 Manómetro con carátula de 4 1/2” de diámetro de acero inoxidable 316 para una presión de 15000 lb/pulg2 4 Válvulas de compuerta manuales bridadas de 2 1/16” 10000 lb/pulg2. 2 Bridas compañeras de 2 1/16” 10000 lb/pulg2 con cuerda caja de 2 7/8 Multivam 6.4 lb/pie 8 Anillos API BX-152 48 Birlos 5 Anillos Api BX-159 2 portaestranguladores positivos de 2 1/16” 10000 lb/pulg2 Arbol de Navidad Terrestre Terminación Doble Al igual que el árbol de navidad típico, este se compone de cabezales, válvulas, brida superior para cabezal

de tubería de producciòn, tree cap, portaestranguladores ( positivos o ajustables ).

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La diferencia de este árbol con el típico es: Lleva doble sarta de tubería de producción La brida superior para el cabezal de tubería de producción tiene doble orificio interior El colgador de tubería de producción esta compuesto por dos secciones ( una para cada sarta ) La cruz de flujo esta también compuesta de dos secciones ( una para cada sarta ) El tree cap también es seccionado. Este tipo de arreglo de árbol se utiliza cuando se explotaran dos yacimientos en diferentes ubicaciones pero

no muy distantes uno del otro. El siguiente es un arreglo típico de un árbol de navidad terrestre con terminación doble. Ot

Estrangulador tipo positivo

Válvula

Segunda válvula

Estrangulador tipo positivo

Tree cap

Primer válvula Vàlvulas maestras

Colgador de tubería de producción

Cruz Doble

Arbol de terminación Doble

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Equipo con Block Terminación Doble El siguiente arbol es un arbol Terminación Doble conformado de Block´s, siendo estos la unica diferencia con

respecto al anterior. Este arreglo de àrboles son utilizados en aquellos caso donde se tienen problemas de espacios con respecto a la altura.

Válvula

Estrangulador ajustable

Segunda válvula t

Primer válvula t

Colgador de tubería de producción terminaciòn doble

Cruz de flujo

Arbol con Blocks Terminación Doble

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Árbol de Navidad Terrestre para Bombeo Electrocentrifugo Este modelo de arbol es utilizado para producir petroleo atravez de un sistema de bombeo, es decir, cuando el

yacimiento ha perdido presión y todavia queda petroleo en el reservorio. En el fondo del pozo es instalada una bomba que bombeara el petróleo a la superficie.

El siguiente diagrama nos muestra un arreglo de arbol para Bombeo Electrocentrifugo.

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Arbol de Navidad para Inyección de Vapor La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos se le considera como una producción terciaria. El primer paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes volátiles). Cuando se produce una considerable disminución de esta energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección de agua. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle al mismo energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y recuperar al máximo la producción. Actualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier momento de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la necesidad de estimular la producción. La inyección de vapor se emplea en depósitos que contienen petróleos muy viscosos, lo cual ayuda a disminuir notablemente los costos y tiempos de producción. El vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que también reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada. Este sistema se ha utilizado mucho en California, Estados Unidos, y Zulia, Venezuela, donde existen grandes depósitos de petróleo viscoso. También se están realizando experimentos para intentar demostrar la utilidad de esta tecnología para recuperar las grandes acumulaciones de petróleo viscoso (bitumen) que existen a lo largo del río Athabasca, en la zona centro-septentrional de Alberta, en Canadá, y del río Orinoco, en el este de Venezuela. Si estas pruebas tienen éxito, la era del predominio del petróleo podría extenderse varias décadas.

El vapor se inyecta dentro del reservorio a través de barras de bombeo huecas y un rotor. El vapor inyectado forma una cámara de vapor que se eleva a la parte superior del reservorio. Mientras que la inyección de vapor aumenta, la temperatura del petróleo también aumenta y mejora las características del flujo, con lo cual el petróleo ya caliente se filtra dentro del pozo de producción. El sistema permite el manejo de una corriente lenta de petróleo pesado con partículas de arena a temperaturas mayores a los 300ºC.

Al inyectar vapor se permite que se transfiera calor a las proximidades del depósito, que anteriormente poseía una

buena producción el petróleo, antes que se comience a bombear. El bombeado se realiza hasta que la producción decline debajo de un nivel aceptable, en este momento se debe repetir el ciclo de inyección de vapor.

El siguiente diagrama nos muestra un arreglo de arbol utilizado para la inyección de vapor. Los programas de

tuberias pueden varias dependiendo de la conformación del terreno.

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Brida Superior Para Cabezal de Tubería de Producción Descripción La Brida Superior para Cabezal de Tubería de Producción es el accesorio que une el medio árbol de Navidad y el

cabezal de tubería de producción . La conexión inferior del adaptador coincide con la conexión superior del cabezal de tubería de producción, y la conexión superior del adaptador coincide con la del medio árbol de navidad. El adaptador normalmente se instala con el medio árbol, después que se haya introducido la tubería de producción roscada al colgador de tubería de producción

Los modelos más comunes de adaptadores son: Adaptadores con agujero de sello. Los adaptadores con agujero de sello, que contienen un alojamiento que permite el sello controlado para un

colgador de tubería de producción tipo cuello extendido. Estos adaptadores no cuelgan la tubería de producción. El sello lo puede contener el adaptador o el colgador y se utilizan cuando la tubería de producción está suspendida del colgador de tubería de producción. Algo muy importante que debe contener el adaptador es un orificio de prueba el cual normalmente es de 1/2 API L.P. ( para presiones que pueden ir de 2000 lb/pulg2 hasta las 10,000 lb/pulg2 ) o de 1.125-12unf ( para presiones que pueden ir de los ( 15000 lb/pulg2 hasta las 20000 lb/pulg2 )

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Adaptadores de Suspensión de Tubería Los adaptadores de suspensión de tubería de producción proporcionan un medio de colgar la tubería de

producción por medio de una rosca en el diámetro interior de la brida inferior. Estos adaptadores no proporcionan un agujero de sello y generalmente se usan junto con un buje colgador.

Adaptadores para Terminación Doble Los Adaptador para terminación doble, son utilizados cuando se tiene doble sarta de tubería de producción. Este

no soporta la tubería de producción, solamente tiene un alojamiento en su diámetro interior, el cual permite que el cuello del colgador de tubería de producción quede alojado.

Adaptador de agujero de sello

Adaptador de suspensión de tubería de producción

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Adaptadores para Bombeo Electro centrifugo ( BEC ) Los Adaptadores para bombeo Electro centrifugo, son utilizados cuando se tiene un pozo estimulado por medio

de un motor eléctrico para que este proporcione su producción. Este normalmente tiene una brida inferior que puede rotar así como su brida de la conexión superior, de tal manera que se permita la orientación del medio árbol.

En la parte inferior tiene una preparación para una camisa que permite sellar entre la boca del colgador de producción y el mismo adapter. También tiene un barreno que permite colocar un penetrador que sirve de interface para la instalación eléctrica a la bomba del pozo.

Identificación Los adaptadores de cabezales de tubería de producción se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Nùmero de parte JC-02-315-205 Conexión inferior 11”-10000 lbs/pulg2 de presión de trabajo, con birlos empotrados Conexión superior 3 1/16”-10000 lbs/pulg2 de presión de trabajo, con birlos empotrados Cuello del colgador 6.00” PSL 3 Clasificación del material EE Clasificación de temperatura K-U Este adaptador de cabezal de tubería de producción se describiría de la siguiente manera: Adaptador de cabezal de

tubería de producción . Conexión inferior de 11” 10000 lb/pulg2 y Conexión superior de 3 1/16” 10000 lb/pulg2 , PSL 3, clasificación de material EE y para una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C).

Adaptador para terminación doble

Adaptador para Bombeo Electro centrifugo ( BEC )

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Carretes Espaciadores Descripción Los carretes espaciadores son componentes que normalmente se instalan entre dos cabezales ya existentes.

Estos pueden tener ambas bridas iguales o pueden ser de diferentes medidas. Pueden tener un tazón superior para alojar un colgador de tubería de revestimiento o un colgador para tubería de producción y en el tazónn inferior no contienen sellos secundarios.

Identificación Los carretes espaciadores se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Nùmero de parte JC-03-015-111 Conexión inferior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 Conexión superior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 PSL 2 Clasificación del material DD Clasificación de temperatura P-U Paso ( bore minimo ) 11.500” Con linea de control para tubing ¼” SI Con tornillo de alineamiento SI Este carrete espaciador se describiría de la siguiente manera: Carrete espaciador conexión inferior de 13 5/8” 5000 lb/pulg2 de presión de trabajo con ranura API BX-160 y

extremo inferior de 13 5/8” 5000 lb/pulg2 de presión de trabajo con ranura API BX-160,PSL 2, clasificación de material DD y para una temperatura que va de P ( -29°C) a U (121°C), Paso mínimo de 11.500” con válvula para línea de control de 1/4” y con tornillo de alineamiento.

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Cabezales para Tuberia de Revestimiento Descripción Los cabezales de tubería de revestimiento es la parte más inferior del conjunto de cabezales del pozo y casi

siempre está conectado a la sarta de de tubería de revestimiento de la superficie, por medio de soldadura, un roscado o cuñas, depende de las necesidades del cliente. Siempre son más recomendables aquellos que no requieren soldadura, ya que se eliminar riesgos de incendio por chispa y su instalación es mas optima en tiempo, puede reducirse hasta un 50% de costo en los de cuñas. La conexión soldable se prefiere cuando existe la posibilidad de que la tubería de revestimiento quede en una posición alta, con esta, la tubería de revestimiento puede cortarse en cualquier punto deseado. A menudo se utiliza una placa base que sirve de apoyo adicional para soportar el peso de todo el sistema de cabezales y esta es soldada al cabezal u se posiciona sobre el tubo conductor del pozo.

Otra de sus características de los cabezales de tubería de revestimiento es que sirve de apoyo a los componentes restantes del cabezal del pozo, es decir, es el que soportara todo el peso de los cabezales y sus tuberías que soportan cada uno.

Ventajas Apoya los protectores contra reventones mientras se perfora el pozo para la primera la siguiente sarta de tubería. Proporciona un medio para la prueba de los protectores de reventones durante la perforación. Proporciona salidas para el regreso de fluidos de perforación que suben por el espacio anular. Permite suspender y obturar la sarta de tubería de revestimiento siguiente. Proporciona un medio de conexión a la sarta de tubería de revestimiento en la superficie. Cuenta con un agujero recto en la parte superior de tal manera que se permite alojar un colgador de cuñas, el cual

sirve para suspender la siguiente sarta de tubería. La conexión superior es bridada de acuerdo a la norma API o en algunas ocasiones con abrazaderas. Cuando es

bridado puede ser que cuente con Tornillos de sujeción o no. En el caso que si tenga tornillos de sujeción, estos son utilizados para sujetar el protector de tazón (herramienta utilizada para evitar que el tazón superior del cabezal lo dañe la barrena de perforación, principalmente porque este cuenta con zonas de sello) u otro de los usos que se le da a los tornillos de sujeción es que proporcionan una carga adicional al colgador de cuñas, de tal manera que, ayudan a que el empaque del colgador se expanda y selle con mayor facilidad.

Generalmente los cabezales para tubería de revestimiento tienen dos salidas laterales del mismo tamaño, estas pueden ser roscadas con birlos empotrados o bridadas, en raras ocasiones una salida lateral es más grande que la otra. Sea embirlada o roscada, esta siempre debe tener una cuerda interior, la cual sirve para colocar un tapón de remoción, el cual será utilizado al momento de querer retirar la válvula que se encuentra conectada al cabezal en su salida lateral, con dicho tapón de remoción, se aísla la presión del espacio anular.

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Identificación Los cabezales para tubería de revestimiento se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-04-030-412 Conexión inferior 13 3/8” roscable Conexión superior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 Tamaño de la salida lateral 2 1/16-5000 psi Tipo de salida lateral bridada Clasificación de la temperatura P a U Clase de material EE PSL 1 Este cabezal de tubería de revestimiento se identificaría como 13 3/8 soldable por 13 5/8-5000 con dos salidas

laterales bridadas de 2 1/16-5000 para una temperatura que va de P ( -29°C) a U (121°C) clase de material EE PSL-1 Recomendaciones para su instalación Hacer el corte a la altura necesaria y biselarlo. El cabezal de tubería de revestimiento debe instalarse de manera

que la brida superior esta bien nivelada, excepto en casos donde la tubería de revestimiento de la superficie no esté en posición exactamente vertical, por lo que debe asegurarse de bajarlo correctamente sin que se dañe la superficie a soldar. En este, caso la brida superior debe quedar perpendicular a la sarta de tubería de revestimiento. De lo contrario, se tendrán problemas para pasar la barrena de perforación a través del cabezal. La soldadura debe ser por la parte exterior e interior del cabezal, haciéndolo por intervalos. El cabezal de tubería de revestimiento debe establecer la orientación adecuada para la instalación de los equipos restantes. Siempre debe asegurarse que haya el suficiente espacio para instalar el lubricador que permite colocar el tapón de remoción y poder así retirar la válvula de la salida lateral.

En el caso que se trate de un cabezal con preparación inferior para soldar, debe asegurarse que el área a soldar este completamente limpia antes de soldar. Después de la soldadura y el enfriamiento, debe realizarse una prueba hidrostática empleando agua otro fluido adecuado. La prueba de la soldadura debe ser sometida a un 80% de la capacidad nominal de aplastamiento de la tubería de revestimiento. Después de la prueba, desfogue toda la presión hasta que el manómetro registre CERO presión e instale nuevamente la grasera de en su posición.

En caso de que se trate de un cabezal con preparación inferior roscable, debe darse el torque recomendado entre el tubo y el cabezal, de lo contrario podría presentarse fuga al momento de realizar la prueba hidrostática o dañar la rosca si el torque es demasiado.

Cabezal de Tubería de revestimiento Preparación inferior roscable.

Manera correcta para instalar el Cabezal para Tubería de Revestimiento

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Carretes Espaciadores ( Casing Spool ) Descripción Al igual que un cabezal para tubería de revestimiento, el carrete espaciador tiene un tazón en su interior de la

parte superior, el cual proporciona el hombro de carga del colgador de cuñas que suspende la tubería de revestimiento. Los carretes espaciadores, también tienen un tazón inferior, el cual permite el alojamiento de sellos que sirven para aislar la presión de la tubería suspendida en el cabezal de tubería de revestimiento (posicionado abajo).

A diferencia de los cabezales de tubería de revestimiento, estos tienen una brida en cada extremo, puede ser que la brida superior tenga o no tornillos de sujeción. En el caso que si tenga tornillos de sujeción, estos son utilizados para sujetar el protector de tazón (herramienta utilizada para evitar que el tazón superior del cabezal lo dañe la barrena de perforación, principalmente porque este cuenta con zonas de sello) .Otro de los usos que se le da a los tornillos de sujeción es que proporcionan una carga adicional al colgador de cuñas, de tal manera que, ayudan a que el empaque del colgador se expanda y selle con mayor facilidad.

Generalmente los Carretes Espaciadores tienen dos salidas laterales del mismo tamaño, estas pueden ser roscadas con birlos empotrados o bridadas, en raras ocasiones una salida lateral es más grande que la otra. Sea embirlada o roscada, esta siempre debe tener una cuerda interior, la cual sirve para colocar un tapón de remoción, el cual será utilizado al momento de querer retirar la válvula que se encuentra conectada al cabezal en su salida lateral, con dicho tapón de remoción, se aísla la presión del espacio anular.

La brida Inferior, la ranura API y los barrenos que se encuentra en la brida, deben ser exactamente similares al del cabezal que se encuentra abajo (cabezal para tubería de revestimiento), de tal manera que permita ser unidos por medio de birlos ambos cabezales.

Ventajas Proporciona salidas laterales para el retorno de lodos de perforación o inyección de fluidos. Proporciona un hombro de carga en el tazón superior para soportar un colgador de tubería de revestimiento, que

será utilizado para sujetar la sarta de la tubería de revestimiento. Proporciona un tazón inferior que sirve para alojar sellos secundarios, los cuales sirven para obturar la sarta de

tubería de revestimiento previa, evitando se tenga comunicación de presión hacia arriba en caso de que exista alguna fuga.

Proporciona un orificio para someter a pruebas de presión los sellos que obturan la sarta de tubería de revestimiento previa y también permite la prueba de las ranuras API ( Ring Gasket ) que se encuentran en las caras de las bridas.

Proporciona un medio de apoyo y prueba de los protectores contra reventones durante la perforación.

Carrete de Tubería de Revestimiento sin Tornillos de Sujeción

Sellos

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Identificación Los Carretes de Tubería de Revestimiento se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-05-040-512 Conexión inferior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 Conexión superior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 Tamaño de la salida lateral 2 1/16-5000 psi Tipo de salida lateral bridada Clasificación de la temperatura P a U Clase de material EE PSL 2 Este Carrete de Tubería de Revestimiento se identificaría como 13 5/8-5000 x 13 5/8-5000 con dos salidas

laterales bridadas de 2 1/16-5000, para una temperatura que va de P ( -29°C) a U (121°C), clase de material EE PSL-2 Recomendaciones para su instalación Colocar el colgador de cuñas que se aloja en cabezal de tubería de revestimiento, medir la altura del tazón que

aloja los sellos y hacer el corte de la tubería dejando un tramo que es el que obturaran los sellos secundarios y hacer un bisel de de entre 30° y 45°, el cual evita que la tubería rompa o rasgue los sellos. Limpiar todos los desechos del corte.

Carrete de Tubería de Revestimiento con Tornillos de Sujeción

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Las ranura API y los anillos deben inspeccionarse para asegurarse que no tenga algún golpe, rebaba o material extraño que puedan dañar las areas de sello y bajar lentamente y nivelado el cabezal sobre la sarta de la tubería, asegurándose que la orientación de las válvulas sea la misma que las del cabezal de abajo

Apretar todos los birlos que unen ambas bridas ( estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un mejor apriete ) y posteriormente se debe hacer la prueba hidrostática aplicando presión en el barrenos de prueba. Con dicha prueba se puede verificar el correcto funcionamiento de los sellos secundarios, así como el del anillo API. Aplicar presión excesiva durante esta prueba, puede dañar los sellos e inclusive la tubería, por lo que la presión debe ser el 80% de la capacidad nominal de aplastamiento de la tubería de revestimiento. Después de la prueba, desfogue toda la presión hasta que el manómetro registre CERO presión e instale nuevamente la grasera de en su posición.

En el caso que el carrete de tubería de revestimiento tenga tornillos de sujeción, deben ser estos removidos de tal manera que nos salgan al diámetro interior del cabezal.

Colgadores de Tubería de Revestimiento Descripción Los colgadores de tubería de revestimiento son equipos que sujetan las tuberías de revestimiento por medio de

cuñas dentadas y tratadas de tal manera que eviten la tubería se suelte. Estos colgadores son los que transmiten todo el peso de la sarta de la tubería al cabezal. Los colgadores tipo Cuña, se instalan alrededor del la tubería, estos pueden isntalarce antes o después de cementar la tubería de revestimiento. Normalmente las sartas intermedias poco profundas se supenden del colgador y luego se cementan hasta la superficie. Las sartas intermedias o de producción normalmente se cementan mientras la tubería de revestimiento esta suspendida en tensión. Luego una vez que el cemento este fraguado, se tensiona ligeramente la tubería, se instala el colgador y se libera la tensión para que se activen las cuñas, es decir, las cuñas sujeten perfectamente la tubería.

Los colgadores de tubería de revestimiento se componen de cuatro partes, un anillo de ajuste, una anillo soporte, juego de cuñas y en empaque.

Ventajas Los colgadores de tubería de revestimiento tienen tres ventajas principalmente, esta son: Suspender la tubería de revestimiento desde un cabezal. Central la tubería. Proporcionar un sello hermético para controlar la presión en el espacio anular entre una sarta y otra.

Colgador de Tubería de revestimiento

Colgador de Tubería de Revestimiento Instalado en Cabezal

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Cabezales para Tubería de Producción Descripción Los cabezales de tubería de producción son la última parte superior del conjunto de cabezales del pozo. Se instala

después de la última sarta de tubería de revestimiento. De acuerdo a la norma API estos se consideran como partes primarias. Este proporciona un tazón superior en su interior que sirve como asiento para el colgador de tubería de producción. Una vez que se haya completado el pozo, el medio árbol se instalará encima del cabezal de tubería de producción y siempre están conectados al medio árbol por medio del Adapter.

Los Cabezales de tubería de Producción, también tienen un tazón inferior, el cual permite el alojamiento de sellos que sirven para aislar la presión de la tubería suspendida en el cabezal de tubería de revestimiento (posicionado abajo).

Estos también cuentan con una brida en cada extremo, todo el tiempo la brida superior debe tener tornillos de sujeción, estos son utilizados para sujetar el protector de tazón (herramienta utilizada para evitar que el tazón superior del cabezal lo dañe la barrena de perforación, principalmente porque este cuenta con zonas de sello) y otro de los usos es proporcionar una carga adicional al colgador de tubería de producción, de tal manera que, ayudan a que el empaque del colgador se expanda y selle con mayor facilidad.

Generalmente los Cabezales de Tubería de producción tienen dos salidas laterales del mismo tamaño, estas pueden ser roscadas con birlos empotrados o bridadas, en raras ocasiones una salida lateral es más grande que la otra. Sea embirlada o roscada, esta siempre debe tener una cuerda interior, la cual sirve para colocar un tapón de remoción, el cual será utilizado al momento de querer retirar la válvula que se encuentra conectada al cabezal en su salida lateral, con dicho tapón de remoción, se aísla la presión del espacio anular.

La brida Inferior, la ranura API y los barrenos que se encuentra en la brida, deben ser exactamente similares al del cabezal que se encuentra abajo (carrete de tubería de revestimiento), de tal manera que permita ser unidos por medio de birlos ambos cabezales.

Ventajas Proporciona un hombro de carga para el colgador de tubería de producción. Proporciona un agujero controlado contra el cual el colgador de tubería de producción puede sellar. Permite el acceso al espacio anular entre la sarta de tubería de producción y la columna de producción. Proporciona salidas laterales para el retorno de lodos de perforación o inyección de fluidos. Proporciona un tazón inferior que sirve para alojar sellos secundarios, los cuales sirven para obturar la sarta de

tubería de revestimiento previa, evitando se tenga comunicación de presión hacia arriba en caso de que exista alguna fuga.

Proporciona un orificio para someter a pruebas de presión los sellos que obturan la sarta de tubería de revestimiento previa y también permite la prueba de las ranuras API ( Ring Gasket ) que se encuentran en las caras de las bridas.

Proporciona un medio para apoyar y probar los protectores contra reventones mientras se completa el pozo.

Cabezal de Tubería de Producción salidas con birlos empotrados

Cabezal de Tubería de Producción con salidas laterales bridadas

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Identificación Los Cabezales de Tubería de Producción se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-06-060-612 Conexión inferior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 Conexión superior 11”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo R-54 Tamaño de la salida lateral 2 1/16-5000 psi Tipo de salida lateral Embirladas Clasificación de la temperatura K a U Clase de material DD PSL 3 Este Cabezal de Tubería de producción se identificaría como 13 5/8-5000 x 11-5000 con dos salidas laterales de 2

1/16-5000 con birlos empotrados, para una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C) clase de material DD PSL-3.

Recomendaciones para su instalación Cortar la sarta de la tubería de revestimiento a la altura correcta sobre la brida del carrete de tubería de

revestimiento y hacer un bisel de entre 30° y 45°, el cual evita que la tubería rompa o rasgue los sellos. Limpiar todos los desechos del corte y rebabas.

Colocar un poco de grasa en el diámetro interior del cabezal y los sellos secundarios, así como en el diámetro exterior de la tubería de revestimiento.

Apretar los tornillos de sujeción y llenar la cavidad del carrete de tubería de revestimiento previo con aceite ligero.

Inspeccionar el anillo API ( Ring Gasket ) y la ranura del cabezal de tubería de revestimiento previa de que este libre de golpes.

Centrar el Cabezal de tubería de producción sobre el cabezal de tubería de revestimiento colocada previamente y bajar nivelado el cabezal de tubería de producción sobre la tubería de revestimiento que fue cortada y biselada, asegurando que la orientación de las válvulas sea la misma que las del cabezal de tubería de revestimiento colocado previamente.

Apretar todos los birlos que unen ambas bridas ( estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un mejor apriete ).

Retirar la grasera de ½ L.P. y hacer la prueba hidrostática aplicando presión en el barrenos de prueba. Con dicha prueba se puede verificar el correcto funcionamiento de los sellos secundarios, así como el del anillo API. Aplicar presión excesiva durante esta prueba, puede dañar los sellos e inclusive la tubería, por lo que la presión debe ser el 80% de la capacidad nominal de aplastamiento de la tubería de revestimiento. Después de la prueba, se debe desfogar toda la presión hasta que el manómetro registre CERO presión e instale nuevamente la grasera de en su posición.

Los tornillos de sujeción que contiene la brida superior del cabezal de tubería de producción, deben ser removidos de tal manera que nos salgan al diámetro interior del cabezal.

Colgadores para Tubería de Producción Descripción Los colgadores de tubería de producción se instalan en el tazón superior de los cabezales de tubería de

producción, además son los que soportan toda la sarta de la tubería de producción, es decir la tubería por la cual fluirá el Aceite, Gas o Petróleo. De acuerdo a la norma API estos se consideran como partes primarias, al igual que los cabezales de tubería de producción, es decir, mas critias dentro del árbol.

Los colgadores de tubería de producción se introducen através de los protectores contra reventones. Existen 3 modelos de colgadores de tubería de producción: El primero de ellos tiene solamente una cuerda para suspender solo una tubería de producción.

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El segundo modelo tiene dos cuerdas para suspender una tubería de producción cada uno, es decir, este puede

suspender dos tuberías de producción al mismo tiempo, a los cuales se les llaman arboles duales o de terminación doble.

El tercero es un colgador de tubería de producción para bombeo electro centrifugo y es utilizado en conjunto con

una bomba eléctrica sumergible. Este tiene dos orificios, uno de ellos soporta la sarta de la tubería de producción y el segundo es para acomodar los conductores eléctricos que pasan la corriente entre el cable de la superficie y el cable que va a la bomba sumergible.

Todos los colgadores de tubería de producción deben tener además de la cuerda que suspende la tubería de

producción una cuerda interior en la parte superior la cual es utilizada para la instalación del colgador dentro del cabezal de tubería de producción. Algunos colgadores tienen un orifico que permite el paso de líneas de control, estos generalmente son utilizados en la zona marina, ya que con dicha línea se permite tener el control de válvulas actuadas ( controladas por medio de paneles de control o que no requieren ser operadas por la mano de obra humana ). En zonas costa adentro ( tierra ) muy pocas veces son requeridas las líneas de control, solamente si se requiere tomar registros de presión o temperatura es que se utilizan las líneas de control.

Los colgadores de tubería de producción tienen un cuello extendido, el cual debe sellar en el diámetro interior del Adapter del medio árbol, para evitar exista fuga de la tubería de producción hacia afuera.

Plano de alineamiento

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Ventajas Permite el alojamiento de una válvula de contrapresión, la cual se utiliza para sellar el agujero del pozo, mientras

se retiran los protectores contra reventones y se instala el medio árbol de navidad o para aislar la presión del pozo para realizar reparaciones o reacondicionamientos sin necesidad de matar el pozo.

Identificación Los Colgadores de Tubería de Producción se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-07-070-712 Tipo Bombeo Electrocentrifugo ( BEC ) Tamaño y capacidad de presión 11” 5000 lb/pulg2 Tamaño de la tubería de Producción 3 ½” Cuerda de la tubería de Producción Premium Vam Top 9.20 lb/pie Válvula de Contrapresión CIW Clasificación de la temperatura K a U Clase de material DD PSL 3 Este colgador se identificaría como un colgador para tubería de producción para bombeo electrocentrifugo de 11 x

3 ½ vam top 9.20 lb/pie CIW para una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C) clase de material DD PSL3. Recomendaciones para su instalación Asegurarse que la cuerda inferior del colgador de tubería de producción es el mismo modelo que el de la tubería

de producción, es una de las recomendaciones más importantes que se deben de cuidar. Medir la distancia que se tiene desde el piso de perforación hasta el hombro de carga del cabezal de tubería de

producción en el cual descansara el colgador de tubería de producción. Todos los tornillos de sujeción que contiene la brida superior del cabezal de tubería de producción deben ser

retraídos de tal manera que ninguno salga al tazón donde entrara el colgador de tubería de producción. Asegurarse que no exista ningún objeto que obstruya el diámetro de paso a través de los pre ventores contra

reventones, de tal manera que permita el paso del colgador de tubería de producción atreves de estos. Se debe verificar el paralelismo de la tubería de producción, es decir que no exista ninguna desviación. En el caso que el colgador de tubería de producción tenga un orificio para línea de control, introducir por este la

línea de control y cortarla, dejando un tramo suficiente que permita dar algunas vueltas en el cuello del colgador, de tal manera que hagan la función de un resorte. Instalar la línea de control en la conexión inferior del colgador y hacer una prueba de funcionalidad a todas las areas de sello que se tienen en la línea de control.

El siguiente diagrama muestra la manera correcta de la colocación de la línea de control

Debe colocarse la válvula de contrapresión en su posición dentro del colgador de tubería de producción.

Sarta de la tubería de producción

Colgador de Tubería de producción

Orificio para línea de control

Espaciamiento mínimo de 12”

Línea de control

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Roscar y apretar adecuadamente la tubería de producción al colgador de tubería de producción. Es muy importante que se encuentre un especialista de esta operación y no sujetar el colgador de aquellas aéreas que son de sello, de lo contrario este será dañado.

Bajara lentamente el colgador atreves de los pre ventores contra reventones, tomando en cuenta la distancia que se tomo del piso de perforación al hombro de carga del cabezal de tubería de producción. Es muy importante que cuando ya esté cerca de la área donde descansara el colgador, se baje con mayor cuidado.

Una vez que ya haya llegado a su posición el colgador, deben apretarse los tornillos de sujeción que contiene la brida superior del cabezal de tubería de producción, el apriete debe hacerse en forma de cruz y cada tornillo de sujeción que se encuentre en la misma línea, esto permitirá un mejor apriete.

El siguiente diagrama muestra la manera como queda ya instalado el colgador de tubería de producción.

Bridas de Transición Descripción Las bridas de transición permiten unir bridas que van de un tamaño y presión a otro diferente. Estas se colocan

entre dos carretes de tubería de revestimiento. Su mayor uso se da cuando se tiene un pre ventor contra reventones de diferente tamaño al del cabezal que necesita ser conectado este. Estas en ningún caso llevan sellos interiores. En cada una de sus caras tienen un anillo API diferente y barrenos machueleados, los cuales recibirán birlos, que al colocarlos se les dice “ BIRLOS EMPOTRADOS “.

Ventajas Evitan el uso de carretes espaciadores. Permiten la unión rápida de bridas con tamaños diferentes.

Colgador de tubería de producción

Tornillo de sujeción

Cabezal de tubería de producción

Hombro de carga

Brida de Transición

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Identificación Las Bridas de Transición se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-08-080-812 Conexión Superior 20 3/4 3000 lb/pulg2 Conexión Inferior 13 5/8 5000 lb/pulg2 Clasificación de la temperatura K a U Clase de material AA PSL 1 Este colgador se identificaría como un colgador para tubería de producción para bombeo electrocentrifugo de 11 x

3 ½ vam top 9.20 lb/pie CIW para una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C) clase de material DD PSL3. Recomendaciones para su instalación Asegurarse que las conexiones de la brida de transición son compatibles con las bridas de los carretes que se

desea unir. Inspeccionar los anillos API ( Ring Gasket ) tanto de la brida de transición como del cabezal de tubería de

revestimiento previo que este libres de golpes. Colocar el anillo Api en la brida del cabezal de tubería de revestimiento. Centrar la brida de transición sobre el cabezal de tubería de revestimiento colocado previamente y bajar nivelada

la brida de transición, asegurando que los birlos entren libres en los barrenos de la brida del cabezal de tubería de revestimiento.

Apretar todos los birlos que unen ambas bridas (estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un mejor apriete).

Bridas Doble Sello Descripción Se les conoce también con el nombre de bridas intermediarias. Estas se instalan entre la brida superior de un

cabezal o carrete de tubería de revestimiento y la brida inferior del carrete siguiente. Estas bridas a diferencia de las de transición, tienen sellos elastoméricos en su diámetro interior. Dichos sellos permiten aislar la presión entre la conexión inferior y la superior de los carretes. Esta cuentas con uno o dos orificios de prueba de ½ API L.P. (cuando la presión de trabajo de la brida doble sello es de 2000 , 3000 , 5000 , 10000 psi ) o un orificio de 1.125-20UNF (cuando la presión de trabajo de la brida doble sello es de 15000 , 20000 psi ), por los cuales se puede someter a prueba los sellos con los que cuenta la brida.

En cada una de sus caras tienen un anillo API el cual puede ser igual o diferente y barrenos que pueden ser pasados o machueleados.

Ventajas Proporciona una doble barrera por los sellos con los que cuenta en la parte interior. Empacan la tubería de revestimiento al igual que los sellos secundarios de los carretes de tubería de revestimiento.

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Identificación Las Bridas Doble sello se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-02-0102 Tamaño Nominal 20 3/4 Presión de trabajo 5000 lb/pulg2 Tamaño de tubería de revestimiento 13 3/8 CSG Clasificación de la temperatura K a U Clase de material AA PSL 1 Con estos datos se identificaría como brida doble sello 20 ¾-5000 , para tubería d revestimiento de 13 3/8, para

una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C) clase de Material AA PSL1. Recomendaciones para su instalación Asegurarse que las conexiones de la brida doble sello son compatibles con las bridas de los carretes que se desea

unir y la tubería de revestimiento que va a empacar. Es importante medir la altura de la brida doble sello y el tazon del cabezal siguiente, de tal manera que cuando la

tubería de revestimiento se corte pueda ser empaca por los dos sellos que tiene la brida doble sello y los sellos secundarios del cabezal siguiente.

Cortar la tubería de revestimiento y biseler en el interior y exterior con un bisel de 45°, de tal manera que cuando los sellos pasen no se dañen con algún filo de la tubería.

Eliminar cualquier rebaba que haya quedado por el corte. Limpiar las ranuras API que contiene la brida doble sello, asi como las del cabezal de abajo y el siguiente que se

instalara en la parte superior. Colocar el Anillo API en la ranura del cabezal de abajo. Remover el tapón de prueba del orificio de prueba que se localiza en la brida doble sello. Nivelar la brida sobre el cabezal de abajo, asi como sus barrenos o birlos ( si los tiene empotrados ) con los

barrenos de la brida del cabezal de abajo y bajarla lentamente, de tal manera que los sellos empaquen la tubería de revestimiento.

Instalar el cabezal de tubería de revestimiento siguiente y apretar todos los birlos que unen ambas bridas (estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un mejor apriete).

Someter a prueba los sellos de la brida doble sello así como los sellos secundarios del cabezal colocado arriba de la brida doble sello. La presión de la prueba no debe ser mayor al 80% de la presión de aplastamiento de la tubería de revestimiento o la presión menor de cualquiera de las bridas de los cabezales unidos y que quedaron sujetas a la brida doble sello.

Brida Doble Sello

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Cruces Descripción La cruz es el componente que se encuentra al centro del medio árbol de navidad y es la que recibe en posición

vertical la producción del yacimiento y la distribuye en dos sentidos (la mitad a la derecha y la otra mitad a la izquierda). En algunas ocasiones todo el fluido puede ir a un solo costado.

A la cruz se conectan válvulas en línea vertical y en línea horizontal. Las válvulas que se encuentran en la línea vertical se les conoce como válvulas maestras (estas se encuentran en la

parte de debajo con respecto a las que se encuentran en la posición horizontal) y la válvula que se encuentra hasta la parte superior del medio árbol (en la posición vertical) se le conoce como válvula de sondeo. Todas las veces la medida de las válvulas maestras es la misma de la que tiene la válvula de sondeo.

Las válvulas que se encuentran en la línea horizontal se les conoce como alas ( wings ). Siempre son dos válvulas las que se colocan en cada costado de la cruz. La última, es decir la de la orilla, se le conecta un porta estrangulador y a este se le coloca una brida compañera, la cual es utilizada para conectar las líneas de producción. Dichas líneas de producción son las que reciben toda la producción del yacimiento y lo envía a las baterías, donde se almacena.

Existen dos modelos de cruces, las que tienen birlos empotrados y otras que son bridadas.

El barreno que se tiene en la posición vertical ( acotado como HHv se les conoce como entrada) y el que se

encuentra en la posición horizontal ( acotado como HHo se le conoce como salida ). La cota que esta como Bv se le conoce como diámetro de paso a la entrada. La cota que esta como Bo se le conoce como diámetro de paso a la salida. Tanto en la conexión de entrada como en la conexión de la salida, debe tener una ranura API que va de acuerdo al

tamaño de la conexión. Identificación Las cruces se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-04-0402 Tamaño Nominal a entrada 3 1/16-10000 psi Tamaño Nominal a la salida 2 1/16-10000 psi Tipo Bridada Clasificación de la temperatura K a U Clase de material DD PSL 2 Con estos datos se identificaría como cruz de 3 1/16-10000 , entrada, con birlos empotrados x 2 1/16-10000 ,

salida, con birlos empotrados, para una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C) clase de Material DD PSL2.

Cruz Bridada Cruz con Birlos Empotrados

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Bridas Compañeras ( Companion Flange ) Descripción La brida compañera es un componente que siempre se coloca en una salida (sea de un cabezal, una sección

completa). En esta se pueden conectar líneas de producción o bajantes que llevan el contenido de la producción del pozo a las baterías de almacenamiento.

Existen en varios tamaños y medidas de cuerdas. Las más comúnmente utilizadas en los equipos petroleros son las bridas roscables; ya que, tienen cuerdas API

L.P. (line pipe) y en algunos caso cuerda Premium, como puede ser Multivam, Vam Top, Hydrill. Las que cuentan con cuerdas Premium son consideradas para sellos más exactos, por ejemplo en las líneas de

producción de gas, ya que estas cuentas con un sello metálico a diferencia de las que son L.P. ya que estas últimas son cuerdas cónicas.

Otros modelos de bridas compañeras que existen son: Cuellos Soldable, Ciegas y de Prueba.

Las bridas Compañeras Ciegas solamente en una de sus caras tiene una ranura API y sus barrenos pasados. Las bridas Comapñeras de Prueba también tiene una sola Ranura API en una de sus caras y en la cara opuesta

cuentan con barrenos con una cuerda por el que se prueba, la cuerda puede ser API ½ API L.P. 14 Hilos ( para presiones de 0-10000 psi ) y 1.125-18UNF ( para presiones de mas de 15,000 psi ) la cual se le conoce Autoclave.

Recomendaciones para su instalación Asegurarse que las conexiones de la brida compañera sea compatible con la salida a la que será conectada y que la

cuerda de la brida compañera no este dañada. Limpiar las ranuras API que contiene la brida compañera, así como la de la salida a la que será conectada.. Colocar el Anillo API en la ranura de la brida compañera. Centrar los barrenos de la brida con los de la salida a la que será xonectada.. Apretar todos los birlos que unen ambas bridas (estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un

mejor apriete). Someter a prueba hidrostática el Anillo API y sus ranuras API que se encuentran en la cara de la brida. La presión

de la prueba debe ser la misma que la máxima presión de trabajo. No debe existir fuja en el anillo API , ya que este es un sello Metal a Metal.

Brida Compañera Brida Compañera Cuello Soldable

Brida Compañera Ciega Brida Compañera de Prueba

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Identificación Las bridas compañeras se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-010-010-02 Tamaño Nominal 3 1/16-10000 psi Tipo Roscable Medida de la Rosca 2” API L.P. Clasificación de la temperatura K a U Clase de material EE PSL 2 Con estos datos se identificaría como Brida Compañera de 3 1/16-10000 x 2” API L.P. Para una temperatura que

va de K ( -60°C) a U (121°C) clase de Material EE PSL2. Válvulas Válvulas Manuales de Compuerta Las válvulas manuales de compuerta son dispositivos de control utilizadas durante la perforación, terminación,

inyección y producción de pozos alrededor del mundo. Están diseñadas para funcionar en posición completamente abierta o completamente cerrada. Cuando la válvula está completamente abierta, permite el paso recto a través de una abertura que es del mismo tamaño que el diámetro interior de la tubería de conexión, por lo que no existe caída de presión a través de una válvula de compuerta. Las válvulas de compuerta no son estranguladores y no debe utilizarse nunca para estrangulas el fluido. Las válvulas de compuerta se instalan principalmente en dos lugares:

En conjuntos de cabezales de pozos convencionales, en la posición lateral de los cabezales de tubería de revestimiento, carretes de tubería de revestimiento o cabezales de tubería de producción.

En conjunto con los medias arboles. En términos generales, las válvulas de compuerta que se instalan en la posición lateral de las secciones

inferiores de los conjuntos de cabezales de pozos se denominan válvulas del espacio anular. Además, generalmente las válvulas que se instalan en las secciones superiores de los conjuntos de cabezales de pozos se denominan válvulas de compuerta del árbol de navidad.

A medida que la medida nominal y presión se incrementan puede darse el caso que junto al volante sea utilizado un operador de engranes, con lo cual se facilitara la apertura y cierre de las válvulas manuales de compuerta.

La apertura y cierre de la válvula se da con la compuerta, en el sentido perpendicular al fluido. Siendo la compuerta la que retiene todo la presión cuando la válvula se encuentre cerrada. La compuerta hace sello con 2 asientos ( uno de cada lado ).

Válvulas de compuerta del espacio anular Estas son válvulas que se conectan a las salidas laterales del cabezal de tubería de revestimiento, carretes de

tubería de revestimiento y cabezales de tubería de producción. Ellas proporcionan acceso controlado al espacio anular de la tubería de revestimiento durante la dominación del pozo, inyección de fluidos, alivio de acumulación de presión en el espacio anular y a veces para la producción atraves de ña tubería de revestimiento.

Válvulas de compuerta del árbol de Navidad Estas incluyen la válvula principal o Primer Válvula Maestra, la segunda Válvula Maestra y la Válvula de

Sondeo, así como las Válvulas Laterales. Ellas proporcionan control de activación / desactivación del pozo durante la producción e inyección de la vida útil del pozo. Normalmente la medida de las válvulas maestras es más grande a la medida de las válvulas laterales. Aun que no siempre esto se cumpla, si es normal que esto suceda. Por ejemplo las válvulas maestras pueden ser de 4 1/16-5000 y las laterales pueden ser de 3 1/8-5000, no debe ser de manera inversa. Lo que no debe cambiar es la presión de trabajo, esta si debe ser la misma para ambas. Es decir, las válvulas maestras no deben ser de 5,000 psi y las laterales de 10,000 psi.

La medida nominal de la válvula de sondeo es la misma a la de las válvulas maestras.

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Para definir la medida nominal de las válvulas maestras se toma en cuenta el tamaño de la tubería de producción. Por ejemplo si la tubería de producción es de 4 ½”, la medida de las válvulas maestras y la de sondeo debe ser 4 1/16”. Si la tubería de producción es de 3 ½”, las válvulas maestras y la de sondeo será de 3 1/8 o 3 1/16. Si la tubería de producción es de 2 7/8”, las válvulas maestras y la de sondeo será de 2 9/16”.

La primer válvula maestra debe ir unida al adapter del medio árbol o también se le conoce como Brida Superior Para Cabezal de Tubería de Producción. La segunda válvula maestra se coloca entre la primera válvula maestra y la cruz del medio árbol. La válvula de Sondeo se coloca arriba de la cruz. Las válvulas que se les conoce como laterales son las que ubican en las salidas de la cruz. Normalmente se instalan dos en cada salida.

Otros usos de las válvulas de compuerta Las válvulas de compuerta también pueden usarse junto con las líneas de control y tubos distribuidores de

estrangulación y dominación. Las válvulas de compuerta también se utilizan en forma rutinaria junto con el sistema de protector contra reventones en plataformas de perforación y de rehabilitación. Cuando una válvula de compuerta se instala en una salida lateral de un cabezal, esta debe ser del mismo tamaño nominal y la presión de trabajo debe ser la misma que la presión de trabajo de la brida superior del cabezal. Por ejemplo, si el cabezal es de 13 5/8-5000 brida inferior x 11-10000 brida superior y su salida es de 2 1/16-10000, entonces la válvula que debe ser instalada es de 2 1/16-10000, ya que esta tiene el mismo tamaño de Anillo API, mismo número de barrenos para permitir su buena instalación.

Principales características Siempre deben ser operadas por la mano del hombre, es decir, manualmente, lo cual al darle vueltas al

Volante con el que cuentan, este hace girar el vástago al que se encuentra unido, el vástago esta unido a su vez a una tuerca de levante ( llama también Lifting Nut o Impulsor ) la cual arrastra la compuerta para abrirla o cerrarla.

Se pueden manufacturar desde 1 13/16”, 2 1/16”, 2 9/16”, 3 1/16”, 3 1/8”, 4 1/16”, 5 1/8”, 7 1/16” hasta 9” ( medidas nominales ) en 5,000 psi, 10,000 psi, 15,000 psi..

Los cuerpos de la válvula y los bonetes son forjados, lo cual da una mejor consistencia comparada con la fundición.

Existen las que sus extremos son roscables, conexiones bridadas y conexiones tipo clamp.

Recomendaciones para su instalación

Válvula de Compuerta Manual conexiones bridadas

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Todas las válvulas deben ser probadas Hidrostáticamente antes de su instalación y verificar que los diámetros de los asientos, compuertas y paso del cuerpo de la válvula coincidan perfectamente (esto se logra pasando la herramienta llamada Drif).

Siempre es recomendable lubricar los baleros con los que cuenta la válvula. El fluido que no se drene por si solo del interior de la válvula, debe ser desplazado inyectándole grasa al interior,

atreves de la grasera de ½ API L.P. con la que cuenta la válvula en el Bonete. Debe de estar completamente aislada de presión la Válvula, es decir, no debe tener nada de presión en su interior,

por lo que debe desfogarse atreves de la grasera de ½ API L.P. con la que cuenta la válvula en el Bonete. Identificación Las válvulas manuales de compuerta se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-001-001-01 Tamaño 3 1/16 Presion de trabajo 10000 psi Conexión Bridada Clasificación de la temperatura K a U Clase de material EE PSL 2 Con estos datos se identificaría como Válvula Manual de Compuerta de 3 1/16-10000 conexiones tipo bridado ,

para una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C) clase de Material EE PSL2. En algunos casos se puede tener problemas de espacio en las plataformas o pozos, con lo que utilizar una

válvula normal puede representar problemas, por lo que se recomienda utilizar el otro de los modelos de Válvulas Manuales de Compuerta que se les conoce como Válvulas Dobles.

Estas pueden ser : Manual- Manual Manual Actuada

Válvulas de Compuerta Actuada Descripción Las válvulas actuadas de compuerta son dispositivos de control utilizadas durante la producción del medio árbol.

Están diseñadas para funcionar en posición completamente abierta o completamente cerrada. Estas no deben ser utilizadas para estrangulas el fluido. Las válvulas Actuadas de compuerta se instalan principalmente en el medio árbol ( Christmas tree ) en conjunto con las válvulas manuales de compuerta, esta siempre es instalada en la posición vertical y se le conoce como la segunda válvula maestra, ya que se encuentra entre la primer válvula maestra y la cruz de flujo.

En algunas otras ocasiones puede ser instalada una en cada lado de las salidas laterales de la cruz de flujo ( Wings ) y se ubicara entre la válvula que va directamente unida a la cruz de flujo y el porta estrangulador.

Al igual que las válvulas manuales de compuerta, por medio de un vástago es arrastrada la compuerta para abrir o cerrar el flujo.

Válvula Doble Manual-Manual Válvula Doble Manual-Actuada

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Principales características Son operadas por un actuador que puede ser: Neumáticos Hidráulicos En caso de algún siniestro dentro de una plataforma. Cuenta con unos discos de ruptura, los cuales funcionan ya sea si la presión se dispara intempestivamente o si

existe fuego, se funde el disco de ruptura y se dispara para cerrar la compuerta y esta a su vez evita el flujo del gas o petróleo y así se controla con mayor seguridad un siniestro.

Si se coloca una compuerta de una válvula actuada al lado de una compuerta de una válvula manual, la diferencia es relevante, ya que el orificio por donde pasa el fluido cambia de ubicación. En la compuerta de la válvula actuada el orificio se encuentra casi junto al alojamiento de la tuerca de levante y en la compuerta de la válvula manual, el orificio se localiza hacia el otro extremo contrario donde se localiza el orificio de alojamiento de la tuerca de levante.

Recomendaciones para su instalación Todas las válvulas deben ser probadas Hidrostáticamente antes de su instalación y verificar que los diámetros de

los asientos, compuertas y paso del cuerpo de la válvula coincidan perfectamente (esto se logra pasando la herramienta llamada Drif).

El fluido que no se drene por si solo del interior de la válvula, debe ser desplazado inyectándole grasa al interior, atreves de la grasera de ½ API L.P. con la que cuenta la válvula en el Bonete.

Debe de estar completamente aislada de presión la Válvula, es decir, no debe tener nada de presión en su interior, por lo que debe desfogarse atreves de la grasera de ½ API L.P. con la que cuenta la válvula en el Bonete.

Identificación Las Válvulas Actuadasa de compuerta se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-002-002-02 Tamaño 3 1/16 Presion de trabajo 10000 psi Tipo de Actuador Neumático Conexión Bridada Clasificación de la temperatura K a U Clase de material EE PSL 2

Válvula con Actuador Hidráulico

Actuador

Bonete

Cuerpo de Válvula

Válvula con Actuador Neumático

Actuador

Bonete

Cuerpo de Válvula

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Con estos datos se identificaría como Válvula Actuda de Compuerta de 3 1/16-10000 conexiones tipo bridado, con Actuador Neumático para una temperatura que va de K (-60°C) a U (121°C) clase de Material EE PSL2.

Porta Estranguladores Descripción Los Porta estranguladores son dispositivos que se utilizan para estrangular el fluido que se está produciendo del

yacimiento. Estos se utilizan para no dañar el medio árbol, ya que como se vio anteriormente las válvulas no deben ser utilizadas para la estrangulación.

Se les conoce como porta estranguladores, ya que en su interior se les coloca el estrangulador, que es por el cual fluye el Gas o el Crudo. Estos estranguladores se identifican por el diámetro interior que tiene cada uno de ellos y se miden en 64´s (1/64,2/64,3/64, etc. ), no es correcto describirlos como de 1/8, ¼, ½, etc.

Estos son utilizados en los medios arboles (generalmente) y en muy pocas ocasiones junto con el cabezal de tubería de producción.

Cuando son utilizados en los medios arboles, estos se ubican junto a las válvulas de las salidas en las cruces o también conocidas como Wings. Son sujetados a dichas válvulas por medio de birlos y debe colocársele entre la cara de la salida de la válvula y la cara de la salida del porta estrangulador un anillo API, lo cual evitara que exista fuga en la conexión.Existen dos tipos de protaestranguladores, estos son: Positivos y Ajustables

Los porta estranguladores Positivos son fáciles de identificar ya que no cuentan con un volante, a diferencia de los

porta estranguladores ajustables, los cuales si tiene un volante. La brida inferior (posicionada en el eje vertical) es por la que sale el fluido y en esta normalmente se coloca

una brida compañera con una rosca, la cual, en dicha rosca se coloca la línea de producción o bajantes del medio árbol.

La brida posicionada en el eje horizontal, es la que se conecta a la válvula que se encuentra en las alas del medio árbol ( la que se encuentra en extremo ), las cuales se unen por medio de birlos y previamente colocando un anillo API entre ambas bridas.

Siempre se busca que la posición del Porta estrangulador sea como la que se muestra en los diagramas, es decir, que la salida se encuentre completamente en posición vertical.

Los Porta estranguladores cuentan con un Tapón que este a su vez tiene un barreno de ½ API L.P. el cual permite colocar un Manómetro que servirá para el registro de la presión con la que cuenta el pozo. El tapón es mantenido en su posición por medio de una Tuerca de Golpe que se rosca en la cuerda exterior Acme con la que cuenta el Cuerpo del porta estrangulador.

Recomendaciones para su instalación Todas los porta estranguladores deben ser probadas Hidrostáticamente antes de su instalación y verificar que las

Ranuras Api no se encuentren golpeadas, así como, la cuerda que recibirá el Estrangulador (Niple Reductor) y el área de sello del asiento del vástago del porta estrangulador ajustable. En el caso de los Porta estranguladores positivos es muy importante asegurarse que la tuerca de golpe que sujeta el tapón se encuentre bien apretada, de lo contrario podría salir disparada, pudiendo causar graves daños al usuario e inclusive hasta la muerte.

Porta estrangulador Positivo Porta estrangulador Ajustable

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Identificación Los Porta estranguladores Positivos o Ajustables se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-100-100-01 Tamaño 3 1/16 Presion de trabajo 10000 psi Tipo Positivo Conexión Bridada Clasificación de la temperatura K a U Clase de material EE PSL 2 Con estos datos se identificaría como Porta estrangulador Positivo de 3 1/16-10000 conexiones tipo bridado, para

una temperatura que va de K (-60°C) a U (121°C) clase de Material EE PSL2. Cachucha de Arbol ( Tree Cap ) Descripción El Tree Cap es el último elemento que se localiza en la parte superior del Árbol de Navidad, por tal motivo como

su nombre lo indica es la “Cachucha del Árbol “. Algunos lo conocen como Adaptador para Lubricador. Esto debido a que cuenta con una cuerda interior la cual sirve para conectar un Lubricador que es utilizado para la instalación de la válvula de contrapresión en el colgador de Tubería de producción, cada vez que es puesto en marcha un pozo o que se requiere ser reparado.

Este en un extremo tiene una cuerda exterior Acme y en el extremo opuesto una brida API, que cuenta con su anillo Api. También cuenta con un Tapón que tiene un barreno de ½ API L.P. el cual permite colocar un Manómetro que servirá para el monitoreo de la presión con la que cuenta el pozo. El tapón es mantenido en su posición por medio de una Tuerca de Golpe que se rosca en la cuerda exterior Acme con la que cuenta el Cuerpo del Tree Cap.

Existen en diferentes medidas como pueden ser 2 1/16-5000 2 9/16-5000 3 1/8-5000 3 1/16-10000 4 1/16-5000 4 1/16-10000 5 1/8-10000 7 1/16-5000 Dependiendo del tamaño que el Tree Cap sea, este variara su tamaño en la cuerda interior, por ejemplo: El de 2 1/16-5000, su cuerda interior es de 2 3/8 EUE 8 HRR ( 8 hilos redondos ) 2 9/16-5000, su cuerda interior es de 2 7/8 EUE 8 HRR ( 8 hilos redondos ) 3 1/8-5000, su cuerda interior es de 3 1/2 EUE 8 HRR ( 8 hilos redondos ) 3 1/16-10000, su cuerda interior es de 3 1/2 EUE 8 HRR ( 8 hilos redondos ) 4 1/16-5000, su cuerda interior es de 4 1/2 EUE 8 HRR ( 8 hilos redondos ) 4 1/16-10000, su cuerda interior es de 4 1/2 EUE 8 HRR ( 8 hilos redondos ) 5 1/8-10000, su cuerda interior es de 4 1/2 EUE 8 HRR ( 8 hilos redondos ) 7 1/16-5000, su cuerda interior es de 6 3/8 EUE 8 HRR ( 8 hilos redondos ) Recomendaciones para su instalación Todas los Tree Caps deben ser probadas Hidrostáticamente antes de su instalación y verificar que las Ranuras Api

no se encuentre golpeada, así como, la cuerda interna, tambien debe asegurarse que la tuerca de golpe que sujeta el tapón se encuentre bien apretada, de lo contrario podría salir disparado el Tapón pudiendo causar graves daños al usuario e inclusive hasta la muerte.

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Identificación Los Tree Caps se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-800-800-01 Tamaño 3 1/16 Presion de trabajo 10000 psi Cuerda Interior 3 1/2 EUE 8 HRR Clasificación de la temperatura P a U Clase de material EE PSL 2 Con estos datos se identificaría como Tree Cap de 3 1/16-10000 con cuerda interior de 3 1/2 EUE 8HRR para

una temperatura que va de P (-29°C ) a U (121°C) y clase de Material EE PSL-2 Anillos Api ( Ring Gasket ) Descripción El anillo API es un aro metálico que está regido por la misma norma API, es decir, toda su geometría, materiales

del que se fabrica, recubrimientos, lo establece dicha norma. Este elemento es el que permite que dos conexiones bridadas no presenten fuga, es decir, en la prueba Hidrostática o de Gas a dos elementos bridados, evita que salga a la atmosfera la sustancia que se encuentra dentro de los componentes bridados (recipientes retenedores de presión).

Su identificación comienza con una “R”, de RING (Anillo) para los que son utilizados en recipientes retenedores de presión con conexiones de baja presión. Existen en diferentes tamaños, entre los que se encuentran (de menor a mayor) R-20, R-24, R-27, R-35, R-39, R-46, R-74.

Los que son utilizados para recipientes retenedores de presión con conexiones de alta presión, su identificación

comienza con las letras “BX”. De la misma manera que los “R”, existen de diferentes tamaños, entre los que se encuentran (de menor a mayor) BX-150, BX-152, BX-154, BX-158, BX-159.

El anillo API se coloca en una ranura que tiene el recipiente retenedor de presión. Este debe embonar sin

ningún problema. Antes de ser colocado se debe asegurar que tanto este como la ranura en la que se alojara, no tiene ningún golpe. Es muy importante que el acabado de ambas partes sea el adecuado (acabado 63), ya que estos hacen un sello que se le llama “METAL – METAL“.

Estos pueden ser fabricados de Acero al Carbón, de Acero Inoxidable, de Inconel. Todo depende de las

condiciones de servicio en las que estará expuesto el equipo. Por ejemplo, para las zonas con alta concentración de salinidad, como sucede en las plataformas marinas, se utilizan normalmente los de Acero Inoxidable. Para los equipos que son instalados en pozos terrestres, se utilizan los de Acero al Carbón y para pozos ya sea en plataformas marinas o terrestres, pero que su concentración de H2S y CO2, se recomienda el uso de los anillos que se fabrican de Inconel.

Los anillos API deben ser fabricados solamente por compañías que cuenten con la certificación del API,

tengan su monograma y numero de licencia, ya que en al final de su proceso, cuando se marquen las piezas, a estos deben colocársele el numero de licencia y el monograma API.

Recomendaciones para su instalación Revisar el marcaje de la pieza, en el que se especifica el tamaño, numero del anillo, monograma API, licencia del

fabricante. Asegurarse que el anillo embone perfectamente en la ranura de la conexión bridada. Evitar colocar algún elemento o sustancia ( como grasa ) entre la superficie del anillo y la ranura de la conexión

bridada. Asegurarse que el anillo anillo API y la ranura de la conexión bridada no tenga ralladuras o golpes, de lo contrario

al momento de realizar, ya sea la prueba Hidrostática o la prueba de gas, no existirá el sello metal a metal necesario y los equipos unidos presentaran perdida de presión por el anillo y la ranura de la conexión bridada.

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Identificación Los API se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-800-100-10 Tamaño R-24 Clasificación de la temperatura P a U Clase de material HH Con estos datos se identificaría como anillo API R-24 para una temperatura que va de P (-29°C) a U (121°C),

clase de material “HH”. Birlos ( Stud ) Descripción Un birlo es tramo de barra redonda con rosca exterior. Puede ser una rosca continua o un tramo roscado en cada extremo y con un tramo a la mitad sin rosca. Los que son rosca continua se les conoce como

esparrago y siempre son utilizados con 2 tuercas del mismo tamaño que el esparrago en su cuerda. Son utilizados para unir dos conexiones bridadas, el esparrago debe ser un poco más pequeño del orificio que tiene la conexión brida donde entrara. Los que tienen solamente los extremos roscados y la parte de en medio sin rosca, se les como birlo, a diferencia de los espárragos este se acompañan de una sola tuerca, que también es del mismo tamaño que del birlo. Este se utiliza en salidas de conexiones, como por ejemplo en la boca de una válvula, para unir el bonete a la válvula y en salidas de las cruces de los medios arboles. La rosca de uno de sus extremos es colocada dentro de una rosca que tiene el recipiente retenedor de presión y en su otro extremo es colocada su tuerca.

Existen en diferentes tamaños, como por ejemplo: .750-10UNC-2A 1.000-8UNC-2A También existen en diferentes grados, como por ejemplo: L7, B7, B7M. Todos los birlos deben contar un recubrimiento, de tal manera que mejore la vida útil del birlo. Por ejemplo

los tipos de recubrimientos que se tienen son: Cadminizados, Teflonados. Los cadminizados normalmente pueden tener un acabado color dorado o color plateado. Los teflonados

pueden tener un acabado en color rojo o azul. Recomendaciones para su instalación Siempre debe asegurarse que la tuerca rosque sin ningún problema en el birlo. Así como cuidar que la rosca no

tenga golpes, de lo contrario, no se podrá roscar e inclusive puede llegar a trabarse. Identificación Los Birlos se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-901-200-20 Tamaño .750-10UNC-2A Numero de tuercas Una Clasificación de la temperatura P a U Clase de material HH Con estos datos se identificaría como birlo de .750-10UNC-2A con 1 tuerca y con una temperatura que va de P (-

29°C) a U (121°C), clase de material “HH”. Protectores de Brida ( Flange Protector ) Descripción

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El protector de Brida, es un elemento en forma de rondana, este tiene un diámetro exterior, un diámetro interior, un espesor y varios barrenos.

El diámetro exterior es el mismo de la conexión bridada con el que se utilizara. El diámetro interior tiene la medida de la ranura Api de la conexión bridada con el que se utilizara. El espesor puede ser de .250” a .375”. Los barrenos con los que cuenta son los mismos que tiene la conexión bridada con la que será utilizado, estos permitirán el paso libre de los birlos que entran en la conexión bridada.

Pueden ser fabricados de materiales como Hule espuma o Nitrilo. Estos normalmente son utilizados en equipos que se utilizan en plataformas marinas y sirven para proteger de

la corrosión las caras de las conexiones bridadas. Son colocados entre cara y cara de las conexiones bridadas. Existen en todos los tamaños de las conexiones bridadas que se tienen de acuerdo a API, como por ejemplo: 2

1/16-5000, 2 1/16-10000, 2 9/16-5000, 3 1/8-5000, 4 1/16-5000, etc. Esto no significa que estén normados por la norma API, es decir, dicha norma no los contempla, más bien para esta, son catalogados como misceláneos.

Recomendaciones para su instalación Asegurarse que no estén desgarrados. Revisar la fecha de caducidad dada por el fabricante. Almacenarlos cuidadosamente, ya que pueden ser aplastados y deformados, por lo que no recuperarían su forma

original. En el caso de los que son fabricados de Nitrilo, deben ser almacenados en bolsas negras que los protejan de la luz y en un cuarto con temperatura controlada de acuerdo a recomendación del fabricante.

Identificación Los protectores de brida se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-666-066-06 Tamaño 2 1/16-5000 Material Nitrilo N-80 Con estos datos se identificaría como protector de brida de 2 1/16-5000, fabricado de material Nitrilo N-80. Protector de Tazón ( Bowl Protector ) Descripción El protector del tazón es simplemente una camisa de desgaste que se instala en el tazón superior de un cabezal de

tubería de revestimiento, carrete de tubería de revestimiento o cabezal de tubería de producción durante las operaciones de perforación y reacondicionamiento. Protege el reborde de carga y las superficies críticas de sellado contra el desgaste y los daños causados por la barrena de perforación, la tubería de perforación y las herramientas que pasen por dentro del cabezal. Los protectores de tazones se instalan y se recuperan mediante una herramienta de instalación tipo J sencilla. Habitualmente estos se instalan inmediatamente después de haberse conectado un cabezal de tubería de revestimiento, carrete de tubería de revestimiento o cabezal de tubería de producción, antes de que se reanude la perforación. Los protectores se aseguran al cabezal o carrete con tornillos de sujeción tipo protector de tazón (tornillos BP) o con un empaque que se introduce en una ranura interior que tiene cada cabezal en su tazón donde entra el protector de tazón. Esto evitara que con el golpeteo de la barrena este se salga de su posición.

Existen protectores de tazones para todos los cabezales de tubería de revestimiento C-22 y C-29 y carretes de tubería de revestimiento que incorporan tornillos de sujeción. También se fabrica una variedad completa de herramientas de instalación para usarse cada una con un protector de tazón, siendo siempre compatible en tamaño ambos.

El protector de tazón es un elemento que se pudiera considerar des-hechable, ya que sufre muchos daños y normalmente ya no se reutiliza, cumpliendo su función una sola vez, una vez que se retira del tazón del cabezal, este se desecha. No se fabrica de un material costoso. Este debe tener un diámetro interior (conocido también como diámetro de paso) que permita el libre paso de la barrena y de todas las herramientas que se quieran introducir durante la perforación, por lo que se debe tener bien registrada su medida.

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Protector de Tazón Herramienta para Instalación del Protector de Tazón Recomendaciones para su instalación Asegurarse que no tenga filos que pudieran dañar el tazón del cabezal. Asegurarse que el protector de tazón y cabezal sean compatibles. Revisar y anotar la marca que indica que diámetro de paso tiene el protector de Tazón. Confirmar que la herramienta soltadora y recuperadora del protector de tazón sean compatibles. Identificación Los protectores de tazones generalmente se identifican utilizando la siguiente información: Información Ejemplo Numero de parte JC-0525-525-25 Tipo JC-0525 Tamaño de la brida superior 11” Tamaño de la barrena 8-1/2” Diámetro interior mínimo del protector de tazón 8-5/8” Este protector de tazón se identificaría como protector de tazón estándar para un cabezal de tubería de

revestimiento tipo JC-0525 con tornillos de sujeción. El diámetro interior será de 8-5/8” para una barrena de 8-1/2”. NOTA IMPORTANTE: obsérvese que el diámetro de paso del protector de tazón es más grande que el diámetro de la barrena, de tal manera que esta pase libremente y que no dañe el protector de tazón desde la entrada. Al solicitar un protector de tazón debe ser también solicitada la herramienta soltadora y recuperadora para este.

Tapón de Prueba ( Test Plug ) Descripción El tapón de prueba de los protectores contra reventones es un dispositivo de sellado que se asienta en el tazón

superior de un cabezal para tubería de revestimiento, carrete de tubería de revestimiento, cabezal de tubería de producción o conjunto de cabezal de pozo de alto rendimiento. Proporciona un sello hermético de presión contra el diámetro interior del tazón del cabezal a probar y permitir realizar una prueba de presión de los protectores contra reventones. Normalmente tiene cuatro agujeros de venteo o de drenaje, los cuales se utilizan al someter a prueba los arietes de tubería de más abajo y que también permiten el llenado de la columna total a probar.

Puede existir una combinación de tapón de prueba de protectores contra reventones y herramienta que permita la

instalación del protector del tazón La combinación de tapón de prueba y herramienta de instalación se introduce con la conexión extremo roscado

hacia abajo para que selle contra el diámetro interior del tazón para realizar pruebas de presión. La tubería puede suspenderse debajo del tapón, eliminando la necesidad de sacar toda la tubería del agujero para la prueba. Tiene un Tapón ciego

Agujero de drenaje

Camisa

Tornillos deRetención

Extremo del pasador

Cuerpo

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sello tipo apriete, cuatro agujeros de venteo o de drenaje y un tapón central removible. La combinación de herramienta se introduce con la conexión de pasador hacia arriba para instalar o recuperar protectores de tazones de 11” a 21 ¼”.

Identificación Los tapones de prueba de los protectores contra reventones se identifican utilizando la siguiente información: Información Ejemplo Tipo Combinación de tapón de prueba de los protectores contra reventones y herramienta de instalación del protector del tazón Tipo de Cabezal JC-026 Tamaño de la brida superior 11” Este tapón de prueba se identificaría como una combinación de tapón de prueba de los protectores contra

reventones y herramienta de instalación del protector del tazón, para un cabezal de tubería de revestimiento JC-026 y un tazón de 11”.

La siguiente figura nos muestra un tapón de prueba instalado dentro de Cabezal y listo para la prueba hidrostática

a los protectores contra reventones y el propio cabezal.

CONTROL DE CALIDAD Y PRUEBAS APLICADAS SOBRE LAS PARTES QUE CONFORMAN UN ARBOL DE NAVIDAD

Tapón de prueba de los protectorescontra reventones

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Calidad Cada compañía tiene su propia política de calidad la cual resume sus expectativas que esta tiene. Esta

normalmente es exhibida en su área de recepción, planta o taller de maquinado y en algunas ocasiones en sus salas de juntas, de tal manera que este a la vista de empleados, proveedores o cualquier visitante.

Un ejemplo de una política de calidad es: La política de calidad de esta compañía (colocar el nombre de la compañía) es Proveer productos y servicios que

reúnan los requerimientos del cliente, que estén libres de defectos y sean entregados a tiempo y su visión esta siempre en la mejora continua.

Podríamos decir que esta es la tarjeta de presentación de una compañía. La política de calidad debe ser

difundida a todos los miembros de la compañía o departamentos que la componen, tratando de que cada uno de ellos la comprenda en su totalidad y la lleve acabo.

Para que la compañía sea certificada en un sistema de calidad, debe ser auditada por un organismo nacional o

internacional externo a la organización, el cual revisa todos los procedimientos con los que cuenta la compañía, de acuerdo al giro que esta desempeña y su manual de calidad.

En el campo de la fabricación de equipo petrolero las normas que más comúnmente se utilizan son: API ( American Petroleum Institute ) Instituto Americano del Petróleo ASME ( American Socity Mecanic Engineer ) Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos API Q1 ( American Petroleum Institute Quality ) Calidad del Instituto Americano del Petróleo En ellas por ejemplo se contemplan cuales son los criterios de: Diseño Control de documentos Compras Manufactura Re manufactura Inspección Marcaje Almacenaje Para que una compañía sea certificada como confiable, debe elaborar su propio manual de calidad el cual

contempla todos los procesos que se desarrollan dentro de la compañía. Además debe mostrar evidencia documentada donde demuestra que si realiza lo que su manual de calidad dice, de lo contrario estaría mintiendo y ello seria motivo de que se le quite su certificación.

Hoy en día, las compañías que no cuentan con una certificación, pierden oportunidades de negocio, en

comparación con aquellas que si cuentan con una certificación. El hecho de tener una certificación, hace que se gane credibilidad en sus productos y que los clientes se

incrementen al saber que están utilizando un producto que cumple con todos los estándares de calidad que le apliquen al momento de ser fabricado.

Regularmente el sistema de Calidad comienza con la dirección, ya que como cabeza de la organización, es la

principal responsable de que el sistema de calidad se cumpla y se respete. Elaboración de procedimientos operativos PROPOSITO

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El propósito es dar la metodología para la elaboración de procedimientos operativos e Instrucciones de trabajo específicos para la compañía que tiene o busca una certificación. ALCANCE Todos los procedimientos operativos e instrucciones que conforman el Manual de Procedimientos. REFERENCIAS Las normas que aplican RESPONSABILIDADES Los Coordinadores de departamentos o serán los emisores de los procedimientos Operativos generados en sus áreas y el gerente los aprobará, para las instrucciones, personal del área serán los emisores y los responsables de la Jefatura o Gerencia serán los que aprueben. La gerencia de cada departamento o su designado verifica la implantación del procedimiento a través de

auditorias internas de calidad. PROCEDIMIENTO Los procedimientos e instructivos tendrán la siguiente estructura: PROPOSITO u OBJETIVO ALCANCE REFERENCIAS RESPONSABILIDADES PROCEDIMIENTO REGISTROS ANEXOS PROPOSITO / OBJETIVO. Se debe establecer el propósito u objetivo del procedimiento. ALCANCE Se debe definir el alcance y aplicación del procedimiento. REFERENCIAS. Se debe indicar los documentos, normas, especificaciones y manuales de referencia que solicitan la emisión,

aplicación del procedimiento y que proporcionan los parámetros de requisitos establecidos. RESPONSABILIDADES.

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Se identifica a los responsables de la implantación, revisión/aprobación y se describe los alcances de la misma así como de las personas que tienen responsabilidad directa en las actividades a realizarse y las de los verificadores.

PROCEDIMIENTO / INSTRUCTIVO. Se describe la metodología o secuencia a seguir para desarrollar las actividades, deben establecerse

parámetros de aceptación y rechazo cuando aplique. Identificar las secuencias aplicables de inspección, prueba o puntos de espera / atestiguamiento y el documento

para documentar las actividades desarrolladas. Los instructivos pueden no contener los apartados de registros y anexos. REGISTROS. Se identifican los registros de calidad, su periodo y el lugar de retención. ANEXOS. Se identifican los registros que documentan las actividades realizadas y que demuestran la evidencia objetiva

de la implantación del procedimiento. ELABORACION, CONTROL Y DISTRIBUCION. Los procedimientos, instructivos y planes de calidad señalan la revisión, fecha de aplicación, el originador, la

persona o personas que aprueban y el No. de página. Los anexos hacen referencia al No. de procedimiento al que pertenecen, la letra que les corresponde y su revisión. El control y distribución de los procedimientos e instructivos se debe documentar. REGISTROS Los procedimientos y planes de calidad generados para la implantación del sistema de gestión de calidad se

considera registros de calidad y deben ser revisados periódicamente, cuando se modifique significativamente la estructura organizativa de la empresa y/o cuando los documentos mandatorios se hallan revisado, solo se mantendrán los procedimientos vigentes y los cancelados se mantendrán en un archivo muerto por espacio de 2 Años.

REVISION GERENCIAL DEL SISTEMA DE CALIDAD PROPOSITO Proporcionar un método para verificar la adecuación y efectividad del Sistema de Gestión Calidad de la compañía ALCANCE Abarca a las políticas del Sistema de Gestión de Calidad. REFERENCIAS API Q1 Api 6A

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RESPONSABILIDADES El Gerente de Operaciones es responsable de la implantación efectiva del presente procedimiento, así como de

tomar las medidas necesarias para que este se cumpla. Los representantes departamentales, gerencial y el de aseguramiento de calidad nominados deben ser responsables de la implementación total de cualquier recomendación, acción correctiva o preventiva posterior a la revisión gerencial, dentro de los periodos de tiempo especificados. PROCEDIMIENTO Anualmente el Gerente de Calidad revisa la evidencia documental para asegurar su continua consistencia, adecuación y eficacia de las políticas de Calidad y objetivos del Sistema de Calidad. Las evidencias documentadas de la efectividad del programa de calidad pueden ser suministradas por uno o más

de las siguientes fuentes: a.- Reportes de auditorías internas y externas así como de los agentes externos llevadas a cabo durante el

periodo. b.- Solicitudes de acciones correctivas y preventivas emitidas. c.- Reportes de no conformidad y de defectos d.- Servicio y quejas del cliente e.- Alguna otra recomendación que la gerencia operativa considere pertinente. El gerente de operaciones o su designado revisan y evalúan la documentación listada en el párrafo anterior, y así

asegurar que la información relevante sobre las acciones efectuadas, se sometan a revisión de la gerencia operativa . Se presenta un informe para dar a conocer el resultado de la evaluación. El personal involucrado en la evaluación no debe tener responsabilidad en las actividades a verificar. Se emite un informe de la evaluación de la revisión gerencial indicando los documentos consultados, personal entrevistado, firma del personal que realizó la evaluación y se debe especificar si el resultado de la misma referente al sistema es adecuado y efectivo. El gerente de operaciones determina una vez concluída la revisión, si el sistema de calidad de la organización continua siendo consistente, si es adecuado con forme a las políticas y objetivos y finalmente si mantiene su eficacia. Después de la revisión gerencial, cualquier recomendación debe ser documentada por cualquiera de los siguientes medios: Emisión de una solicitud de acción correctiva o preventiva Instrucciones documentadas de los representantes departamentales responsables de las áreas concernientes. Minutas de trabajos. El seguimiento de las recomendaciones hechas por la gerencia operativa se realiza por alguno de los siguientes

métodos: Cierres de acciones correctivas o preventivas emitidas Respuestas documentadas de los representantes gerenciales responsables de tareas asignadas. Revisiones gerenciales subsecuentes.

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REGISTROS Los registros que se generen producto de la implantación de procedimientos se consideran de calidad y deben ser

mantenidos en Aseguramiento de Calidad por un periodo de dos años, una vez terminado su periodo de retención se envían al archivo muerto, ahí se mantendrán por 3 años más y finalmente serán destruidos en su totalidad.

Pruebas Hidrostáticas Las pruebas hidrostáticas son las más comúnmente utilizadas en la fabricación de arboles de válvulas, esto debido

a que se utiliza un recurso barato (agua), de fácil acceso y no contamina. Se requiere de una área designada únicamente para realizar estas pruebas, normalmente se trata de un cuarto, siempre debe permanecer cerrado, bien identificado y que se controlen los accesos a este, por cuestiones de seguridad, ya que al momento de estas realizando alguna prueba, nadie debe estar cerca del recipiente que este siendo sometido a presión o dentro del cuerto de pruebas. Normalmente se recomienda que sean utilizadas puertas que se abran manualmente y que hayan sido fabricadas para soportar y detener algún objeto que pudiera salir expulsado durante el tiempo que se realiza la prueba. Regularmente las puertas están fabricadas de lamina que puede ser de 1/8 de espesor ( por ambas caras ) y colocar una cámara de madera en medio, para amortiguar el impacto del objeto que pudiera salir expulsado. Los componentes que normalmente están expuestos para salir expulsados son:

Graseras que no hayan sido bien apretadas. Birlos que pudieran no haber sido bien sujetados. Tornillos Radiales o de Sujeción que no hayan sido bien roscados. Así mismo se recomienda que las paredes del cuarto cerrado sean de concreto armado y que en alguno de sus

muros contenga un cristal de suficiente espesor de tal manera que resista el impacto de algún objeto que pudiera salir proyectado.

Todas la pruebas hidrostáticas se rigen por la Norma que define los criterios de fabricación de equipos

petroleros, la API 6A. En esta se definen los componentes que deben ser probados hidrostáticamente, cuantos ciclos deben ser y el tiempo que debe durar cada ciclo.

Anexo se puede ver la tabla del API que especifica la presión de prueba hidrostática a la que deben someterse

los cuerpos bridados (tomada de la norma API 6A edición 19va tabla 19)

Tamaño nominal de la Brida

Rango de la presión detrabajo ( lbs/pulg2)

13 5/8 y menores ( lbs/pulg2) 16 3/4 y mas grandes ( lbs/pulg2)

2000 4000 3000

3000 6000 4500

5000 7500 7500

10000 15000 15000

15000 22500 22500

20000 30000 -------- Para equipos con diferentes tamaños de bridas y diferentes presiones, la presión que debe aplicarse al

momento de realizar la prueba hidrostática debe ser la de menor tamaño y menor presión. Los criterios de aceptación para saber si el equipo está bien es que durante la prueba hidrostática no debe

haber goteo ni descender la presión en el manómetro que registra la presión a la que se esté realizando la prueba hidrostática.

A las válvulas de compuerta se les debe realizar tres pruebas, la primera es la prueba que se le denomina de casco (esta es solamente para el cuerpo de la válvula). Se debe realizar colocando una tapa completamente ciega en uno de sus extremos bridados y otra tapa en su otro extremos bridado (esta última tapa debe tener un orificio por el

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cual se conectara la línea que será utilizada para introducir la presión). La válvula debe dejarse con la presión de prueba durante 3 minutos, tiempo en el cual el manómetro contenido en el centro de pruebas no debe registrar perdida de presión, después se debe bajar a cero la presión y posteriormente volver a meter presión y dejarla durante 3 minutos. Finalmente se debe eliminar toda la presión para que no represente ningún riesgo la válvula. Posteriormente de haber terminado esta prueba, se procede a realizar la prueba que se le llama asientos aguas arriba y la ultima que se le denomina asientos aguas abajo. Esta consiste de la misma manera como se le realizó al cuerpo (con una brida que sirve de tapa en uno de sus extremos bridados de la válvula y el otro extremo descubierto). Se cierra completamente la válvula con la compuerta y se procede a introducirle presión, con lo cual no deberá pasar ninguna gota de agua hacia el extremo de la válvula que esta descubierto y dejarse por un periodo de 15 minutos la presión, posteriormente se debe repetir el mismo proceso 2 veces más. Finalmente se elimina la presión contenida dentro de la válvula hasta que el manómetro contenido en el centro de pruebas registre CERO. Se cambia la brida por la que se introdujo la presión a l otro extremos bridado de la válvula, se cierra completamente la válvula con la compuerta y se realizan los 3 ciclos similares a los anteriormente mencionados, con esto estaremos probando el sellado entre el otro asiento y la compuerta, los criterios para saber si es aceptable o no el producto es el mismo, es decir, que el manómetro contenido en el centro de pruebas no debe registrar perdida de presión y no debe pasar ninguna gota de agua entre el asiento y la compuerta. Siempre es recomendable elaborar un procedimiento que detalle las secuencias anteriormente mencionadas, se le de el entrenamiento al personal que realice dicha actividad. De preferencia debe mantenerse cerca del área de pruebas hidrostáticas, de tal manera que si existe alguna duda, rápido puede ser aclarada.

El trabajo de pruebas hidrostáticas debe ser realizado por personal que haya recibido y comprendido claramente la capacitación, ya que estará expuesto de manera directa con el elemento llamado PRESION, el cual una desconcentración o mal uso de la instalación, puede terminar en una desgracia. Nunca debe caerse en exceso de confianza ni descuidarce el centro de pruebas cuando se este realizando alguna prueba, siempre es recomendable que si algo se deconoce o se tiene duda, mejor se pregunte al supervisor inmediato y si este no sabe o no responde a la duda, se pregunte al departamento de Ingeniería.

Una vez que haya concluido la prueba hidrostática, se debe proceder a introducir en el diámetro de paso un elemento conocido como DRIFT. Este permite asegurarse que el diámetro de paso de la válvula, los asientos y las compuertas están todos alineados. Esto con la finalidad que en el campo de trabajo, en caso de que se requiera pasar algún elemento atreves del diámetro de paso de la válvula, este pase sin ningún problema de lado a lado. Dicho drift debe tener una medida controlada (de acuerdo a la norma API 6A), dependiendo del diámetro de paso de la válvula.

La siguiente figura nos muestra el diagrama del DRIFT y la tabla las medidas de este. 42” L

D2 D1

Mango de trabajo

Tamaño Nominal de la 

Brida Tamaño de Paso 

Nominal  L min   D1 

(+.027") D2 

(+.027") 

1  13/16  1.81  3.00  1.78  1.52 

2  1/16  1.81  3.00  1.78  1.52 

2  1/16  2.06  3.00  2.03  1.9 

2  9/16  2.56  3.00  2.53  2.35 

3  1/16  3.06  3.06  3.03  2.88 

3  1/8  3.12  3.12  3.09  2.88 

4  1/16  4.06  4.06  4.03  3.83 

5  1/8  5.12  5.12  5.09  4.97 

7  1/16  6  6.00  5.97  5.85 

7  1/16  6.12  6.12  6.09  5.97 

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7  1/16  6.38  6.38  6.34  6.22 

7  1/16  6.62  6.62  6.59  6.47 

7  1/16  7.06  7.06  7.03  6.91 

9  9  9.00  8.97  8.85 

Nota: todas la dimensiones son el pulgadas  Inspección de Dureza La inspección de dureza es considerada como una prueba no destructiva, ya que solamente deja una huella en

la pieza a la que se le toma la dureza. La prueba Brinell para determinar la dureza de un Material metalico consiste en la aplicación de una carga

conocida a la superficie del material para ser probado atraves de un balin con un diametro tambien conocido. El diametro de la marca permanente impresa en el material es medida en numero de dureza Brinell ( BHN ). El tamaño y caracteristicas del balin y la magnitud de la carga aplicada debe ser estandarizados. En el estandar de prueba Brinell, un balin con 10 mm de diametro, es utilizada una carga de 3000, 1500 o 500 kilogramos. Esto es deciable aunque no mandatorio, para que la carga de prueba este de tal magnitud para que el diametro de la impresión este en el rango de 2.50 a 4.75 mm. Las siguientes cargas de prueba y numero de brinelll aproximado para los rangos de impresión de los diametros estan: 3000 kg 160 a 600BHN; 1500 kg 80 a 300 BHN, 1500 kg 80 a 300 BHN; 500 kg 26 a 100 BHN. La carga debe ser aplicada con continuidad y sin intervalos de descanso por lo menos dejandola 15 segundos para hierros fundidos y/o aceros. Para la prueba de otros aceros, por lo menos debe dejarce aplicada la carga 30 segundos.

En la fabricación de productos para la industria petrolera, es muy importante controlar la dureza de los materiales, ya que estos pueden ser dañados con mucha facilidad en caso de que el material sea muy duro o muy blando.

Es recomendable que la compañía cuente con un procedimiento para realizar la inspección de dureza, de tal manera que en el se especifiquen los criterios con los que deben ser realizadas las pruebas, parámetros de aceptacíón, zonas en las que deben ser realizadas las pruebas a los equipos, como debe medirce la prueba, como marcar en la pieza el valor de la dureza obtenida. Esto permitirá que el personal responsable de realizar dicha prueba utilice criterios homogenios y que no quede a criterio propio de quien la realice.

El personal que realizará la Inspección de dureza debe estar capacitado, contar con el equipo necesario ( utilizando siempre instrumentos de medición calibrados ) King, el instrumento de medición debe tener colocada una etiquete que demuestre que dicho instrumento fue calibrado, la fecha en que este se calibro por ultima vez y la próxima fecha de calibración.

Al personla que realiza la inspección de dureza de preferencia debe realizarcele un examen de la vista cada año, ya que, la vista juega un rol importantisimo en este trabajo.

La lectura de la dureza se toma de la siguiente manera: 1) Se aplica una carga de 3,000 kg en la pieza con el instrumento llamado KING de tal manera que el balin deje

una huella en la parte a Inspeccionar. 2) Se toma la lectura con un Microscopio Brinell ( Brinell Scope ) el cual tiene una escala. 3) El valor leido en la escala es comparado con una tabla de valores, la cual establece el valor de la dureza

Brinell según el tamaño de la huella y se le marca con numero de golpe a la parte inspeccionada cerca de donde quedo la huella impresa y en una zona que este visible.

Las siguientes figuran muestran cada uno de los pasos descritos anteriormente.

55

Paso 1 Paso 2 Paso 3 Nota Importante: La huella dejada por el balin en la parte a la que se le esta tomando la dureza, debe ser completamente cicular para ser tomada correctamente la lectura, de lo contrario si la huella esta ovalada, debe ser revisado el balin, ya que muy probablemente este se encuentra dañado y deba ser reemplazado por uno nuevo y volvera a hacer la impresión de la huella al material que se esta inspeccionando. Tambien se recomienda tener un block patron, es decir con una dureza definida, de tal manera que en el se tome una muestra ( por lo menos despues de haber realizado unas 20 tomas de dureza ) de tal manera que el valor de la dureza del block patron, se repita en la lectura realizada, estos nos permitira asegurarnos que el instrumento de medicion esta trabajando correctamente y las lecturas tomadas con el son confiables. En caso de tener alguna variación deben analisarce a detalle las prosibles causas que pudieran estar causando la variación para que sean modificadas o correjidas.

Todos los instrumentos deben ser manejados con mucho cuidado, protejiendolos siempre de que no sufran algúnn golpe que los pueda desajustar.

Las siguientes figuras nos muestran el King , el Microscopio Brinell y un Block Patron para verificación de dureza.

King Micrometro Brinell Block Patron

La tabla siguiente nos muestra una escala de Durezas equivalentes en Brinell , Rockwell y Vickers. La cual nos

indica los valores tomados apartir con un King que cuenta con un balin de 10 mm y fabricado en carburo de tungsteno.

ESCALA DE DUREZA BRINELL - ROCKWELL - VICKERS

CUADRO COMPARATIVO DE DUREZAS BRINELL  ROCKWELL 

VICKERS BRINELL  ROCKWELL 

VICKERS dia. mm BHN  B  C  dia. mm BHN  B  C 

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2.30  712  ‐  66  925  3.55  293  ‐  32  292 2.35  682  ‐  65  900  3.60  285  ‐  31  285 2.40  653  ‐  63  870  3.65  277  ‐  30  278 2.45  627  ‐  61  810  3.70  269  ‐  29  270 2.50  601  ‐  59  745  3.75  262  ‐  28  261 2.55  578  ‐  57  680  3.80  255  ‐  27  255 2.60  555  ‐  55  630  3.85  248  100  26  249 2.65  534  ‐  53  600  3.90  241  99  25  240 2.70  514  ‐  52  580  3.95  235  98  24  235 2.75  494  ‐  50  560  4.00  229  97  22  229 2.80  477  ‐  49  540  4.05  223  96  21  223 2.85  461  ‐  48  520  4.10  217  95  20  217 2.90  444  ‐  46  500  4.15  212  94  20  212 2.95  429  ‐  45  470  4.20  207  93  19  207 3.00  415  ‐  44  435  4.25  201  93  15  201 3.05  401  ‐  43  423  4.30  197  92  14  197 3.10  388  ‐  42  401  4.35  192  91  13  192 3.15  375  ‐  40  390  4.40  187  90  12  187 3.20  363  ‐  39  380  4.45  183  89  11  183 3.25  352  ‐  38  361  4.50  179  88  10  179 3.30  341  ‐  37  344  4.55  174  87  9  174 3.35  331  ‐  36  334  4.60  170  89  8  170 3.40  321  ‐  35  320  4.65  167  85  6  167 3.45  311  ‐  34  311  4.70  163  84  5  163 

3.50  302  ‐  33  303  4.75  159  83  4  159 

Un ejemplo de la dureza que debe tener un anillo API ( Ring ) de acuerdo a la Norma API 6A es la siguiente:

Material  Dureza Máxima 

Acero al Carbón  56 HBN 

Aleaciones de Bajo Acero al Carbon  68 HBN 

Aceros Inoxidables  83 BHN 

Aleaciones al Nickel  92 BHN 

Otro ejemplo que podemos tomar de la Norma API 6A, es la dureza de los cuerpos retenedores de presión como son válvulas, cabezales, cruces y que estan en función al valor del esfuerzo máximo a la sedencia que tiene el material es:

Esfuerzo a la Sedencia  Dureza Brinell Minima 

36K  140 BHN 

45K  140 BHN 

60K  174 BHN 

75K  197 BHN 

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FABRICACION DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES DE UN ARBOL DE NAVIDAD

Planeación del Producto La planeación demanda el trabajo en conjunto con todas las áreas de una organización con el fin de lograr los

objetivos de ventas, utilidades y retorno a la inversión. La mayoría de las compañías manufactureras tienen los objetivos de maximizar sus servicios a sus clientes,

teniendo eficiencias en producción (Manufactura) y minimizar su inversión en inventarios. Para lograr una mejor planeación en este campo utilizaremos el sistema MRP (Planeación de Requerimientos de

Materiales). En planeación de producción, Manufactura debe determinar los recursos que necesitará ya sea por semana,

quincena o mensualmente y por línea de producto para cumplir las proyecciones de ventas. Dado que el objetivo de manufactura es tener eficiencia de producción y estabilidad, rara vez se dará el caso que el plan de producción coincida exactamente con el plan de ventas. Las diferencias son reconciliadas con incrementos o decrementos de inventario.

Debido a la naturaleza de alto nivel del plan de producción y las incertidumbres que rodean al plan de ventas, no

es necesaria la planeación de requerimientos de capacidad que detallen esta etapa. En su lugar, Manufactura puede usar guías aproximadas de cuales son sus capacidades, como cuántas unidades de línea de producción han sido producidas en el pasado, las horas de mano de obra directa u horas de ensamble necesarias.

Para tener una mejor planeación se recomienda tener por lo menos una reunión al mes donde se resolverán

aquellas diferencias que se puedan encontrar en algún proceso, ya sea de compras, ventas o Manufactura. Esta junta puede ser denominada como Junta de Planeación de Producción. Durante la cual las diferencias entre lo que se quiere vender, lo que Manufactura puede producir y lo que finanzas puede tolerar en el incremento de los inventarios son resueltos.

Es muy recomendable elaborar un resumen de cada uno de los acuerdos que se tomen en dicha reunión así como

definir las responsabilidades de aquellos que se debe resolver y también establecer plazos, de tal manera que en las siguiente reunión que se realice se revisen los avances y así tener un panorama claro de las metas que busca la organización.

Planeación de Requerimientos de Materiales ( MRP ) En la Planeación de Requerimientos de Materiales , se elabora un programa maestro para cada uno de los

proyectos, con cada uno de sus componentes. Estos es hecho de tal manera que las partidas con el tiempo de entrega mas largo sean las primeras en ser atacadas y las que requieran un tiempo mas corto, después, e idealmente cada una es terminada justo en el momento que es necesitada.

Objetivos del MRP El objetivo principal de un buen manejo en la Planeación de Requerimientos de Materiales es: . Que ordenar ? . Cuanto ordenar ? . Cuando ordenar ? . Programar las entregas Esto nos da como resultado las cantidades necesarias de :

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. Materias primas . Partes para maquinar en planta . Sub-ensambles . Ensambles Manejo del Sistema MRP Como en todos los procesos , para simplificar el trabajo utilizaremos un sistema de computo llamado MRP,

dentro del cual los módulos Básicos que deben ser bien manejado para una buena planeación son: Modulo de Ingeniería o Lista de Materiales ( Bill of Materials ) Control de Piso ( Shop Floor Control ) Control de Compras ( Purchasing Control ) Control de Inventarios ( Inventory Control )

Módulo de Ingenieria o Lista de Materiales ( Bill of Materials ) En este modulo se alimentan: Los Números de Parte La descripción del producto Dibujo y revisión del número de parte y dibujo lo cual nos permitirá dar una mejor identificación y control de cada uno de los productos que utilicemos dentro de

nuestro proceso. La siguiente figura nos muestra los campos que se utilizan en el módulo de ingeniería al momento de dar de

alta un número de parte. La letra “A” en action code, significa que se ADICIONA un nuevo número de parte. Si se desea eliminar un número de parte, en action code, se colocará la letra “D”. Si colocamos la letra “C”, es para cambiar algún dato del número de parte.

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Al colocar la letra “R”, solamente se revisara los datos del número de parte.

Es recomendable que cuando se genere un número de parte , cada uno de los dígitos tenga un significado. Esto

nos permitirá identificar por familias nuestros productos. Por ejemplo JC-02-216-2000 Las literales JC , son el nombre de la compañía. 02 , es la familia de las Válvulas. 216 , el tamaño de Válvula es 2 1/16. 2000, es la presión máxima de trabajo a la que podrá ser sometida la válvula. JC-05-216-2000 Las literales JC , son el nombre de la compañía. 05 , es la familia de las Bridas. 216 , el tamaño de Brida es 2 1/16. 2000, es la presión máxima de trabajo a la que podrá ser sometida la Brida. La pieza a la cual se le genere un número de parte , puede ser una pieza para que se maquine y ensamble en la

planta o sea una pieza de compra. Para tal efecto , estas se diferenciaran de la siguiente manera: Las partes compradas serán código “ B “ Las partes a maquinar o ensamblar serán código “ A ” También se deberá indicar el status del número de parte, utilizando el siguiente criterio: Si el número de parte aun no ha sido aprobado por ingeniería , se le pondrá Status “ 3 “ y si ya fue aprobado por

ingeniería , será Status “ 2 “.

60

Es muy importante que se genere un dibujo, el cual represente todas las acotaciones necesaria que permitan la fabricación del producto o indique como se debe hacer un ensamble.

Un solo número de dibujo puede servir para diferentes números de parte, ya que, varias piezas geométricamente pueden ser iguales , solo que el Material del que se fabricará puede variar, siendo este el motivo para que se genere un número de parte por cada componente.

Al dibujo puede ser necesario en algún momento hacerle una revisión.Esto puede ser como consecuencia de algún

cambio en alguna dimensión, acabado o tolerancia. Al número de parte se le hace una revisión, si la descripción del producto cambia, al agregar algún marcaje al

producto o si el dibujo cambio. Para documentar dicho cambio se emite lo que se llama un CAMBIO DE INGENIERIA. Los cambios de ingeniería pueden ser de 3 clases: Clase 1 Tire todo lo que tiene en Stock y Fabriquelo de nuevo. Clase 2 Utilice todo lo que tiene en Stock e implementece en la próxima orden. Clase 3 Nueva emisión. Significa que la parte es nueva. Para señalar el nivel de revisión se utilizaran literales, empesando con la letra “ A “, luego la letra “ B “ ,

posteriormente la letra “ C “ y así sucesivamente utilizando las letras del abecedario. En caso de que se hayan terminado las letras del abecedario, se puede utilizar 2,3 o màs veces una misma letra.

Una vez que se han generado los Números de parte, se procede a elaborar una estructura. En esta se

encuentran cada uno de las partes que componen a una pieza. Si se tiene una sola pieza que necesita una materia prima para poder terminarla, esta solamente tendrá un solo

componente. Ahora bien, si se tiene una pieza compleja la cual la componen varias partes, esta tendrá tantos componentes como se requieran.

Otro detalle que es muy importante definir al momento de abrir un número de parte es definir su unidad de

medida, esta puede ser: Pieza y se representará con las letras “ EA “. Pulgadas y se representará col las letras “ IN “ Juego y se representara con las letras “ JG” La siguiente figura nos muestra los campos que se utilizan en el módulo de ingeniería al momento de dar de alta

una estructura.

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La letra “A” en action code, significa que se ADICIONA una nueva estructura. Si desea cambiar un componente de una estructura,en action code,se colocará la letra “C”. Si colocamos la letra “D”, es para un componente de una estructura. Al colocar la letra “R”, solamente sirve para revisar la cantidad de un componente dentro de la estructura. Ahora si, ya que se tiene generados los números de parte necesarios, es posible elaborar una lista de materiales (

BILL OF MATERIALS ). Para poder diferenciar las partes padre de un componente, la estructura esta elaborada por partidas ( item ) o

niveles bajos ( low level ). Por ejemplo: Si se tiene el Número de parte de una válvula de compuerta y esta tiene varios componentes, la parte padre del

Nivel 1 es el Nivel 0 , la parte padre del nivel 2 es el nivel 1 y así sucesivamente.

NivelNúmero de

Parte Número de Dibujo Rev Qty UM Descpcion

0 E50374-003 NO-DWG 0 EA VALVULA ENS 3 1/16-10M MOD.D,X-DD, PSL2

1 112294 D-112294 A 1 EA TCA PRENSAEMPAQUE 1.3,XDD MOD.D,P/VALV.3 1/16-10M

0.2 70-830-351 NO-DWG C 2 IN BAR SOL 4130 3.50DE CTT M21509,PSL-2+ K-U

1 113157 125051 T/C RV.B 0 1 EA

TCA PORTABALERO 3 1/2-8UN P/VALV. 3 1/16-10K

0.2 70-830-351 NO-DWG C 3.875 IN

BAR SOL 4130 3.50DE CTT M21509,PSL-2+ K-U

1 116446 116446 T/B RV.E 0 1 EA BUJE GUIA DEL VAST D1.3 NYLON MC-901

1 118600 118600 T/B RV.B 0 1 EA GRASERA 1/2 LP AISI-316 SMS-129 10000 WP

1 125958 125958 T/A 0 1 EA RONDANA DE 2DE.X .812DI.X X.148 ESP.

62

RV.0 ACERO AL C

1 159314 159314/609573 0 1 JG JGO DE EMPAQUES 2DE X 1 3 /8DI X 1.216LG P/AMINAS

1 43947 125052 T/B RV.0 0 1 EA ANILLO PARTIDO 3 1/16-10K MOD. C-D

0.2 70-830-250 NO-DWG C 1.375 IN

BAR SOL 4130 2.50DE CTT M21509,PSL-2+ K-U

1 606903 606903 T/A RV.B A 8 EA

BIRLO 1 1/4-8UN X 6 1/2 LG. GRADO B7 TEFLONADO

1 606986 NO-DWG A 8 EA TCA HEX 1 1/4-8UN A194-2H TEFLONADO

1 609572 D-609572 A 1 EA ANILLO ANTIEST. 1.997DE X 1.378DI X .125ESP,AAEE

0.2 70-835-225 NO-DWG 0 0.25 IN BAR SOL 410 2.25DIA 75K M33005

1 68953 68953 T/C RV.G A 1 EA

VOLANTE 24" 15/16 EM-9005 (A216 WCB ) P/3 1/16-10M

1 72289 72289 T/B RV.0 A 1 EA

ANILLO O NO.236 NITRILO 3.512D.EX3.234D.IX.139SEC

1 86021 NO-DWG 0 2 EA BALERO TIMKEN T-144W

1 E50018-001 E50018 T/C RV.B 0 1 EA EXPANSOR 3 1/16-10M U-DD PSL3 SMS-125

1 E50825-002 E50825 T/D RV.0 0 1 EA

VALVULA CPO BDADA 3 1/16- 10M,X-DD,PSL2,API 14D

0.2 26-C-795 26-C-795 REV.Q 0 1 EA

FUND CPO VALV 3 1/16-10M C/SAL-BDADAS,SMS-115

1 E50826-002 E50826 T/C RV.0 0 1 EA

BONETE CPO 3 1/16-10M MOD D,P/VALV MANUAL,X-DD,PSL2

0.2 51069553 FV-0014 (PEND) A 1 EA

FOR 4130 P/BON 3 1/16-10M MOD.D,M21509,PSL2,XDD,CTT

1 E50946-001 NO-DWG 0 2 EA ASIENTO ENS 3 1/16-10M XD MOD.D,PSL2,API

0.2 111002 111002 T/B RV.A 0 1 EA RETEN.MOD 3 1/16-10K 17-7 SS

0.2 113047 113047 T/A RV.0 A 2 EA

INSERTO ASTO 3 1/16-10M MAT.TEFL.VIRGEN, SMS-602

..3 51168001 NO-DWG A 0.55 IN TUB.TEFLON VIRGEN 4DE X 3 DI X 14LG, E55501

0.2 E50947-001 E50947 T/C RV.0 0 1 EA

ASIENTO CPO 3 1/16-10M XD D,PSL2,W/STELLITE

1 E50948-001 NO-DWG 0 2 EN COMPTA ENS 3 1/16-10M MOD D,X-DD,PSL2

0.2 123589 123589 T/A RV.0 0 1 EA

PERNO PRESION 3/8 X 1 1/4 LG.TIPO A MAT.410 SMS-127

0.2 E50949-001 E50949 T/C RV.0 0 1 EA COMPTA CPO 3 1/16-10M MOD D,PSL2,X-DD

1 E50950-001 E50950 T/C RV.0 0 1 EA VASTAGO 3 1/16-10M MOD.D X-DD PSL2

0.2 51005188 NO-DWG A 17.5 IN BAR SOL 630 2"DIA CTT M36201

1 E50951-001 136007 T/C RV.A 0 1 EA

IMPULSOR 3 1/16-10M MOD.D PARA VALVULA DE COMPUERTA

0.2 51103425 NO-DWG 0 1 EA FUND P/IMPULS 3 1/16 CTT REF.DIB.GC-1106 SMS-127

1 E50952-001 E50952 T/B S/R 0 1 EA SELLO BONETE 3 1/16-10M X-DD,PSL-2

0.2 51005558 NO-DWG 0 1.75 IN BAR SOL 410 7 1/4DIA CTT X-DD,M33005, PSL-3

1 E50954-001 E50954 0 1 EA PLACA DE ESPECIFICACIONES P/VALV.

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1 F10607-008 NO-DWG 0 1 EA TCA HEX 3/4-10UNC-2B A194 2H,CADMINIZADA

Cada una de las partidas tienen su propio Número de parte, Dibujo, Nivel de Revisión, Cantidad necesaria para el

Ensamble y Descripción. Elaboración de Ingeniería Para la elaboración de Ingeniería es recomendable elaborar Standares de Ingeniería, esto nos permitirá la

compatibilidad en nuestros productos y cumplir con las Normas Vigentes que determinan los criterios de diseño y aceotación de productos para la industria del petróleo.

Para tal efecto existe el departamento de ingeniería, el cual se encargará de la elaboración de los dibujos,

especificaciones de materiales, realizar los cálculos de diseño, selección del material adecuado para el producto, revisar y aprobar cualquier desviación del producto.

Se podría decir que del departamento de ingeniería es desde donde se inicia todo el proceso de los productos.

El departamento de ingeniaría debe tener en cuanta al momento de seleccionar las materias primas que estas no tengan exceso de material, ya que, ello implicaría costos adicionales como mas tiempo de maquinado.

Estandar de Ingeniería Al igual que los números de parte y los dibujos, los estandares de ingeniería, pueden sufrir cambios, por lo

que aquí también se le debe asignar un número único a cada estándar y un campo que indique su revisión. El siguiente ejemplo nos muestra un estándar de ingeniería.

NUMERO  DIAMETRO  ANCHO DE  PROFUNDIDAD DE ANILLO  EXTERIOR DE  LA RANURA  DE LA RANURA    LA RANURA          A    +.03 / ‐.00  B    +.03 / ‐.00  C    +.03 / ‐.00 

R20  7.92  0.75  0.45 R23  8.42  0.75  0.45 R24  9.11  0.75  0.45 R26  9.17  0.81  0.52 R27  10.11  1.06  0.64 

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R31  11.42  0.75  0.45 R35  11.61  0.94  0.58 R36  13.55  0.75  0.45 R37  13.74  0.94  0.58 R39  15.88  0.75  0.45 R41  17.89  1.34  0.77 R44  19.38  0.75  0.45 R45  19.49  0.94  0.58 R46  21.88  0.75  0.45 R47  22.11  1.06  0.64 R49  23.86  0.81  0.52 R50  24.11  1.06  0.64 R53  27.75  0.75  0.45 R54  28.62  0.75  0.52 

R57  31.25  0.81  0.58 

Nota: todas las dimensiones están dadas en pulgadas  Especificación de Material Al igual que los números de parte, los dibujos y los estandares de ingeniería, las especificaciones de materiales

pueden sufrir cambios, por lo que aquí también se le debe asignar un número único a cada especificación y un campo que indique su revisión.

En las especificaciones de materiales de preferencia se debe de indicar lo siguiente: Composición química ( contenido de Carbón, Hierro, Azufre , Niquel, Molibdeno, Etc ) Esfuerzo de sedencia Dureza del material ( Brinell o Rockwell ) Ensayos destructivos o no destructivos Prueba de impacto Tratamiento térmico Las especificaciones de materiales también deben estar basadas en normas. Normalmente las que se utilizan

son ASTM, ASME. El siguiente es un ejemplo de una especificación de Material: Documento JC-Material-AISI 4130 Rev. A Aceros Forjados AISI 4130

Rev. Cambio de Ingría. # Fecha Elaboró Revisó Aprobo A MAT-00100-2008 Enero 20,2008 RCG LCCG JCG

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Resumen: Esta especificación cubre todos las Forjas , Barras, Soleras de Aceros AISI 4130, con un esfuerzo a la Sedencia de

75,000 PSI. 1.0 Alcance: Forjas , Barras, Soleras de Aceros AISI 4130, con un esfuerzo a la Sedencia de 75000 PSI, para un servicio poco

corrosivo. 2.0 Especificaciones aplicables API 6A AISI 4130 ASTM A370 3.0 Requerimientos Químicos La composición química del acero debe cumplir con los siguientes limites ELEMENTO AISI 4130 DIN 1.7218 AFNOR 30CD4 JIS 4106 SCM2 C 0.28 – 0.33 0.22 -0.29 0.28 – 0.34 0.28 – 0.33 Mn 0.40 – 0.60 0.50 – 0.80 0.60 – 0.90 0.60 – 0.85 Cr 0.80 – 1.10 0.90 – 1.20 0.85 – 1.15 0.90 – 1.20 Mo 0.15 – 0.25 0.15 – 0.30 0.15 – 0.30 0.15 – 0.30 P, max 0.025 0.025 0.025 0.025 S, max 0.025 0.025 0.025 0.025

Si 0.15 – 0.35 0.15 – 0.40 0.15 – 0.40 0.15 – 0.35 Total Residual 1.00 1.00 1.00 1.00 4.0 Propiedades Mecánicas El material deberá cumplir con los siguientes requerimientos Min. Esfuerzo a la Tension ………………………………95,000 psi Min. Esfuerzo a la Sedencia ……………………………..75,000 psi Min. Elongacion en 2” …………………………………...17% Min. Reducción de area ………………………………….35% Dureza Brinell …………………………………………….197 – 237 5.0 marcaje Cada materia prima debe ser marcada con su numero de parte, Nivel de revisión, Número de especificación de

material, nivel de revisión, numero de colada y orden de compra. 6.0 inspección Cada forja debe ser inspeccionada visualmente, recibida con su orden de compra y certificados de calidad y

garantia.

-------------------- fin de especificación JC-Material-AISI 4130 ------------------------

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Generación de una orden de Venta El primer paso que se debe dar para tener una venta es elaborar una cotización al cliente, la cual contiene

todos los materiales que este necesita y marca los términos y condiciones en los que se dará la venta. En dado caso de que hubiera algo que no se tiene claro, durante el mismo proceso de cotización se aclaran todas las dudas.

En la cotización normalmente se menciona: Número de cotización Tiempo de entrega. Lugar de la entrega Precio Partes a vender La orden de venta se genera una vez que se tiene en mano el pedido por parte del cliente. Esta debe estar

referida a la parte( pieza ) que finalmente tiene que ser entregada al cliente. Por ejemplo; si nuestro cliente nos requirió una Válvula ensamblada, al número de parte de dicha Válvula se

le asignará una orden de venta. Para diferenciar la orden de venta, de todas las demás ordenes ( fabricación o compra ) , a esta se le asignara

un numero 200,000. Los datos que debe contener la orden de venta son: El nombre del cliente Número de pedido Nombre del vendedor ( opcional ) Condiciones de pago Moneda con la cual se pagara el producto Direcciòn a la que debe ser entregado el producto Tiempo de entrega Cada venta tendrá un número único de pedido, para así diferenciarlo de otros. Asi mismo también cada venta

se identifica con un nombre de proyecto, con lo cual se tiene un mejor control. En el siguiente ejemplo se observa la pantalla que se utiliza para generar una Orden de Venta

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El siguiente paso es cargar en el sistema la cantidad de piezas que serán vendidas. En esta misma pantalla se define la fecha de entrega del producto, la cantidad de piezas para vender y de que

almacen se descargará.

Una vez que se tiene generada la orden de venta, se procede a lo que se llama CORRER “ MRP “, que es

aquí donde se espera el resultado de lo que se fabricara en planta y que se deberá comprar fuera de esta. Corrida de MRP Este es el proceso más importante que se tiene que hacer para tener una buena planeación, ya que es aquí

donde sabremos con que materiales contamos en almacén y cuales son los que hay que conseguir para poder cumplir con los requerimientos de nuesros clientes.

Los Pasos para correr MRP ( Planeaciòn de Requerimiento de Materiales ) son los siguientes: En Lista de materiales ( estructuras ) se revisan los niveles más bajos es decir, ensambles y sub-ensambles ( partes

padres e hijos) . Es decir todos los componentes de una estructura, son analizados por el sistema de manera automática.

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Recalcula los tiempos de entrega de las partes a Manufacturar en planta y de la partes que se deben comprar. Aquí

considera los tiempos de entrega de las materias primas, tiempos de maquinado que se requiere en el producto , inspecciones dimensionales, ensayos no destructivos ( inspección por partículas magnéticas, ultrasonidos, líquidos penetrantes ), pruebas hidrostáticas, pintura y embalaje. Todo esto el sistema lo analiza en base a los datos que a el se le tuvieron que haber cargado previamente. Este paso es de los màs importantes, ya que de aquí se desprenden prioridades. Si algún dato no fue cargado correctamente, este detecta al momento de imprimir el analisis que hizo el sistema.

Regenera los requerimientos. El sistema analiza que se tiene en stock y lo que se tiene en proceso , para no

demandarlo. En caso de que algo se tenga en stock o en proceso pero no sea suficiente, el sistema demanda que se fabrique o compren màs componentes.

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En este último paso, el sistema genera todos los requerimientos de los materiales que se necesitan para cumplir

con la entrega del producto de acuerdo a la orden de venta. De aquí se debe imprimir un reporte que indica las partes “ A “ ( partes para mafacturar o ensamblar en

planta ) y las partes “ B “ ( partes para se compradas ). La numeración la da en números 400,000. Los cuales al aprobarse las partes “ A “ automáticamente pasar a

ser 500,000 , generando así lo que se llama una orden de trabajo. Al aprobar las partes “ B “ pasan a ser 600,000, es decir requisiciones de compra.

Es aquí donde el PLANEADOR se debe reunir con el área de compras para definir que partes son las que ellos deben comprar y en que orden. Y con el departamento de manufactura para definir las partes que se deben maquinar en planta.

Compras El departamento de compras es el encargado de elaborar, aprobar y emitir órdenes de compra o pedidos de

materias primas y partes terminadas que se requieran para la fabricación de los productos. Dichas ordenes de compran deben ser colocadas a proveedores que se encuentren dentro de su lista de proveedores aprobados o confiables, principalmente de aquellos productos que se consideran críticos. Los que no se consideren críticos, pueden ser adquiridos en negocios de prestigio o marca.

Cuando una materia prima o producto terminado es requerida y no se encuentra disponible en nuestros

inventarios, se procede de la siguiente forma: Compras recibe del planeador una requisición de compra en la cual se indica: El número de parte que debe comprarse La descripción del producto El número de requisición ( es único, es decir no debe repetirse ) La cantidad que debe comprarse La fecha en que se requiere el producto en planta Todas las especificaciones con las que debe cumplir el producto ( dimensiones, materiales, acabados ) El proyecto para el cual será utilizado el producto Nota importante: Antes de que se coloque una requisición de compra es muy importante checar si se puede sustituir el componente

por otro mas o menos similar que se tenga en inventario ( stock ), pero siempre cuidando el aspecto costo, calidad y dimensiones. Si existe algún producto que pueda reemplazar a otro, se realiza lo que se llama “ SUSTITUCION DE

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MATERIAL “, el cual lo debe revisar el planeador y manufactura, finalmente aprobado por el departamento de ingeniería. Normalmente esto se realiza cuando los plazos de entrega que esta solicitando el cliente son muy cortos y no se cuanta con los materiales. Esto en muchas ocasiones permite ganar negocios a la competencia, por lo que es muy recomendable realizar esta práctica.

El siguiente paso que debe seguir el comprador una vez que tiene la requisición en sus manos es solicitar

cotización de lo que marcar dicho documento. La cotización puede ser vía electrónica ( e-mail ), vía Fax o vía telefónica. Normalmente se recomienda que sea por escrito, ya que de esta manera queda documentado todos los requisitos como plazo de entrega, precio, condiciones de pago, lugar de entrega y todo lo que comprador y suplidor acordaron.

El siguiente ejemplo nos muestra la forma de una requisición de compra: Una vez que se cuenta con las cotizaciones, se analiza la mejor condición de venta de cada proveedor y el

comprador envía al proveedor el pedido el cual contiene los mismos datos de la requisición de compra y solicita al proveedor le confirme que ha sido bien decepcionada la orden de compra y que todos los términos están perfectamente claros.

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Para poder elaborar la orden de compra, el comprador aprueba en el sistema las ordenes 600,000 ( requisiciones ) y estas pasan a ser 700,000 ( orden de compra ).

Los datos que se recomienda tenga la orden de compra son: Número de parte del producto Descripción del producto El número de la orden de compra ( es único, es decir no debe repetirse ) La cantidad que se compra La fecha de entrega Todas las especificaciones con las que debe cumplir el producto ( dimensiones, materiales, acabados ) Precio Nombre del Proveedor Dirección del Proveedor Condiciones de pago, de entrega y de embarque Notas de Requerimiento de Calidad El comprador realiza un seguimiento periódico con el proveedor para revisar avances. Una vez que se ha

cumplido el plazo de entrega, el comprador contacta al proveedor para coordinar el embarque. Si por alguna causa, durante el transcurso el producto se daña, al recepcionarlo, se elabora un REPORTE DE

DEFECTO, el cual revisa manufactura y aprueba ingeniería. El producto puede ser aceptado si no afecta a su funcionamiento y rechazado si sí afecta a su funcionamiento. En caso de que sea rechazado, se identifica y se envía a una área designada para componentes de scrap (desecho ).

Las ordenes de compra y las sustituciones de material se consideran registros de calidad y se conservan por

un periodo de 5 años, posteriormente se envían al archivo muerto, por si en algún futuro fuera necesario alguna aclaración.

Manejo de Inventarios Una vez que la materia prima o un producto terminado ( de compra ) llega a la planta , se le da entrada al

almacén correspondiente , se le coloca su número de parte correspondiente y se registra dentro de un sistema electrónicamente para así saber que ya se puede disponer de dicho componente. Es muy importante darle una buena ubicación y almacenaje al producto

Es recomendable que los productos sean almacenados por familias, por ejemplo, todos los o´ring deben ir por

un mismo lugar dentro del almacén, los Birlos igualmente por un mismo lugar y así cuantos productos se manejen. Para toda organización es de vital importancia tener un buen control y manejo de los inventarios, ya que ,

esto implica dinero. Algunos de los métodos más comúnmente utilizados para el manejo de los inventarios es la elaboración de un

vale de movimiento de materiales, en este se debe anotar el número de parte del componente que se retira del almacén, descripción y cantidad. Dicho documento deberá además indicar el motivo por el cual fue retirado el producto del almacén. Este documento debe ser llenado por el almacenista y además firmado por la persona que lo retira y por su supervisor inmediato.

Otro de los métodos utilizados para la descarga de materiales de los inventarios es con el Pick List ( Lista de

Empaque ) visto en el ejemplo de una orden de trabajo. Este contiene la lista de componentes necesarios para la fabricación de un producto. Por ejemplo; si se desea fabricar una brida compañera de 2 1/16-5000, el Pick List solamente contendrá la forja que se necesita para fabricar dicha pieza. Ahora bien, si se requiere ensamblar una válvula de compuerta, el pick list contendrá todas la piezas que conforman la válvula ( cuerpo de la válvula, asientos, compuertas, vástago, empaques del vástago, baleros, bell spring, volante, compuerta, anillo bipartido, tuerca portabalero, prensa empaque, bonete y otros ).

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Con dichos documentos debe hacerse electrónicamente la descarga de los productos del inventario, ya que no se cuenta mas con dichos productos, es decir, ya no se tienes disponibles. En todo caso de ser requeridos nuevamente, se debe proceder a su compra o manufactura.

Es recomendable hacer un conteo físico por lo menos cada mes, donde se tomen al azar un porcentaje del

total de los productos, como por ejemplo de aquellos componentes que tienen un alto valor económico o los que más tuvieron rotación. Esto nos permitirá evitar tener faltantes en nuestros inventarios.

Al recibir un producto, este se coloca en una área determinada, posteriormente se marca físicamente con su nùmero de parte y se ubican en su espacio determinado. Cuando algún producto viene de

maquila, este debe venir marcado con su número de parte, el cual fue indicado en su orden de compra de sub-contrataciòn. y nombre del maquilador. Posteriormente se procede a realizar una verificación visual y dimensional por muestreo para comprobar cantidades y las condiciones físicas en que se reciben los materiales o equipos, en caso de que exista alguna anomalia, se notifica al Coordinador de Aseguramiento de Calidad de dicha anomalía y se documenta el defecto por medio de un RD ( Reporte de Defecto ).

El almacenista da ingreso formal de los componentes en el sistema electrónico donde indica su ubicación, cantidad recibida y lo coloca físicamente en su lugar. Esto lo hace basado en la orden de

compra y la factura que envió el proveedor. Barras, fundiciones, soleras, tubos, forjas, etc., son almacenados en su respectiva área al igual que los productos pequeños. El almacenista recepciona e identifica los materiales recibidos, revisando la

remisión y/o factura y además los cuenta físicamente. También identifica con el número de Parte los artículos que se ingresen al almacén, le coloca un número “M” ( nùmero de rastreabilidad ) antes del movimiento a la localización del almacén que le corresponda.

Almacenamiento Los productos se almacenan de acuerdo al tipo de material, por lo que no se mezclan los de diferente composición

, ya que se debe evitar su contaminación, esto es, se separan los aceros al carbón de los inoxidables y los de cualquier otro tipo.

Los materiales deben estar debidamente identificados antes del movimiento a la localización apropiada del

almacén. Todas las piezas fabricadas o adquiridas a proveedores son almacenadas en sus anaqueles correspondientes bajo techo, lo más aislado posible de la humedad y con suficiente espacio para que el equipo pueda ser maniobrado.

En el caso de elastómeros, éstos son almacenados en áreas libres de luz y contaminantes, además son protegidos y almacenados en bolsas de color negro en los anaqueles correspondientes. A las bolsas se

les coloca una etiqueta con la finalidad de que se indique el producto con su número de parte e indique la vida útil del elastómero.

Una vez que algún elastómero a caducado el almacenista lo segrega para ser desechado del almacén. Para el control del envejecimiento y protección de los elastómeros se deben seguir los siguientes pasos: La temperatura de almacenaje no debe ser mayor a los 49º C. Deben estar libres de cualquier sustancia contaminante. Deben estar protegidos de la luz solar. Fuera del alcance de equipo eléctrico que produzcan ozono o rayos X.

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El tiempo de almacenaje máximo debe ser el recomendado por el fabricante indicado en la etiqueta de identificación y con una etiqueta que contenga la siguiente información.

Número de Parte incluyendo Nivel de Revisión. Descripción del Elastómero Material Cantidad Fabricación Caducidad Proveedor Pedido Lote No. M En el caso de Anillos Metálicos (Anillos API, sellos SBMS) deben mantenerse en el almacén protegidos

individualmente con papel , maya o en cajas. Las roscas y zonas de sello también deben ser protegidas con el fin de evitar daño por golpe y proteger las zonas

maquinadas con grasa. Las ranuras para Anillos API deben engrasarse con un lubricante no corrosivo, así como las conexiones roscadas

deben protegerse de daños externos, como por ejemplo usando tapas, protectores de rosca. Lo más importante en el almacén es realizar una verificación periódica de los productos para saber el estado que

guardan. Embarque Al recibir una orden de embarque de artículos vendidos, el almacenista procede a identificar, separar y ordenar en

un área especifica todos los artículos. Todas las piezas son embarcadas en cajas de madera, cartón o tarimas, según se requiera por su geometría, peso o

volumen. Se flejan y se marcan con los datos del remitente, número de pedido del cliente, dirección en la que debe ser entregada la mercancía , las cantidades que contiene el embarque y el número de orden de compra del cliente.

Elaboración de una Hoja de Ruta Dentro de una industria metal-mecánica, es recomendable utilizar lo que se llama HOJA DE RUTA o lo que

muchos conocen como HOJA DE PROCESO. En esta se señala paso a paso las secuencias que debe seguir el producto para maquinarse o ensamblarse en planta, así como los centros de trabajo donde se desarrollará dicha actividad. Otro aspecto muy importante que aquí se señala son los tiempos que se lleva realizar la actividad, el cual se divide en dos partes:

Tiempo de preparación ( Setup time ). Siendo este el tiempo que el operador tarda en preparar todo lo

necesario para ejecutar la acción.

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Tiempo de ejecución ( Run time ). Es el tiempo que tarda el operador ejecutando la acción necesaria directamente sobre el producto, para transformarlo de un estado ( puede ser de materia prima a estado terminal ).

Siendo el tiempo estándar en el proceso calculado de la siguiente manera: Tiempo Estándar = setup time ( número de piezas ) Run time El centro de trabajo es, la máquina o espacio donde se realizará el proceso. Es importante darle un número de identificación a cada Centro de trabajo, por ejemplo: Un torno Paralelo Convencional puede tener el número 2001 y así todos los tornos Paralelos convencionales su

número de identificación comenzará con el numero 20. Ahora, si se tiene un torno de Control Numérico, se le puede asignar otra nomenclatura, por ejemplo el número

1001 y así a todos los tonos de Control Numérico se les puede asignar un número que comience con el 10. Si se tiene Fresadora en Planta, esta puede ser identificada con el número 6001, es decir que todas las fresadoras

comiencen con el número 60. Si se tiene Taladro Radial en Planta, este puede ser identificado con el número 4001, es decir que todos los

taladros comiencen con el número 40. Es muy importante que cada número tenga su significado, como lo vimos anteriormente, de esta manera también

puede ser distribuidas dentro de planta todas las maquinas. Por ejemplo, cerca del almacén de materias Primar puede estar ubicada una cierra cinta, con la cual se cortara la

materia prima necesarios para la fabricación de un producto, posteriormente puede ubicarse un Torno ( paralelo o vertical ), el cual será donde se le realice un Pre-maquinado al producto y de hay pasarlo a un torno de Control numérico, de aquí puede pasar a un Taladro y al último a embalaje.

A continuación se puede observar la estructura de una hoja de ruta NUMERO DE PARTE : E50374-003 DESCRIPCION: VALVULA ENS 3 1/16-10M MOD.D,X-DD, PSL2

OPER DESCRIPTION WRK ID RUN HRS SETUP HRS REV DATE

---- ------------------------- ------ --------- --------- -------- ---

0001 HOJA DE RUTA P/ENSAMBLE 00/00/00 C 0002 REV. HOJA DE RUTA "0001" 01/24/01 C 0003 COMPONENTES:VER LISTA 0 0 00/00/00 U DE MATERIALES.

05 RECIBIR TODOS LOS COMPO-- ENSAM 0 0 01/24/01 U NENTES DEL ALMACEN CONTEMPLADOS EN LA LISTA DE MATERIALES ( pick list )

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- P.A. - 10 ENSAMBLAR TODOS LOS COMPO ENSAM 1.5000 0.5000 01/24/01 U NENTES RECIBIDOS EN LA OPERACION ANTERIOR - P.E. – 20 PROBAR HIDROSTATICAMENTE ENSAM 1.0000 1.5000 01/24/01 U EL ENSAMBLE, GRAFICAR LA PRUEBA Y PASAR EL DRIFT - P.E. -

30 MARCAR LA PLACA DE IDENTI ENSAM 0.2500 0 01/24/01 U FICACION Y COLOCARCELA A LA VALVULA INSP. SEGUN Q02500 - P.A. -

40 PINTAR EL ENSAMBLE SEGUN ENSAM 0.2500 0.5000 01/24/01 U ESPECIFICACION C82501 - P.A. -

50 ENGRASAR TODOS LOS COMPO ENSAM 0.2500 0 01/24/01 U NENTES INTERIORES PARA ELIMINAR LA POSIBILIDAD DE ACUMULACION DE AGUA EN LAS CAVIDADES DE LA VALVULA - P.A. - 60 ENTREGARLO AL ALMACEN ENSAM 0 0 01/24/01 U ENTREGAR EL PAQUETE DE INFORMACION A A.C. TIEMPO TOTAL .................. 3.2500 2.5000 Normalmente el departamento encargado de realizar dicho documento es el de Manufactura. Este documento debe ir con firma y fecha de la persona que elabora y quien aprueba, ya que este documento

es auditable. Todas la hojas de ruta son conservadas en un archivo de manufactura, cada una dentro de un fólder que

contenga los siguientes datos: Número de parte Descripción La hoja de ruta Una copia del dibujo Una copia del DBI o BOM ( Data Base Information o Bill of Material )

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Generación de la Orden de Trabajo Una vez que se tiene elaborada la Hoja de Ruta ahora se procede a generar la orden de trabajo, la cual se

envía a planta para la realización del producto. Este paquete se complementa con la siguiente información: El dibujo La lista de materiales ( pick list ) El siguiente es un ejemplo de una ORDEN DE TRABAJO. PART IDENTIFIER : E50374-003 * * PICK LIST * * PAGE NO. 1 REVISION LEVEL : 0 DESCRIPTION 1 : VALVULA ENS 3 1/16-10M MOD.D,X-DD, PSL2 SHOP ORDER : 508356 ORDER QUANTITY : 10.00 DUE STK ID/

PICK COMPONENT PART DESCRIPTION#1/#2 UOM QUANTITY LOCATION QTY OH

QTY --------------- ------------------------- --- ---------- -------- ------- --

---- 112294 TCA PRENSAEMPAQUE 1.3,XDD EA 10.00 MOD.D,P/VALV.3 1/16-10M 113157 TCA PORTABALERO 3 1/2-8UN EA 10.00 P/VALV. 3 1/16-10K 116446 BUJE GUIA DEL VAST D1.3 EA 10.00 NYLON MC-901 118600 GRASERA 1/2 LP AISI-316 EA 10.00 SMS-129 10000 WP 125958 RONDANA DE 2DE.X .812DI.X EA 10.00 X.148 ESP. ACERO AL C 159314 JGO DE EMPAQUES 2DE X 1 3 JG 10.00 /8DI X 1.216LG P/AMINAS 43947 ANILLO PARTIDO 3 1/16-10K EA 10.00 MOD. C-D 606903 BIRLO 1 1/4-8UN X 6 1/2 EA 80.00 LG. GRADO B7 TEFLONADO 606986 TCA HEX 1 1/4-8UN A194-2H EA 80.00 TEFLONADO 609572 ANILLO ANTIEST. 1.997DE X EA 10.00 1.378DI X .125ESP,AAEE

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68953 VOLANTE 24" 15/16 EM-9005 EA 10.00 (A216 WCB ) P/3 1/16-10M 72289 ANILLO O NO.236 NITRILO EA 10.00 3.512D.EX3.234D.IX.139SEC 86021 BALERO TIMKEN T-144W EA 20.00

E50018-001 EXPANSOR 3 1/16-10M U-DD EA 10.00 PSL3 SMS-125 E50825-002 VALVULA CPO BDADA 3 1/16- EA 10.00 10M,X-DD,PSL2,API 14D E50826-002 BONETE CPO 3 1/16-10M MOD EA 10.00 D,P/VALV MANUAL,X-DD,PSL2 E50946-001 ASIENTO ENS 3 1/16-10M XD EA 20.00 MOD.D,PSL2,API E50948-001 COMPTA ENS 3 1/16-10M MOD EN 20.00 D,X-DD,PSL2 E50950-001 VASTAGO 3 1/16-10M MOD.D EA 10.00 X-DD PSL2 E50951-001 IMPULSOR 3 1/16-10M MOD.D EA 10.00 PARA VALVULA DE COMPUERTA E50952-001 SELLO BONETE 3 1/16-10M EA 10.00 X-DD,PSL-2 E50954-001 PLACA DE ESPECIFICACIONES EA 10.00 P/VALV. F10607-008 TCA HEX 3/4-10UNC-2B A194 EA 10.00 2H,CADMINIZADA PART IDENTIFIER : E50374-003 * * ROUTING * * REVISION LEVEL : 0 DESCRIPTION 1 : VALVULA ENS 3 1/16-10M MOD.D,X-DD, PSL2 SHOP ORDER : 508356 ORDER QUANTITY : 10.00 DUE DATE : 07/30/04 RTG REV DATE : 01/25/01 RTG REV LEVEL : 0001 AMENDED FLAG : N

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LOAD -- COMPLETION --

SEQ# DESCRIPTION WRKCT RUN TIME TYP QUANTITY QUANTITY INIT

----- ------------------------- ----- --------- --- ---------- --------- ----

0001 HOJA DE RUTA P/ENSAMBLE C 0002 REV. HOJA DE RUTA "0001" C 0003 COMPONENTES:VER PICK-LIST 0 U 10.00 05 RECIBIR TODOS LOS COMPO-- ENSAM 0 U 10.00 NENTES DEL ALMACEN - P.A. – 10 ENSAMBLAR TODOS LOS COMPO ENSAM 15.0000 U 10.00 NENTES RECIBIDOS EN LA OPERACION ANTERIOR - P.E. – 20 PROBAR HIDROSTATICAMENTE ENSAM 10.0000 U 10.00 EL ENSAMBLE SEGUN ESPE- CIFICACION Q00914 - P.E. – 30 MARCAR LA PLACA DE IDENTI ENSAM 2.5000 U 10.00 FICACION Y COLOCARCELA A LA VALVULA INSP. SEGUN Q02500 - P.A. – 40 PINTAR EL ENSAMBLE SEGUN ENSAM 2.5000 U 10.00 ESPECIFICACION C82501 - P.A. - 50 ENGRASAR EL ENSAMBLE COM- ENSAM 2.5000 U 10.00 PLETO DE ACUERDO A LA ESPE- CIFICACION G70500 Y PROTEGERLO PARA SU ALMA- CENAMIENTO - P.A. – 60 ENTREGARLO AL ALMACEN ENSAM 0 U 10.00 DE INFORMACION A A.C.

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DRAWING NUMBER : NO-DWG PRINT DATE : 05/31/04 PLANNER ID : JCC NORMAL DELIVER TO STOCKROOM : PT REFERENCE : 18536-15-2004 BOM UOM : EA Durante el proceso, la persona que realiza la actividad dentro de la planta, pone su firma y fecha en la orden de

trabajo, ya que esta parte también se audita y se entrega a control de calidad el documento para que este conserve la evidencia durante un período definido de cómo se realizó el producto.

El inspector de aseguramiento de calidad realiza las inspecciones dimensionales al producto y en la orden de

trabajo el también estampa su firma , fecha y coloca el número del instrumento con el cual se elaboró la inspección. Si el producto fue un componente que se maquinó, en la orden de trabajo se marca el número “M” de la materia

prima, para no perder la rastreabilidad del producto. Si el producto fue un ensamble, se conserva una copia de la grafica de las pruebas hidrostáticas que se le hayan

hecho al producto. Control de Documentos Toda organización es conveniente que establezca un sistema de control para la recepción, resguardo y distribución

de la información técnica y documentos de ingeniería, ya sea que hayan sido emitidos internamente o que provengas del exterior a la organización, esto le permitirá manejar siempre información actualizada por los departamentos, como pueden ser dibujos,Especificaciones de Materiales, especificaciones de Soldadura, especificaciones de Pintura, así como normas y toda información que inclusive podria venir procediente del cliente.

Responsabilidades Debe existir un responsable para proporcionar las copias ( dibujos , especificaciones, normas o cualquier otro

documento que se considere controlado ) las cuales deben estar en su última revisión o vigentes, nunca deben ser utilizadas especificaciones, normas, dibujos que su estado sea OBSOLETO, ya que tal documento ya cumplió su vigencia y fue reemplazado por uno que cumple con las nuevas normas que lo rigen. Todo documento obsoleto debe ser destruido y reemplazado por el vigente.

Recepción de Documentos Los documentos pueden obtenerse vía electrónica , impresa y debe ser legible y reproducible. Si la información es incorrecta se debe comunicar con el generador de dicha información, requiriéndole una

reposición inmediata, conservando como referencia los documentos recibidos, los cuales serán desechados al recibir los correctos.

Resguardo de Documentos Dibujos: Se debe mantener un registro de todos los dibujos aprobados, la cual de preferencia debe contener el No. de

Dibujo, tamaño, revisión y descripción. Una vez clasificado el dibujo se procede a su respaldo electrónico en un archivo maestro e incluso se recomienda

que de ser posible se microfilme para que de hay sirva para obtener las copias de trabajo. El documento que sirvió para el microfilm se recomienda que se conserve en el archivo de planos.

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Cuando un dibujo requiera ser modificado se elaborará una Solicitud de Cambio de Ingeniería sobre la base de otro procedimiento.

Con la solicitud de cambio aprobada se procede a modificar el original y se volverá a microfilmar la nueva revisión del dibujo, se le estampa a la revisión obsoleta del microfilm, un sello de cancelado y se archiva en un lugar separado de los documentos vigentes, solo como información.

Especificaciones En el caso de una especificación, ésta se archiva y clasifica de acuerdo al tipo que corresponda y a su origen

(fuente). Cuando existan revisiones a las especificaciones, se distribuye a los usuarios que las tengan asignados los cuales deben firmar su acuse de recibo y se les debe retirar la especificación obsoleta y sustituyéndola por la nueva. Documentos recibidos por parte del cliente Los documentos ( especificaciones , normas, dibujos ) que provengan de algun cliente, deben ser manejados ,

controlados y distribuidos ya que se consideran de vital importancia como los documentos generados por la misma organización.

Distribución de copias Controladas Se entregan reproducciones controladas de planos sin número de copia controlada, para las operaciones de

manufactura del dia a dia. Las especificaciones, normas, instrucciones de retrabajo son distribuidas a los departamentos que los requieran

mediante copias controladas, colocando un numero de copia controlada y anotandolo en una lista, de tal manera que se pueda identificar que departamento cuanta con un documento para en caso de que si este llega a tener alguna modificación, se le suministre al mismo departamento una nueva copia que contenga la ultima revisión del documento. El departamento de Control de documentos es responsable de proporcionar las copias y de mantener bajo resguardo los documentos maestros, estos deben ser completamente legibles y claros.

Disposición final de las copias de los dibujos Una vez que el producto está terminado y ha sido inspeccionado, aprobado contra la copia del dibujo que

viene en el paquete, el Coordinador de Aseguramiento de Calidad debe destruir toda copia del dibujo utilizado en su manufactura o maquila, ya que no se recomienda guardarlo, porque se corre el riesgo de que sea utilizado nuevamente y si este sufre una nueva modificación, es mejor recibir uno nuevo (cada vez que se requiera) que los proporcione el departamento de control de los documentos.

Control de copias para maquilas A los suministradores de servicios que requieran alguna información técnica se le entregan copias vigentes con el

sello de solo para información,la cual deben devolver con el producto terminado una vez que este haya sido procesado y entregado por este.

Norificaciones de Cambio de Ingeniería Existen tres tipos de clases de Avisos de Cambio de Ingenieria, estos son: Clase 1. – El cual significa que debe ser interrumpida la Manufactura del componente que sufrio la

modificación, se realicen las modificaciones requeridas y/o se deseche el material en proceso y lo sustituyan por el nuevo componente en cuestion.

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Clase 2. – Significa que deben ser implementados los cambios en los próximos artículos que se fabriquen. Clase 3. – Es la emisión de un nuevo componente o que el cambio de ingeniería se implemente en nuevos

productos. Al recibir un Aviso de cambio de ingeniería (ACI) , se entregan de inmediato para los de clase 1 y puede ser de 1

a 2 días maximo para los otros dos tipos. Información Obsoleta Cuando alguna Especificación, dibujo u otro documento es remplazado o queda obsoleto, éste de ser identificado

colocandole un sellos que diga OBSOLETO y se retira de las areas que lo esten utilizando. Los documentos obsoletos son posteriormente envíados a un archivo denominado “ archivo muerto” y estos

pueden permanecer haí por el tiempo que la compañía lo establezca o para los fines legales de acuerdo al país y región lo requiera. Una vez pasado ese tiempo, pueden ser destruidos en su totalidad. Normalmente su almacenamiento puede ser de 5 a 10 años.

Registros Toda la documetación cosiderada como un registro puede ser conservada en buen estado y de manera legible o

reproducible por un periodo de 2 a 5 años, una vez terminado su periodo de retención se envía al archivo muerto. Psl El significado de PSL es: Product ( producto ) Specification ( especificación ) Level (nivel ) En la fabricación de productos para la industria petrolera, de acuerdo a la especificación que establece los criterios

de fabricación de cabezales y arboles de valvulas ( API 6A ), existen cinco tipos de PSL. PSL1 , PSL2, PSL3, PSL3G y PSL4 Cada uno de ellos representa los criterios de calidad y aceptación del producto. Por ejemplo: Todos los productos que sean fabricados de acuerdo al PSL1, deberan contar con un certificado de garantia por

parte del proveedor ( en caso de ser comprado ) y recibir una inspección visual solamente, esto sera suficiente para que el producto sea liberado o rechazado.

Los productos que sean fabricados de acuerdo a un nivel de especificación PSL2, para ser liberados o rechazados deben recibir una inspección visual ( es decir la única prueba que recibe un PSL1), adicionalmente debe realizarcele una inspección dimensional , una prueba de dureza y una prueba No destructiva, como puede ser Liquidos Penetrantes o Partículas Magnéticas, es decir, recibe tres procesos adicionales al del PSL1. Esto ofrece una gran ventaja, por lo que si se tiene un producto PSL1, con realizarle las otras tres pruebas, este puede ser convertido en PSL2.

Ahora bien, para un producto que sea fabricados con las criterios de un PSL3, este debe recibir los mismos criterios de un PSL2, mas aparte debe recibir una prueba Volumetrica, la cual puede ser Ultrasonido o Radiagrafiado, tambien debe de contar con una rastreabilidad, la cual se puede lograr de la siguiente manera: Al recibir la materia prima o componente terminado se le asigna un numero de serie, el cual no se debe repetir para ningun otro componente diferente, es decir este numero de serie debe ser unico y coloccado al componente. Tambien ofrece la gran ventaja de que un producto que sea PSL2, con realizarle ya sea la prueba de ultrasonido o radiografiado, puede llegar a convertirce en PSL3 y colocandole su numero de serie.

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Para los componentes que son PSL3G deben recibir los mismos criterios de un PSL3, adicionalmente se les

debe realizar una prueba de GAS, dentro de una alberca que haya sido condicionada para tales fines. Debe tomarce muy bien en cuenta esto, ya que si se realiza una prueba hidrostatica en lugas de una prueba de GAS, el producto no debe ser identificado como PSL3G, para que lo sea, debe respetarce el realizar la prueba de Gas. Normalmente el gas utilizado para la realización de dicha prueba es el Nitrogeno.

Los producto denominados como PSL4, reciben los mismos criterios de aceptación de un PSL3 pero no pueden ser reparados bajo ningun proceso de soldadura. Esto hace que si una pieza que se requiere PSL4 y durante el proceso de su fabricación llega a ser dañada, esta debe ser enviada a desecho ( Scrap ) o ser utilizada como PSL3.

El PSL que aplique al producto debe ser marcado a cada producto, ya sea con lapiz vibrador o con numeros y letras de golpe de bajo esfuerzo.

El nivel de PSL es definido por el cliente y este a su vez debe tomar en consideración lo siguiente: Presión de Trabajo. Presencia de H2S y CO2 Zonas pobladas próximas.

Clase de Material (Material Class) La clasificación de los materiales de acuerdo a la Norma API 6A, es por producto y quedando esto establecido de

acuerdo a la siguiente tabla

Requerimientos Mínimos de Material Clase de Material  Cuerpos, Bonetes y Conexiones Bridadas  Colgadores Mandrill, Vastagos y Partes 

      controladoras de presión. AA‐Servicio General  Aleaciones de Acero al Carbón  Aleaciones de Acero al Carbón BB‐Servicio General  Aleaciones de Acero al Carbón  Acero Inoxidable CC‐Servicio General  Acero Inoxidable  Acero Inoxidable DD‐Servicio Gas Amargo*  Aleaciones de Acero al Carbón**  Aleaciones de Acero al Carbón* EE‐Servicio Gas Amargo*  Aleaciones de Acero al Carbón**  Acero Inoxidable** FF‐Servicio Gas Amargo*  Acero Inoxidable**  Acero Inoxidable** HH‐Servicio Gas Amargo*  Recubrimiento K‐Monel**  Recubrimiento K‐Monel**   * Definido por el estandar NACE  MR0175 ** En cumplimiento con estandar NACE  MR0175 

Tamando en cuenta las recomendaciones dadas en esta tabla, se podrá definir el material del que deben estar

construidos los componentes de los arboles de válvulas. Esto garantizará la buena funcionalidad del producto al momento de estar en funcinamiento en el pozo petrolero.

Clasificación de Temperatura Ya sea Gas, Petroleo o Aceite encontrado dentro de un yacimiento tiene una temperatura que no debe ser

despreciada en la fabricacion de los materiales utilizadon en los arboles de válvulas para su extracción, por lo que la Norma API 6A se dio a la tarea de clasificar rangos de tempaeratura de operación en los equipos fabricados para garantizar las seguridad de las personas ( primordialmente ) y asegurar la integridad de los equipos ( en su durabilidad y funcionabilidad ). La siguiente tabla nos muestra los rangos de temperatura y que han sido identificados con una letra.

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Rangos de temperature Rango de Operación 

°F  °C Clasificación de Temperatura  Mínimo     Máximo Minimo     Máximo

K  ‐75  a 180  ‐60  a  82 L  ‐50  a 180  ‐46  a  82 P  ‐20  a 180  ‐29  a  82 

R Temperatura de cuarto       

Temperatura de cuarto       

S  0  a 150  ‐18  a  66 T  0  a 180  ‐18  a  82 U  0  a 250  ‐18  a  121 V  35  a 250  2  a  121 

Al igual que el PSL, la temperatura que resiste el componente sin presentar nigun riesgo,debe ser marcada

tambien en el producto, ya sea con lapiz vibrador o con numeros y letras de golpe de bajo esfuerzo. Requerimiento de Desarrollo (Performance Requirement )PR Este requerimiento de acuerdo a la Norma API 6A establece el número de ciclos a los que debe ser probados un

producto ( dentro de un laboratorio que tenga condiciones los mas apegados a la realidad a como estará funcionando el producto final ) antes de ser liberado para su fabricación y venta.

En este se cuidan todos los aspectos tales como: Propiedades Físicas y Químicas de los Materiales con los cuales deben ser fabricados los componentes. Recubrimientos que puedan llevar los productos. Resistencias de los materiales. Fatigas Composición de los Elastomeros. Solamente existen dos tipos de PR, los cuales son: PR1 & PR2. Para que un producto sea PR1, se le practican 300 ciclos de funcionalidad, simulando las condiciones de servicio,

como son: Fluidos Reales ( Gas, Aceite, Petroleo ) Temparatura. Residuos que pudieran venir arrastrandoce junto con el fluido de producción, como son abrasivos. Si despues de estos 300 ciclos los materiales presentan daños como pueden ser: Desprendimientos de Recubrimientos. Derretimiento de empaques. Presentación de porosidades. Se prodecerá a realizar una revisión minuciosa de lo que pudo haber ocacionado los daños para hacer los cambios

que permitan resolver el problema. Una vez que se tomen las acciones necesarias, se somete nuevamente el componente a los laboratorios para realizar las pruebas nuevamente, repitiendoce este proceso cuantas veces sea necesario. Una vez que el producto deje de presentar los problemas, se guarda toda evidencia que demuestre que el producto se probó a 300 ciclos sin que presentaran mas problemas los materiales, quedando así listo el producto para su comercialización.

Para que un producto pueda ser identificado como PR2, se le practican 600 ciclos de funcionalidad, de

igualmanera que un PR1 se toman los criterios de funcionalidad y de aceptación.

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Al igual que el PSL y la Temperatura, el PR debe ser marcado también en el producto, ya sea con lapiz vibrador o

con numeros y letras de golpe de bajo esfuerzo, de tal manera que el cliente sepa que el producto cumple con todos los requerimientos marcadas en los estandares que definen los criterios de fabricación a productos utilizados en la extracción del petroleo o gas.

PROCEDIMIENTOS PARA INSTALACION DE COMPONENTES DE UN ARBOL DE VALVULAS UTILIZADO EN LA EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO

Recomendaciones de seguridad Debido a que la Seguridad de las personas y el medio ambiente es lo mas importantes para el manejo de equipos

petroleros, se daran algunas recomendaciones de seguridad, primeramente entes que otra cosa.

1 El trabajo de instalación debe ser realizado en todo momento por personas que previamente haya resibido entrenamiento respecto al trabajo que se realizará.

2 Es responsabilidad del cliente aclarar contar con todos los sistemas de seguridad en las instalaciones, como contar con una brigada de seguridad local que permita combatir cualquier evento que se presente al momento de realizar la instalación de los materiales.

3 Se debe contar con el procedimiento de la instalación al momento de realizar la instalación de los materiales, de tal manera que se permita despejar cualquier duda que pudiera presentarce, asi como contar con todas las herramienta para lograr una existosa instalación.

4. Asegúrese siempre de que todo el equipo que se utilizará sea compatible y asegurarse siempre de que el equipo de emergencia apropiado este en posición y listo para ser instalado en caso de que algo llegara a fallar.

5. Asegúrarse siempre de tener disponibles piezas de repuesto para cualquier artículo que pueda resultar dañado o destruido durante la instalación. Ejemplos de estas podrian ser sellos elastoméricos, empaquetaduras de anillo, sellos de metal con metal, etc.

6. Verificar que todos los materiales que confar el arbol esten funcionando correctamente.

7. Se recomienda que de ser posible los fabricantes realicen en sus instalaciones una simulación de funcinalidad del equipo antes de instalarlo, para verificar el ajuste y funcion correcto de estos ( esto permitara asegurar que todos los componentes ensamblan perfectamente ).

8. En todo momento el personal debe contar con su equipo de protección personal como son: guantes, lentes de seguridad, botas,overol y casco.

9. Si existe algun evento que pueda poner en rriesgo a las personas, los materiales y el medio ambiente, deben tomarce las medidas necesarios para que este se resuelva y permita continuar de manera segura la isntalación del arbol de navidad.

10. En el caso que participen mas de 2 personas debe haber una buena comunicación en todo momento y cada una debe tener bine definida sus responsabilidades.

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11. Las herramientas que seran utilizadas para la instalación deben ser inspeccionadas para asegurar que se encuentran en buenas condiciones.

12. En el caso que utilice equipos de carga, deben estar estos bien identificados con la capacidad que ellos soporten.

13. Antes de iniciar cualquier actividad, debe estar bien identificadas las zonas de evacuación y sus puntos de reunión.

14. Solo deben estar en la operación las personas que realizan la instalación.

15. En todo momento debe haber disponibilidad y buen criterio para la seguridad.

16. No debe descuidarce el minimo detalle que ponga en riesgo a las personas, los materiales y el medio ambiente.

17. Si algo se desconoce es recomendable preguntar a alguien que si conozca. Lo recomendable es preguntar al fabricante de los equipos.

18. El personal que realice las instalaciones debe encontrarce en buenas condiciones fisicas y mentales.

Paso # 1 Instalación del Cabezal para TR de 20” con brida superior de 20 ¾” 3,000 psi. Paso # 2 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores de 20 ¾” Paso # 3 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 20 ¾” Paso # 4 Instalación del Colgador Para Tubería de Revestimiento de 16” Paso # 5 Instalación de brida doble sello de 20 ¾”-3,000 psi para Tubería de Revestimiento de 16” Paso # 6 Instalación del cabezal carrete de 20 ¾”-3,000 psi x 21 1/4”-5,000 psi con preparación inferior para T.R.

de 16”. Paso # 7 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores de 21 ¼” Paso # 8 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 21 ¼” Paso # 9 Instalación del Colgador Para Tubería de Revestimiento de 13 3/8” Paso # 10 Instalación de brida doble sello de 21 1/4”-5,000 psi para Tubería de Revestimiento de 13 3/8” Paso # 11 Instalación del cabezal Compacto Semi Partido de 21 1/4”-5,000 psi x 13 5/8”-10,000 psi x 13 5/8”-

10,000 psi con preparación inferior para Tubería de Revestimiento de 13 3/8” Paso # 12 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores 13 ⅝” Paso # 13 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 13 ⅝” Largo Paso # 14 Instalación del colgador para Tubería de Revestimiento de 13 ⅝” x 9 ⅞” Casing Paso # 15 Instalación de ensamble sello de 13 ⅝” x 9 ⅞” Casing Paso #16 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores 13 ⅝” Paso # 17 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 13 ⅝” Corto Paso # 18 Instalación del Colgador para Tubería de Produccion de 13 ⅝” x 4 ½” Paso # 19 Instalación del Adaptador de Producción y Medio Arbol de Producción de 13 ⅝” – 10,000 psi x 4 1/16” –

10,000 psi x 2 1/16” – 10,000 psi

Paso # 1

Instalación del Cabezal para Tubería de Revestimiento de 20” con brida superior 20 ¾” 3,000 psi.

Al arriba en el lugar donde se realizará la instalación de los materiales, lo primero que se recomienda es hacer una revisión de los numeros de parte que tienen cada uno de los componentes que se instalarán, revisar que los materiales correspondentientes si se encuentran disponibles y en buenas condiciones. Por lo que a continuación se mencionan las caracteristicas de los materiales.

Identificación del Cabezal

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Número de parte: JC-001-01-1 Tamaño del Casing que sujetará en la parte inferior: 20” Tamaño de la Brida Superior y Rango de Presion: 20 ¾” – 3000 ( R-74 ) Tamaño de las salidas laterales y rango de Presion: 2 1/16-5000 (R-24) Tipo de las salidas: Birlos empotrados PSL: API 6A PSL1 Clasificación de la Temperatura: P – U Clase de Material: EE

Puerto de Prueba: ½ API L.P. Instalación del Cabezal de Superficie.

1. Marque y corte la T.R. a la altura adecuada. Prepare el bisel de la T.R., bien sea por mecanizado o con un esmeril manual, de 20° a 30° de bisel de entrada en diámetro exterior de la T.R. por unos ¾” de longitud.

2. Agarre el cabezal de tubería de revestimiento y bajelo cuidadosamente sobre el bisel de la tubería de

revestimiento. Mantenga el cabezal recto y nivelado durante la instalación, para evitar dañar los empaques y la superficie de contacto.

3. Descienda lentamente el cabezal sobre el extremo de la T.R. Si el peso del cabezal no es suficente para

posesionarlo totalmente podrán ser colocados pesos extras, el cabezal esta totalmente posesionado cuando la boca de la T.R. se encuentra contra el hombro del cabezal localizado en el interior debajo de las salidas laterales del cabezal.

4. Conecte una bomba hidraulica en el puerto de ½” la presion de prueba sera al 80% de la resistencia a la

presion de colapso de la t.r. o a presion de trabajo del cabezal la que sea menor, mantener la presion durante 15 min.

5. Apretar los birlos de la brida inferior en forma de cruz primeramente al tope y posteriormente con una

herramienta que permita controlar su torque. Nota importante: el apriete de los bielos en orden de cruz, significa que cuando se aprieta un birlo, el siguiente a ser apretado debe ser el que se encuentra a 180° del que le antecedio. Esto permite tener un apriete unirforme y que no se vaya de lado el componente apretado.

6. El cabezal esta ahora listo para la siguente operación de perforación en el pozo.

La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Cabezal, sobre el conductor que previamente fue instalado en la estapa de la fabricación del contrapozo ( el detalle de la instalación del conductor no se especifica en este procedimiento, ya que ello forma parte de las compañias que se decican a la perforación del pozo).

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Paso # 2

Instalación del Tapón de Prueba de Preventores de 20 ¾”

Al arriba en el lugar donde se realizará la instalación de los materiales, lo primero que se recomienda es hacer una revisión de los numeros de parte que tienen cada uno de los componentes que se instalarán, revisar que los materiales correspondentientes si se encuentran disponibles y en buenas condiciones. Por lo que a continuación se mencionan las caracteristicas de los materiales.

Identificación del Tapón de Prueba de Preventores de 20 ¾” Número de parte: JC-002-02-2 Modelo del Tapón de Prueba: Solido TamañoNominal del Diametro Exterior: 20 ¾” Cuerda Superior: 4 ½” IF (CAJA) Cuerda Inferior: 4 ½” IF (CAJA) Material: AISI 4140 Materila del Elastómero: Nitrilo dureza 70 Número de parte del Empaque: JC-002-02-2A El siguiente procedimiento define los pasos para la instalación de un tapón para la prueba de Preventores. Procedimiento de instalación.

1. Enrosque el tapón a la junta de la tubería de trabajo ( el cuello del Tapón debe quedar hacia arriba y el cuerpo mayor hacia abajo, que es el que tiene el empaque que sellará con el diámetro interior del Cabezal para resistir toda la presión que en la prueba hisdrostática se aplique).

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2. Baje el tapón a través de los preventores hasta que asiente en el hombro de carga apropiado en el cabezal de

superficie y que esta conectado directamente a los preventores contra reventones.

3. Abra las válvulas laterales en el cabezal de T.R. para checar fugas por el tapón durante las pruebas.

4. Cierre los “rams de los preventores” y pruebe el stack a las presiones requeridas.

5. Cierre las válvulas laterales.

6. Abra el “stack” de los preventores.

7. Si la presión bajo apartir de que se dejo de aplicar, entonces verifique todos los materiales para identificar donde estuvo el problema y vuelva hacer los mismos pasos del 1 al 6. Caso contrario, si no se presentó ninguna fuga y el sistema retuvo en todo momento la presión aplicada, entonces la prueba a sido un éxito y el sistema esta listo para la siguiente etapa.

La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Tapón de prueba dentro del Cabezal instalado en el paso #1

Paso # 3

Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 20 ¾” Al arriba en el lugar donde se realizará la instalación de los materiales, lo primero que se recomienda es hacer una

revisión de los numeros de parte que tienen cada uno de los componentes que se instalarán, revisar que los materiales

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correspondentientes si se encuentran disponibles y en buenas condiciones. Por lo que a continuación se mencionan las caracteristicas de los materiales.

Identificación del Protector de Tazón de 20 ¾” Número de parte: JC-003-03-3 Tamaño Nominal: 20 ¾” Diámetro interior: 17.625” Material: ASTM A106 Empaque utilizado: “L” Packing Número de parte del Empaque: JC-003-03-3A Material del empaque: Nitrilo N-70 Identificación del Soltador para Protector de Tazón de 20 ¾” Número de parte: JC-003-03-3B Tamaño Nominal: 20 ¾” Cuerda Superior: 4 ½” IF (CAJA) Cuerda Inferior: 4 ½” IF (CAJA) Procedimiento de instalación.

1. Enrosque la herramienta de levantamiento (tapón de prueba de preventores con el piñón arriba) a la junta (tubería de trabajo).

2. Posicione la herramienta de levantamiento sobre el protector de tazón y baje lentamente hasta hacer contacto. Rote la herramienta de levantamiento hacia la derecha ¼ de vuelta (sentido del reloj).

3. Retire la camisa de la mesa rotaria, en caso de ser necesario, para que el protector de tazón pueda pasar libremente.

4. Baje el protector de tazón a través de los preventores hasta que asiente en el hombro de carga y penetre el empaque en la hendidura del cabezal de superficie.

5. Rote la tubería de trabajo o la junta hacia la izquierda (sentido contra reloj) ¼ vuelta.

6. Retire la herramienta levantando la sarta de perforación. El protector de tazón esta ahora asegurado en el cabezal. Procedimiento de retiro del protector de tazón de 20 ¾”.

1. Enrosque la herramienta de levantamiento (tapón de prueba de preventores con el pin arriba) a la junta (tubería de trabajo).

2. Retire la camisa de la mesa rotaria, en caso de ser necesario, para que el protector de tazón pueda pasar libremente.

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3. Baje la herramienta de levantamiento a través de los preventores hasta que el mismo asiente sobre el protector de tazón.

4. Rote la tubería de trabajo hacia la derecha (sentido del reloj) hasta que la sarta baje totalmente, aproximadamente 2”.

5. Rote la sarta hacia la derecha ¼ vuelta o hasta que la herramienta se detenga.

6. Retire el protector de tazón levantando la sarta de perforación lentamente. La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Protector de Tazón dentro del Cabezal instalado en el

paso #1

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Paso # 4

Instalación del Colgador Para Tubería de Revestimiento de 16” Este colgador es el accesorio que soportará todo el peso de la tubería de revestimiento de 16”, atravez de unas

cuñas que este tiene en su interior. Estas cuñas reciben un tratamiento térmico ( nitrurado ) de tal manera que su dureza sea muy alta, ya que los dientes ( en forma de cuerda helicodal ) con los que cuenta, sujetaran firmemente la tubería de revestimiento de 16”. Se debe estar bien seguro que el Colgador de cuñas se encuentre en optimas condiciones . Este tiene un empaque en su diametro exterior, que es el que sellará a la tubería de revestimiento de 16” y también sellará en el diametro interior del Cabezal instalado en el paso #1.

Al arriba en el lugar donde se realizará la instalación de los materiales, lo primero que se recomienda es hacer una

revisión de los numeros de parte que tienen cada uno de los componentes que se instalarán, revisar que los materiales correspondentientes si se encuentran disponibles y en buenas condiciones. Por lo que a continuación se mencionan las caracteristicas de los materiales.

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Identificación del Colgador de Cuñas Número de parte: JC-004-04-4 Tamaño: 20 ¾” x 16” Tamaño de la Tuberia que Colgará: 16” Nivel PSL API 6A: PSL3 Clase de Material API 6A: EE Temperatura API 6A: P-U

Antes de la instalación

NOTA: Asegúrese de obtener y usar todo el equipo de protección personal requerido durante esta operación para realizar correctamente la instalación y evitar sufrir algun daño personal.

Instalación con preventores levantados.

1. Drene tazón a través de la salida lateral en el cabezal.

2. Levante el string de preventores.

3. Limpie y aplique ligeramente grasa al tazón del cabezal.

4. Asegúrese que el sello del colgador esta en condición relajada.

5. Abra el colgador accionando el “seguro” del mismo.

6. Coloque dos tablas de madera en la brida del cabezal alrededor de la T.R 16”.

7. Abrace la T.R. y cierre el colgador accionando el seguro. De ser necesario utilice un martillo para ayudar a cerrarlo y mantenerlo en esta posición.

8. Engrase el diámetro externo del colgador.

9. Con la asistencia del guinche, centrar la T.R. tanto como sea posible.

10. Retire los tornillos de sujeción de las cuñas.

11. Retire las tablas permitiendo que el colgador caiga dentro del tazón del carrete.

12. Revise que el colgador esta asentado totalmente. En caso de no estarlo, ayude el mismo a asentar golpeando

solamente el cuerpo del mismo con una barra suave.

13. Una vez que el colgador está asentado, ajuste las cuñas golpeando los segmentos con una barra suave. Es muy importante que las cuñas se ajusten de forma pareja alrededor de la T.R.

14. Destensione la tubería transfiriendo de esta forma todo el peso de la sarta al colgador.

NOTA: El peso suspendido en el colgador es el peso que el indicador del perforador registra que disminuye

al momento de destensionar la tubería. Si el peso deseado en el colgador no es alcanzado, levante la sarta y repita el procedimiento.

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15. Efectué un corte preliminar de la T.R. 50 cm por arriba de la brida del cabezal.

16. Efectué el corte definitivo de la T.R. de 16” a la longitud requerida, esto es, el espesor de la brida de doble

sello más la longitud de los sellos secundarios de 16” del siguiente cabezal. Bisele el corte a unos 30° en el diámetro exterior. Lime las superficies biseladas para remover asperezas y remover restos metálicos.

NOTA: Asegúrese de confirmar la apropiada altura de corte de la T.R. de acuerdo con sus propias

medidas de profundidad que se tiene al sumar la profundidad que tiene el siguiente cabezal que se instalará y que alojara la punta de la tubería de revestimiento.

17. Engrase el bisel de la T.R. de 16” y llene con aceite hidráulico lo que resta del tazón del cabezal de

superficie (arriba del colgador). La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Colgadro de Cuñas para la tubería de revestimiento

dentro del Cabezal instalado en el paso #1

Paso # 5

Instalación de Brida Doble Sello de 20 ¾” – 3,000 psi para Tubería de Revestimiento de 16”

Identificación de la Brida Doble Sello Número de parte: JC-005-05-5 Tipo: Doble sello Interior Tamaño de Brida de acuerdo API 6A: 20 ¾” – 3,000 psi Anillo API: R-74 Tamaño de la Tubería de Revestimiento que Sella: 16” Puerto de Prueba: ½” API L.P. Nivel calidad API 6A: PSL – 2

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Clase de Material API 6A: EE Temperatura API 6A: P – U

Antes de la instalación es muy importante tomar en cuenta que se tiene todo el equipo de protección personal y que se cuenta con las herramientas necesarias para tener éxito en la instalación.

1. Asegúrese de que la brida intermediaria sea compatible con la tubería de revestimiento, la brida superior del

cabezal o carrete de tubería de revestimiento y la brida inferior del carrete siguiente.

2. Mida el grosor de la brida intermediaria y la profundidad del tazón inferior del carrete siguiente. Asegúrese que la altura de corte de la tubería de revestimiento sea suficiente para extenderse a través de la brida intermediaria y hacer contacto pleno con los sellos en la parte inferior de la brida siguiente que se va a instalar. Asegúrese de dejar distancia suficiente para las empaquetaduras de anillos.

3. Limpiar las caras y las ranuras de los anillos API en la brida doble sello.

4. Limpiar las caras y las ranuras de los anillos API de ambos cabezales que se colocaran tanto arriba como

debajo de la brida doble sello.

5. Quite el tapón de prueba ubicado en la brida doble sello.

6. Preparar la brida doble sello para levantarla usando cable de acero y abrazaderas.

7. Baje la brida lentamente sobre el bisel de la T.R., hasta hacer contacto con el anillo R-74 , alineando los agujeros del barreno de la brida doble sello con los del cabezal de T.R. ubicado en la parte inferior.

La siguiente figura nos muestra como queda instalada la brida doble sello sobre el Cabezal instalado en el paso #1

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Paso #6

Instalación del Cabezal Carrete de 20 ¾” – 3,000 psi x 21 ¼” – 5,000 psi con preparación inferior para Tubería de Revestimiento de 16”

Identificación del Cabezal Número de parte: JC-006-06-6 Brida Superior y Rango de Presion de acuerdo API 6A: 21 ¼” – 5,000 PSI Ranura API 6A en la Brida Superior: BX-165 Brida Inferior y Rango de Presión de acuerdo API 6A: 20 ¾” – 3,000 PSI Ranura API 6A en la Brida Superior: R-74 Preparación Inferior : Doble Sello para Tubería de Revestimiento de 16” Tamaño de las salidas y rango de Presion: 2 1/16”– 5,000 PSI Ranura API 6A en las salidas laterales: R-24 Tipo de las salidas: Birlos empotrados Cuerda VR en Salida Lateral: 1 ½” API L.P. Paso Mínimo Vertical: 15.13” Nivel calidad API 6A: PSL – 2 Clasificación de la Temperatura: P – U Clase de Material: EE Puerto de Prueba: ½” API L.P.

Antes de la instalación

NOTA: Asegúrese de obtener y usar todo el equipo de protección personal requerido durante esta operación.

Instalación del Cabezal.

1. Checar , limpiar la cara de la Brida inferior y la ranura para el anillo BX-165 al cabezal previo eliminar todo tipo de rebabas.

2. Colocar el anillo BX-165 sobre la ranura de la brida doble sello ( instalada en el paso #5 )

3. Levante el cabezal carrete y asegurarse que se encuentre totalmente nivelado.

4. Deslízelo sobre la T.R. sin dañar los empaques ( previamente asegurarce que la tubería de revestimiento no

tenga rebaba por el que corte que se le aplicó y que este bien biselado el diemetro exterior ) y asegurandose que esten bien alineandoa los agujeros del barreno de la brida inferior del cabezal con los de la brida doble sello (ubicada en la parte inferior).

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PELIGRO: nunca debe colar las manos sobre la brida doble sello que se encuentra en la parte inferior en el tiempo que este bajando el cabezal superior, esto puediera prensar sus manos y causar graves daños

5. Instale todos los esparagos de la medida necesarios en los barramos de la brida inferior del cabezal y torqueelos uno por uno en forma de cruz.

6. Remover la grasera de ½ API LP y realizar una prueba de hemerticidad a los sellos, aplicando la menor

presión hidrostática ( el 80% de la presión de colapso de la Tubería de Revestimiento o la presion de trabajo de la brida, lo que sea menor ).

7. Después de la prueba de presión, libere toda la presión, drene el fluido y recoloque todos los tapones

retirados en el inciso 6.

8. Ahora el equipo se encuentra listo para la siguiente etapa.

La siguiente figura nos muestra como queda Instalado el Cabezal sobre la brida doble sello instalada en el paso #5.

Paso #7

Instalación del Tapón de Prueba de Preventores de 21 1/4”

La prueba de los preventores es una de las etapas mas seguras que deben realizarce, ya que de ella dependera tener un buen control del pozo en la etapa de la perforación, de lo contrario si esta no se realizara y se llegara a presentar un accidenete este pudiera ser de daños incuantificables, ya que estan de por medio muchas vidas humanas.

Identificación del Tapón de Prueba de Preventores de 20 ¾” Número de parte: JC-007-07-7 Modelo del Tapón de Prueba: Solido TamañoNominal del Diametro Exterior: 21 1/4”

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Cuerda Superior: 4 ½” IF (CAJA) Cuerda Inferior: 4 ½” IF (CAJA) Material: AISI 4140 Materila del Elastómero: Nitrilo dureza 70 Número de parte del Empaque: JC-007-07-7A El siguiente procedimiento define los pasos para la instalación de un tapón para la prueba de Preventores. Procedimiento de instalación.

1. Enrosque el tapón a la junta de la tubería de trabajo ( el cuello del Tapón debe quedar hacia arriba y el cuerpo mayor hacia abajo, que es el que tiene el empaque que sellará con el diámetro interior del Cabezal para resistir toda la presión que en la prueba hisdrostática se aplique).

2. Baje el tapón a través de los preventores hasta que asiente en el hombro de carga apropiado en el cabezal de superficie y que esta conectado directamente a los preventores contra reventones.

3. Abra las válvulas laterales en el cabezal de T.R. para checar fugas por el tapón durante las pruebas.

4. Cierre los “rams de los preventores” y pruebe el stack a las presiones requeridas.

5. Cierre las válvulas laterales.

6. Abra el “stack” de los preventores.

7. Si la presion bajo apartir de que se dejo de aplicar, entonces verifique todos los materiales para identificar donde estuvo el problema y vuelva hacer los mismos pasos del 1 al 6. Caso contrario, si no se presentó ninguna fuga y el sistema retuvo en todo momento la presión aplicada, entonces la prueba a sido un éxito y el sistema esta listo para la siguiente etapa.

La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Tapón de prueba de Preventores dentro del Cabezal instalado en el paso #7

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Paso #8

Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 21 ¼” Para que el nido del cabezal ( área que sirve de sello para aislar el espacio anular ) no se dañe, siempre es mejor

sacrificar un accesorio que, sinedo este mucho mas económico, que el propio cabezal. Todos los accesorios que pasen atravez del cabezal instalado en el paso #6 ( incluyendo la barrena de perforación ) pudieran dañar el cabezal. Es por esto que siempre se debe utilizar un Protector de Tazón ( siempre compatible con la marca y el tamaño del tazón del Cabezal ), ya que la geometría de este no esta normado en ningún estandar internacional, queda a control de cada fabricante de arboles de navidad.

Identificación del Protector de Tazón de 21 1/4” Número de parte: JC-008-08-8 Tamaño Nominal: 21 1/4” Diámetro interior: 15.625” Material: ASTM A106 Número de parte del Empaque: JC-003-03-3A Material del empaque: Nitrilo N-70 Identificación del Soltador para Protector de Tazón de 20 ¾” Número de parte: JC-008-08-8B Tamaño Nominal: 21 1/4”

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Cuerda Superior: 4 ½” IF (CAJA) Cuerda Inferior: 4 ½” IF (CAJA) Procedimiento de instalación.

1. Verificar que el Protector de Tazón es compatible con le tazón del cabezal. Esto se debe hacer midiendo el diámetro exterior del protector de tazón y el diámetro interior del cabezal ( donde entrará el protector de tazón ), así como que ambos correpondan al mismo fabricante.

2. Enrosque la herramienta de instalación a la tubería de trabajo (el cuello de la herramienta soltadora debe quedar hacia arriba y el cuerpo mayor hacia abajo que es el que ensamblará al protector de tazón).

3. Posicione la herramienta de levantamiento sobre el protector de tazón y baje lentamente hasta hacer contacto. Rote la herramienta de levantamiento hacia la derecha ¼ de vuelta (sentido del reloj).

4. Retire la camisa de la mesa rotaria, en caso de ser necesario, para que el protector de tazón pueda pasar libremente.

5. Baje el protector de tazón a través de los preventores hasta que asiente en el hombro de carga del cabezal instalado en el paso #6.

6. Rote la tubería de trabajo o la junta hacia la izquierda (sentido contra reloj) ¼ vuelta.

7. Retire la herramienta levantando la sarta de perforación. El protector de tazón esta ahora asegurado en el cabezal. Procedimiento de retiro del protector de tazón de 21 1/4”.

7. Enrosque la herramienta de instalación a la tubería de trabajo (el cuello de la herramienta soltadora debe quedar hacia arriba y el cuerpo mayor hacia abajo que es el que ensamblará al protector de tazón).

8. Retire la camisa de la mesa rotaria, en caso de ser necesario, para que el protector de tazón pueda pasar libremente.

9. Baje la herramienta de levantamiento a través de los preventores hasta que el mismo asiente sobre el protector de tazón.

10. Rote la tubería de trabajo hacia la derecha (sentido del reloj) hasta que la sarta baje totalmente, aproximadamente 2”.

11. Rote la sarta hacia la derecha ¼ vuelta o hasta que la herramienta se detenga.

12. Retire el protector de tazón levantando la sarta de perforación lentamente.

Ahora el equipo se encuentra listo para la siguiente etapa. La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Protector de Tazón dentro del Cabezal instalado en el

paso #6

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Paso #9

Instalación del Colgador Para Tubería de Revestimiento de 13 3/8”

Este colgador es el accesorio que soportará todo el peso de la tubería de revestimiento de 13 3/8”, atravez de unas cuñas que este tiene en su interior. Estas cuñas reciben un tratamiento térmico ( nitrurado ) de tal manera que su dureza sea muy alta, ya que los dientes ( en forma de cuerda helicodal ) con los que cuenta, sujetaran firmemente la tubería de revestimiento de 13 3/8”. Se debe estar bien seguro que el Colgador de cuñas se encuentre en optimas condiciones . Este tiene un empaque en su diametro exterior, que es el que sellará a la tubería de revestimiento de 13 5/8” y también sellará en el diametro interior del Cabezal instalado en el paso #6.

Identificación del Colgador de Cuñas Número de parte: JC-009-09-9 Tamaño: 21 1/4” x 13 3/8” Tamaño de la Tuberia que Colgará: 13 3/8” Nivel PSL API 6A: PSL3 Clase de Material API 6A: EE Temperatura API 6A: P-U

Antes de la instalación

NOTA: Asegúrese de tener y usar todo el equipo de protección personal requerido durante esta operación para realizar correctamente la instalación y evitar sufrir algun daño personal.

Instalación con preventores levantados.

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1. Verificar que el Colgador de Cuñas para tubería de revestimiento de 13 3/8” es compatible con le tazón del cabezal. Esto se debe hacer midiendo el diámetro exterior del Colgador de Cuñas y el diámetro interior del cabezal ( donde entrará el Colgador de cuñas ), así como que ambos correpondan al mismo fabricante.

2. Drene el tazón del cabezal a través de las salidas laterales del cabezal.

3. Levante el string de preventores.

4. Limpie y aplique ligeramente grasa al tazón del cabezal, en el cual se colocará el colgador de cuñas para tubería de revestimiento de 13 3/8”.

5. Asegúrese que el sello del colgador esta en condición relajada y que no presente ninguno daño, de lo contrario

debe ser este reemplazado antes de ser instalado.

6. Coloque dos tablas de madera en la brida del cabezal que recibirá el Colgador de Cuñas y alrededor de la Tubería de Revestimiento de 13 3/8”, para que hay descanse un poco el peso del colgador.

7. Abrace la Tubería de Revestimiento y cierre el colgador accionando el seguro. De ser necesario utilice un

martillo para ayudar a cerrarlo y mantenerlo en esta posición, asegurandoce que este no se abra por si solo.

8. Engrase el diámetro externo del colgador.

9. Centrar la Tubería de Revestimineto de 13 3/8” tanto como sea posible con respecto al diametro interior del cabezal que recibirá el Colgador.

10. Asegurarce que las cuñas hagan buen contacto con la Tubería de revestimiento.

11. Retire las tablas permitiendo que el colgador caiga dentro del tazón del cabezal.

12. Revise que el colgador esta asentado totalmente en el hombro de carga del cabezal. En caso de no estarlo, ayude

que a que el colgador se asiente golpeando solamente el cuerpo del mismo con una barra suave.

13. Una vez que el colgador está asentado, ajuste las cuñas golpeando los segmentos con una barra suave. Es muy importante que las cuñas se ajusten de forma pareja alrededor de la Tubería de revestimiento de 13 3/8”.

14. Destensione la tubería de revestimiento de tal manera que se transfiera todo el peso de la sarta de la tubería al

colgador de suñas, esto hara que el empaque con el que cuenta el colgador se expanda, haciendo que este selle en la tuberia de revestimiento y en el tazon del cabezal, aislando asi los espacias anulares, es decir, evitara que en caso de existir alguna fuga del pozo, esta no salga a la atmósfera, protegiendo así al medio ambiente y a las personas que se encuentren perforando el pozo.

NOTA: El peso suspendido en el colgador es el peso que el indicador del perforador registra que disminuye

al momento de destensionar la tubería. Si el peso deseado en el colgador no es alcanzado, levante la sarta y repita el procedimiento. Tampoco debe aplicarse demasiado peso, ya que la tuberia puede ser colapsada por el empaque del colgador.

15. Efectué un corte preliminar de la T.R. 50 cm por arriba de la brida del cabezal.

16. Efectué el corte definitivo de la Tubería de Revestimiento de 13 3/8” a la longitud requerida, esto es, el espesor

de la brida doble sello ( que se instalará en la siguiente etapa ) más la longitud de los sellos secundarios de 13 3/8” con los que cuenta el siguiente cabezal que será instalado arriba de la brida doble sello. Bisele el corte a unos 30° en el diámetro exterior. Lime las superficies biseladas para remover rebabas y eliminar cualquier restos metálicos que haya quedado.

NOTA: Asegúrese de confirmar la apropiada altura de corte de la Tubería de Revestimiento de acuerdo

con sus propias medidas de profundidad que se tiene al sumar la profundidad que tiene el siguiente cabezal que

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se instalará y que alojara la punta de la tubería de revestimiento y el espesor de la brida doble sello que se instalara entre los dos cabezales.

17. Engrase el bisel de la T.R. de 13 3/8” y llene con aceite hidráulico lo que resta del tazón del cabezal de

superficie (arriba del colgador). La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Colgadro de Cuñas para la tubería de revestimiento

dentro del Cabezal instalado en el paso #6

Paso #10

Instalacion de Brida Doble Sello de 21 1/4”-5,000 psi para Tubería de Revestimiento de 13 3/8”

Identificación para la Brida Doble Sello Número de parte: JC-010-10-10 Tipo: Doble sello Interior Tamaño de Brida de acuerdo API 6A: 21 1/4” –5,000 psi Anillo API: BX-165 Tamaño de la Tubería de Revestimiento que Sella: 13 3/8” Puerto de Prueba: ½” API L.P.

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Nivel calidad API 6A: PSL – 2 Clase de Material API 6A: EE Temperatura API 6A: P – U

Antes de la instalación es muy importante tomar en cuenta que se tiene todo el equipo de protección personal y que se cuenta con las herramientas necesarias para tener éxito en la instalación.

1. Asegúrese de que la brida doble sello sea compatible con la tubería de revestimiento. Esto se logra midiendo

el diámetro interior de la brida ( la medida debe ser muy cercana a 13 3/8”9. Asegurarce también que la brida superior del cabezal o carrete de tubería de revestimiento y la brida inferior del carrete siguiente sean compatibles a la brida doble sello.

2. En el caso que exista alguna discrepancia entre los componentes del inciso anterior, debe avisarcele al cliente que no se puede seguir con la operación, hasta que se cumpla perfectamente el inciso anterior. Nota: para este caso, no es necesario que la brida doble sello sea de la misma marca de los cabezales, ya que lo que esta normado por API es el diametro exterior de las bridas, el numero de barrenos con los que cuenta la brida y el diametro de los barrenos.

3. Mida el grosor de la brida doble sello y la profundidad del tazón inferior del Cabezal siguiente. Asegúrese que la altura de corte de la tubería de revestimiento de 13 3/8” sea suficiente para extenderse a través de la brida doble sello y hacer contacto pleno con los sellos en la parte inferior del cabezal siguiente que se va a instalar. Asegúrese de dejar distancia suficiente para las empaquetaduras de anillos API.

4. Limpiar las caras y las ranuras de los anillos API en la brida doble sello.

5. Limpiar las caras y las ranuras de los anillos API de ambos cabezales que se colocaran tanto arriba como

debajo de la brida doble sello.

6. Quite el tapón de prueba ubicado en la brida doble sello.

7. Preparar la brida doble sello para levantarla usando cable de acero y abrazaderas.

8. Baje la brida lentamente sobre el bisel de la T.R., hasta hacer contacto con el anillo BX-165 , alineando los agujeros del barreno de la brida doble sello con los del cabezal de Tubería de Revestimiento ubicado en la parte inferior.

La siguiente figura nos muestra como queda instalada la brida doble sello sobre el Cabezal instalado en el paso #6

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Paso #11

Instalación del Cabezal Compacto Semi Partido de 21 1/4”-5,000 psi x 13 5/8”-10,000 psi x 13 5/8”-10,000 psi con preparación inferior para Tubería de Revestimiento de 13 3/8”

Identificación del Cabezal de 21 ¼-5000 Número de parte: JC-011-11-11 Conexión Inferior: 21 ¼” – 5,000 psi Anillo API 6A en la Conexión Inferior: BX-165 Conexión Superior: 13 ⅝” – 10,000 psi Anillo API 6A en la Conexión Superior: BX-159 Diámetro de Paso: 12.50” Puerto de Prueba: ½” API L.P. Preparación Inferior: doble sello para Tubería de Revetimiento de 13 3/8” Tamaño de salidas Laterales: 2 1/16” – 10,000 psi Anillo API 6A en las salidas laterales: BX-152 Tipo de las salidas: Birlos Empotrados

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Cuerda en Salidas Laterales: 2” L.P. Nivel calidad API 6A: PSL – 2 Clase de Material API 6A: EE Temperatura API 6A: P – U Identificación Del Cabezal 13 ⅝” – 10,000 psi x 13 ⅝” – 10,000 psi Número de parte: JC-011-11-11A Modelo: COMPACTO Conexión Inferior: 13 ⅝” – 10,000 psi Anillo API 6A en la Conexión Inferior: BX-159 Conexión Superior: 13 ⅝” – 10,000 psi Anillo API 6A en la Conexión Superior: BX-159 Diámetro de Paso: 13.500” Puerto de Prueba: ½” API L.P. Tamaño de salida y Rango de Presion de las salida laterales: 2 1/16” – 10,000 psi Anillo API 6A en las salidas laterales :BX-152 Tipo de las salidas: Birlos Empotrados Cuerda en Salida Lateral: 2” L.P. Nivel calidad API 6A: PSL – 3 Clase de Material API 6A: EE Temperatura API 6A: P – X

Instalación del Cabezal.

1 Verificar que la conexión bridada del cabezal inferior sea compatible con la brida doble sello en la que asentará el cabezal compacto.

2 Checar , limpiar la cara y la ranura del anillo API BX-165 del cabezal buscando asegurarse que la

ranura no tenga ningun golpe.

3 Verificar que el Cabezal inferior tenga los empaques en su interior y que estos se encuentren en buenas condiciones, de lo contrario, si se encuentran golpeados, deben ser eemplazados por nuevos.

4 Verificar que la caja en la que estan colocados los empaques ( dentro del cabezal ) sea compatible con la tubería de revestimiento de 13 3/8”. Esto se logra midiendo la caja, de tal manera que de una medida un poco mas pequeña de 13 3/8”. En caso que este mas grande o mas pequeña, debe avisarse al cliente que no existe compatibilidad entre los empaques que sellarian y la tubería de revestimiento, por lo que la operación no puede realizarce.

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5 Una vez que el inciso 4 haya sido verificado y aclarado, debe colocarse el anillo API BX-165 sobre la

ranura API de la brida doble sello que recibirá el Cabezal.

6 Levantar el cabezal compacto, asegurandose que se encuentre totalmente nivelado y deslizelo sobre la Tubería de Revestimiento de 13 ⅜” sin dañar los empaques.

PELIGRO: No coloque nunca la manos sobre la brida doble sello o en la brida inferior del cabezal durante el tiempo que este bajando el cabezal superior, ello pudiera lastimar las manos e incluso causar daños irreversibles.

7 Instale uno a uno los esparragos dentro de los barrenos con los que cuentan las bridas y torquee los espárragos alrededor del cabezal, en orden de cruz. Esto permitira que la fuerza de apriete sea constante y de manera uniforme.

8 Remover todos los tapones de ½” con los que cuentas las bridas y realizar una prueba de hermeticidad

de sellos, aplicando una presión hidrostática, ya sea al 80% de la presión de colapso de la Tubería de Revestimiento o la presión de trabajo de la brida de los cabezales, lo que sea menor.

9 Si la presión bajo apartir de que se dejo de aplicar, entonces verifique todos los materiales para identificar donde esta el problema y vuelva hacer los mismos pasos del 1 al 8. Caso contrario, si no se presentó ninguna fuga y el sistema retuvo en todo momento la presión aplicada, entonces la prueba a sido un éxito y el sistema esta listo para la siguiente etapa.

10 Después de la prueba de presión, libere toda la presión, drene el fluido y recoloque todos los tapones retirados en el inciso 8.

La siguiente figura nos muestra como queda instalado el cabezal compacto semipartido, sobre la brida doble sello instalada en el paso #10

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Paso #12

Instalación del Tapón de Prueba de Preventores 13 ⅝”

Identificación del Tapón de Prueba de Preventores de 13 ⅝” Número de parte: JC-012-12-12 Tamaño: 13 ⅝” Nominal Mámima presión de tranbajo: 10,000 lb/pulg2 Cuerda Superior: 4 ½” IF (CAJA) Cuerda Inferior: 4 ½” IF (CAJA) Material: Acero al Carbón 4140 Número de parte del Empaque: JC-012-12-12A Material del empaque: Nitrilo Procedimiento de instalación.

1. Verificar que el tapón de prueba es compatible con le tazón del cabezal. Estos se debe hacer midiendo el diámetro exterior del tapón de prueba y el diámetro interior del cabezal ( donde entrará el tapón de prueba ), así como que ambos correspondan al mismo fabricante.

2. Enroscar el tapón de prueba a la tubería de trabajo (el cuello del tapón de prueba debe quedar hacia arriba, siendo de esta zona donde debe sujetarce para apretarlo a la tubería de trabajo y el cuerpo mayor debe quedar hacia abajo,siendo esta parte la que entrará en el tazón del Cabezal).

3. Retraer todos los tornillos radiales, de tal menara que no sobre salgan la punta a los diámetros interiores de

los cabezales. Baje el tapón a través de los preventores ( asegurandoce que esten bien alineados) cuidando de no romer el empaque, hasta que el mismo asiente en el hombro de carga apropiado en el cabezal de superficie.

4. Abrir las válvulas laterales en el carrete para verificar si existen fugas por el tapón durante las pruebas.

5. Cierre los “rams de los preventores” y aplicar la presión hidrostática para probar los preventores a las

presiones requeridas y las uniones API de los cabezales.

6. Si durante la prueba no se presento fuga, cerrar las válvulas laterales inferiores y superiores. En caso de que se presente fuga, retirar el tapón, inspeccionar que el empaque se encuentre en buenas condiciones y repertir los pasos anteriores.

7. Una vez que la prueba hidrostatica haya sido realizada con éxito, abrir el paso de los preventores, de tal

manera que se permita retirar el tapón de prueba.

8. Retire el tapón y des-enroscar de la tubería de trabajo.

9. Inspeccionar visualmente que el empaque no tenga daños, en caso que este dañado, se debe retirar y ser colocado en su lugar uno nuevo.

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10. Las cuerdas del tapon de prueba deben ser protegidas con grasa.

11. Ahora el sistema de cabezales esta listo para la siguiente etapa.

La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Tapón de Prueba dentro del Cabezal instalado en el paso #11

Paso #13 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 13 ⅝” Largo

Identificación del Protector de Tazón de 13 5/8” Largo Número de parte: JC-013-13-13 Tamaño Nominal: 13 5/8” Diámetro interior: 9.5” Material: ASTM A106 Número de parte del Empaque: JC-013-13-13A Material del empaque: Nitrilo N-70 Identificación del Soltador y Recuperador para Protector de Tazón de 13 5/8”

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Número de parte: JC-013-13-13B Tamaño Nominal: 13 5/8” Cuerda Superior: 4 ½” IF (CAJA) Cuerda Inferior: 4 ½” IF (CAJA) Procedimiento de instalación.

1. Verificar que el Protector de Tazón es compatible con le tazón del cabezal. Esto se debe hacer midiendo el diámetro exterior del protector de tazón y el diámetro interior del cabezal ( donde entrará el protector de tazón ), así como que ambos correpondan al mismo fabricante.

2. Enrosque la herramienta de instalación a la tubería de trabajo (el cuello de la herramienta soltadora debe quedar hacia arriba y el cuerpo mayor hacia abajo que es el que ensamblará al protector de tazón).

3. Posicione la herramienta de levantamiento sobre el protector de tazón y baje lentamente hasta hacer contacto. Rote la herramienta de levantamiento hacia la derecha ¼ de vuelta (sentido del reloj).

4. Retire la camisa de la mesa rotaria, en caso de ser necesario, para que el protector de tazón pueda pasar libremente.

5. Asegurarce que todos los tornillos radiales de los cabezales esten retraidos, es decir , que la punto no salga a los

diametros interiores de los cabezales.

6. Baje el protector de tazón a través de los preventores hasta que asiente en el hombro de carga del cabezal instalado en el paso #6.

7. Sujetar el protector de tazón con los tornillos radiales del cabezal que queda en la parte superior.

8. Rote la tubería de trabajo o la junta hacia la izquierda (sentido contra reloj) ¼ vuelta.

9. Retire la herramienta levantando la sarta de perforación. El protector de tazón esta ahora asegurado en el

cabezal. Procedimiento de recuperación del protector de tazón de 13 5/8”.

1. Enrosque la herramienta de instalación y recuperación a la tubería de trabajo (el cuello de la herramienta soltadora debe quedar hacia arriba y el cuerpo mayor hacia abajo que es el que ensamblará al protector de tazón).

2. Retire la camisa de la mesa rotaria, en caso de ser necesario, para que el protector de tazón pueda pasar

libremente.

3. Baje la herramienta de levantamiento a través de los preventores hasta que el mismo asiente sobre el protector de tazón.

4. Rote la tubería de trabajo hacia la derecha (sentido del reloj) hasta que la sarta baje totalmente, aproximadamente

2”.

5. Rote la sarta hacia la derecha ¼ vuelta o hasta que la herramienta se detenga.

6. Retraer los tornillos radiales ( que sujetaron al protector de tazón de acuerdo al inciso 7 anterior ) de tal manera que el protector de tazón quede libre.

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7. Retire el protector de tazón levantando la sarta de perforación lentamente.

8. Ahora el equipo se encuentra listo para la siguiente etapa. La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Protector de Tazón dentro del Cabezal instalado en el

paso #11

Paso #14 Instalacion del Colgador para Tubería de Revestimiento de 13 ⅝” x 9 ⅞” Casing

Identificación del Colgador de T.R. Mandril de 13 ⅝” x 9 ⅞” Número de parte: JC-014-14-14 Tamaño Nominal: 13 ⅝” Cuerda Superior e Inferior: 9 ⅞” Multi Vam 62.8 lb/pie Capacidad de Carga: 180,000 kg Diámetro Paso: 9.0” Cuerda Superior: 9.750” – 4ACME – 2G – LH

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Procedimiento de instalación.

1. Después de correr la T.R. de 9 ⅞” en el último tramo se procedrá a instalar el colgador tipo Mandril. Cuando se arrive al lugar donde se realizara la instalación deberá asegurarce que el Colgador es compatible con el tazón del cabezal, esto se debe hacer midiendo el diametro exterior del Colgador y el diametro interior donde este entrará.

2. Verificar que las roscas se encuentren en buenas condiciones, es decir sin ningun golpe. Que las roscas del

colgador sean compatibles con la rosca de la tuberia a la cual se instalará. Roscar el colgador tipo Mandril al último tramo de Tubería de Revestimiento debiendo poner la llave de apriete en la parte inferior del colgador y apretarlo al torque recomendado por el fabricante de la rosca.

3. Asegurarce que las áreas de sellos con las que cuenta el colgador no se encuentran dañadas. En caso contrario,

debe ser sustituido por uno bueno.

4. Verificar que todos los tornillos radiales de los cabezales se encuentren retraidos, antes de iniciar a bajar el colgador. 5. Medir la distancia de la mesa rotaria al tazón donde asentara el colgador mandril.

Bajar el colgador a traves del tren de preventores, controlando la medida tomada en el inciso anterior, mientras baja el colgador.

6. Una vez que haya asentado el colgador y el indicador de peso marque 0 ( cero ) compare la medida con aquella que se obtuvo en el inciso 3. No deberá de haber ninguna diferencia significativa.

7. Proceda con la cementación de la tubería de revestimiento en forma deseada llevando los retornos a traves del

colgador tipo mandril.

8. Después de la cementación abra las válvulas del cabezal semicompacto, drene el espacio anular y lave con agua, de tal manera que no quede cemento en ninguna parte del colgador ni los cabezales.

9. Ahora el sistema se encuentra listo para seguir con la siguiente etapa.

La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Colgador dentro del Cabezal instalado en el paso #11

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Paso #15 Instalación de Ensamble Sello de 13 ⅝” x 9 ⅞” Casing

Identificación de Ensamble de Sellos Normal de 13 ⅝” x 9 ⅞” para Colgador tipo Mandril Número de parte: JC-015-15-15 Tamaño Nominal: 13 ⅝” Preparacion Inferior: 2 Sellos para cuellos de colgador mandrill Diámetro Paso: 8.75” Preparación Superior: Ranuras para Herramienta Soltadora Presión Máxima de Trabajo: 10,000 lbs/pulg2 Identificación de la herramienta para instalar el Ensamble de Sellos Normal de 13 ⅝” x 9 ⅞” Casing Número de parte: JC-015-15-15A Tamaño Nominal: 13 5/8”

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Cuerda Superior: 4 ½” IF (CAJA) Cuerda Inferior: 4 ½” IF (CAJA) Procedimiento de instalación.

1. Alinee las cuatro lenguetas instaladas en la herramienta de instalación y recuperación con las cuatro ranuras ubicadas en el buje empacador o ensamble de sellos y baje dicha herramienta hasta asentarla perfectamente dentro del buje empacador.

2. Gire la herramienta de instalación y recuparción a la derecha (en sentido de las agujas del reloj) ¼ de vuelta, esto conectara dicha herramienta con el ensamble de sellos.

3. Retraiga uno por uno los Tornillos Radiales con los que cuentas los dos cabezales superiores, de tal manera que

no aparezcan en el diametro interior de los cabezales y permita el libre paso por estos del Ensamble de Sellos.

4. Levante el ensamble de sellos con la herramienta soltadora y recuperadora e introduzcalo lentamente a traves de los preventores, hasta que se deslice en el cuello extendido del colgador mandril y quede asentado en el hombro de carga del colgador. Verifique que la distancia recorrida sea compatible comparando distancias.

5. Retirar uno de los Tornillos Radiales de los que se encuentran en la conexión inferior del cabezal compacto para asegurarce que el ensamble de Sellos se encuentra en su posición final, si no, aplicar peso para que este baje a su posición correcta. Si el ensamble de Sellos ya se encuentra en su posición correcta, instale nuevamente el Tornillo Radial retirado.

6. Reactivar todos los Tornillos Radiales retraidos en el iniciso 3 y apretarlos en orden de cruz uno por uno (a 180°

uno del otro )hasta lograr su total y correcta activación.

7. Retirar el tapon de ½ API localizado en el extremo inferior del cabezal compacto, es decir, que se encuentra a la altura de los Tornillos Radiales recien apretados.

8. Conectar linea de pruebas hidrostáticas y Probar los sellos del buje empacador a traves del orificio de prueba del

cabezal al 80% del colapso de la Tubería de Revestimiento o la presión de la brida 10,000 psi, la que sea menor. Mantenga la presión por lo menos 10 minutos.

9. Si la prueba se desarrollo con éxito, es decir, no se presento perdida de presión, reduzca la presion a 0 ( cero ) y retire la herramienta de instalación del buje con una rotacion de 90°, ¼ de vuelta en sentido contrario de las agujas del reloj y retírela. El ensamble ahora esta asegurado dentro del cabezal y se encuentra listo para la siguiente etapa. Instalación de un Colgador de Tubería de Revestimiento de Emergencia. Identificación de la herramienta para instalar el Ensamble de Sellos Normal de 13 ⅝” x 9 ⅞” Casing Número de parte: JC-015-15-15B Tamaño Nominal: 13 5/8” Tubería que suspende: 9 7/8”

1. Si la tubería de revestimiento no pudo ser asentada con el colgador tipo Mandril ( de acuerdo al paso # 14 ) entonces deberá utilizarse un colgador de Tuberia de Revestimiento llamado Colgador de Cuñas para Emergencia.

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2. Cementar la tubería de revestimiento de acuerdo a los procedimientos del usuario, después de las operaciones de cementación, desconecte la conexión intermedia del cabezal semicompacto y levántelo junto con el tren de preventores aproximadamente 36”.

3. Limpie e inspeccione el tazón del cabezal que quedo en la parte de abajo, asegúrandoce que no haya daños, verificar que el hombro de carga, las ranuras y areas de sello se encuentren también en buenas condiciones.

4. Colocar dos tablas paralelas sobre la brida superior del cabezal intermedio y asienta el colgador de cuñas, abralo para abrazar la tubería de revestimiento y ciérrelo. Quite los tornillos de retención de las cuñas y retire las tablas para que este caiga en el hombro de carga del cabezal.

5. Aplicar tensión a la tubería al punto deseado para aplicar peso al colgador y asi poder activar las cuñas de emergencia .

6. Soltar lentamente el peso de la tubería de revestimiento. (Se requieren 30,000 libras mínimo para activar el colgador de cuñas.)

7. Hacer el corte a la tubería de revestimiento de 10 a 12 pulgadas, arriba de la brida del cabezal y retirar la tubería de revestimiento cortada.

8. Hacer el corte final a la tubería de revestimiento que debera ser de 2.5” arriba de la brida del cabeza y biselar el borde exterior de la Tubería de Revestimiento a 30°. Eliminar todos los filos vivos y las rebabas con una pulidora.

9. Limpiar la basura y los residuos metálicos dejados por la operación del corte de la tubería de revestimiento y biselado en la parte superior del colgador de cuñas. Limpiar y engrasar la tubería de revestimiento, reemplazar los anillos API.

10. Bajar el cabezal ( desconectado en el inciso 2) junto con los preventores a su posición y apretar en orden de cruz las tuercas de los birlos.

Proceder a instalar el ensamble de Sellos de Emergencia de acuerdo a los incisos anteriores del mismo modo que

se indica en “Instalación del ensamble de sellos normal”. La misma herramienta de instalación de los sellos normales sirve para instalar los sellos de emergencia.

La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Ensamble de Sellos dentro del Cabezal instalado en el

paso #11

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Paso #16

Instalación del Tapón de Prueba de Preventores 13 ⅝”

Identificación del Tapón de prueba de Preventores de 13 ⅝” Número de parte: JC-012-12-12 Tamaño: 13 ⅝” Nominal Mámima presión de tranbajo: 10,000 lb/pulg2 Cuerda Superior: 4 ½” IF (CAJA) Cuerda Inferior: 4 ½” IF (CAJA) Material: Acero al Carbón 4140 Número de parte del Empaque: JC-012-12-12A Material del empaque: Nitrilo Procedimiento de instalación. 1. Verificar que el tapón de prueba es compatible con le tazón del cabezal. Estos se debe hacer midiendo el

diámetro exterior del tapón de prueba y el diámetro interior del cabezal ( donde entrará el tapón de prueba ), así como que ambos correspondan al mismo fabricante.

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2. Enroscar el tapón de prueba a la tubería de trabajo (el cuello del tapón de prueba debe quedar hacia arriba, siendo de esta zona donde debe sujetarce para apretarlo a la tubería de trabajo y el cuerpo mayor debe quedar hacia abajo,siendo esta parte la que entrará en el tazón del Cabezal).

3. Retraer todos los tornillos radiales, de tal menara que no sobre salga su punta a los diámetros interiores de los cabezales. Baje el tapón a través de los preventores ( asegurandoce que esten bien alineados) cuidando de no romer el empaque, hasta que el mismo asiente en el hombro de carga apropiado en el cabezal de superficie.

4. Abrir las válvulas laterales en el carrete para verificar si existen fugas por el tapón durante las pruebas.

5. Cierre los “rams de los preventores” y aplicar la presión hidrostática para probar los preventores a las presiones requeridas y las uniones API de los cabezales.

6. Si durante la prueba no se presento fuga, cerrar las válvulas laterales inferiores y superiores. En caso de que se

presente fuga, retirar el tapón, inspeccionar que el empaque se encuentre en buenas condiciones y repertir los pasos anteriores.

7. Una vez que la prueba hidrostática haya sido realizada con éxito, abrir el paso de los preventores, de tal manera que se permita retirar el tapón de prueba.

8. Retire el tapón y des-enroscar de la tubería de trabajo.

9. Inspeccionar visualmente que el empaque no tenga daños, en caso que este dañado, se debe retirar y ser colocado en su lugar uno nuevo.

10. Las cuerdas del tapon de prueba deben ser protegidas con grasa. 11. Ahora el sistema de cabezales esta listo para la siguiente etapa. La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Tapón de Prueba dentro del Cabezal instalado en el paso

#11

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Paso #17 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 13 ⅝” Corto

Identificación del Protector de Tazón de 13 5/8” Largo Número de parte: JC-017-17-17 Tamaño Nominal: 13 5/8” Diámetro interior: 8.5” Material: ASTM A106 Identificación del Soltador y Recuperador para Protector de Tazón de 13 5/8” Número de parte: JC-013-13-13B Tamaño Nominal: 13 5/8” Cuerda Superior: 4 ½” IF (CAJA) Cuerda Inferior: 4 ½” IF (CAJA)

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Procedimiento de instalación.

1. Verificar que el Protector de Tazón es compatible con le tazón del cabezal. Esto se debe hacer midiendo el diámetro exterior del protector de tazón y el diámetro interior del cabezal ( donde entrará el protector de tazón ), así como que ambos correpondan al mismo fabricante.

2. Enrosque la herramienta de instalación a la tubería de trabajo (el cuello de la herramienta soltadora debe quedar hacia arriba y el cuerpo mayor hacia abajo que es el que ensamblará al protector de tazón).

3. Posicione la herramienta de levantamiento sobre el protector de tazón y baje lentamente hasta hacer contacto. Rote la herramienta de levantamiento hacia la derecha ¼ de vuelta (sentido del reloj).

4. Retire la camisa de la mesa rotaria, en caso de ser necesario, para que el protector de tazón pueda pasar libremente.

5. Asegurarce que todos los tornillos radiales del cabezal superior esten retraidos, es decir , que la punto no salga al

diametro interior del cabezal.

6. Baje el protector de tazón a través de los preventores hasta que asiente en el hombro de carga de los Sellos instalados dentro de cabezal en el paso #15.

7. Sujetar el protector de tazón con los tornillos radiales del cabezal que queda en la parte superior.

8. Rote la tubería de trabajo o la junta hacia la izquierda (sentido contra reloj) ¼ vuelta.

9. Retire la herramienta levantando la sarta de perforación. El protector de tazón esta ahora asegurado en el

cabezal. Procedimiento de recuperación del protector de tazón de 13 5/8”.

1. Enrosque la herramienta de instalación a la tubería de trabajo (el cuello de la herramienta soltadora debe quedar hacia arriba y el cuerpo mayor hacia abajo que es el que ensamblará al protector de tazón).

2. Retire la camisa de la mesa rotaria, en caso de ser necesario, para que la herramienta de recuperación e instalación

y el protector de tazón puedan pasar libremente.

3. Baje la herramienta de recuperación a través de los preventores hasta que el mismo asiente sobre el protector de tazón.

4. Rote la tubería de trabajo hacia la derecha (sentido del reloj) hasta que la sarta baje totalmente, aproximadamente

2”.

5. Rote la sarta hacia la derecha ¼ vuelta o hasta que la herramienta se detenga.

6. Retraer los tornillos radiales ( que sujetaron al protector de tazón de acuerdo al inciso 7 anterior ) de tal manera que el protector de tazón quede libre.

7. Retire el protector de tazón levantando la sarta de perforación lentamente.

8. Ahora el equipo se encuentra listo para la siguiente etapa.

La siguiente figura nos muestra como queda instalado el Protector de Tazón Corto dentro del Cabezal instalado en

el paso #11

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Paso #18 Instalación del Colgador para Tubería de Produccion de 13 ⅝” x 4 ½”

Identificación del Colgador para Tubería de Producción Numero de Parte: JC-018-18-18 Tipo: Integral Tamaño y Presión: 13 ⅝” – 10,000 psi Cuerda Inferior: 4 ½” Vam Top 15.1 lb/pie (CAJA) Cuerda Superior: 4.625 – 4HPP ACME Capacidad de Carga: 180 Toneladas Paso Minimo Vertical: 3.500” Nivel de Calidad API 6A: PSL – 3 Clase de Material API 6A: DD

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Temperatura API 6A: S – X Cuerda Interior para Válvula de Contrapresión: 4” CIW Tipo “H” Numero de lineas de Control: 1 Tamaño de linea de contaol: ¼” de diámetro Instalación del Colgador de Producción.

1. Antes de bajar el colgador, asegúrese que el área del tazón superior del cabezal se encuentre libre de cualquier protector de tazón y que todos los prisioneros se encuentren retraídos. Asi mismo el personal que realizará la instalación debera tomar todos los datos marcados en el Colgador y el Cabezal donde se alojara el Colgador para asegurarce que tanto el Colgador para Tubería de Producción y el Cabezal son del mismo fabricante, de no ser así, se debe avisar al cliente que la instalación no puede realizarce.

2. Roscar el Colgador para la Tubería de Producción a la sarta de la tubería siguiendo los requerimientos del

fabricante de la rosca premium ( 4 ½ Vam Top 15.1 lb/pie ).

3. Dar tres vueltas a la linea de control de ¼” alrededor del cuello del Colgador, para que estas hagan la función de un resorte,antes de cortarla y dejar un tramo de 1 m de largo , suficiente para que pase a través del colgador y que salga por el bonete adaptador.

4. Pasar los conectores por la línea de control de ¼” y pasar la línea a través del colgador de Tubería de

Producción y apretar los conectores de la línea de ¼” a la parte inferior del colgador de Tubería de Producción para que hagan el sello metálico. Pasar la herramienta de prueba a traves de la linea de ¼” y roscarla al orifico de ½” en el colgador de Tubería de Producción para probar los conectores inferiores con la presión de prueba requerida.

5. Si la prueba paso, se procede a roscar la tubería de producción o tubo de levante a la parte superior del

colgador de producción, evitando el sobre torque. 6. Limpiar y lubricar el diámetro externo del colgador.

7. Abrir las válvulas laterales 2 1/16” – 10,000 psi del cabezal, lave y drene el “tren de preventores” por las

salidas del cabezal. 8. Levante la sarta con el tubo de levante, remueva las cuñas colocadas en la mesa rotaria, centre el colgador

sobre el diámetro interno de los preventores y baje el colgador lentamente tratando que rose lo menos posible para proteger el sello metálico inferior, midiendo la distancia desde la parte inferior del hombro del colgador. El indicador del peso registrará una caída del peso y la distancia medida acordada indicando que el colgador esta totalmente asentado.

9. Ajuste de manera alternada ( en forma de cruz )los tornillos radiales aflojados en el cabezal en el paso #1.

10. Elimine el tubo de levante rotando en sentido contrario a las agujas del reloj. Levante suavemente la tubería

de trabajo. El colgador ha quedado instalado dentro del cabezal y se encuentra listo para recibier la válvula de contrapresión tipo “H”.

11. Instale el Lubricador en el tren de preventores para colocar la válvula de contra-presión tipo “H” al

Colgador para tubería de Producción y previamente asegurandoce que la válvula tipo “H” es de la misma medida a la rosca que tiene en su interior el colgador para la tubería de producción.

12. Remover los preventores e inspeccionar y limpiar el area del sello del colgador cuello extendido para ver

sus condiciones e instalara el sello metal-metal en la boca del Colgador para Tubería de Producción.

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13. Limpiar y rectificar que la ranura de la empaquetadura de anillo API en el cabezal de tubería de producción

se encuentra en buenas condiciones.

14. Hacer el corte definitivo de la linea de ¼” teniendo en cuenta que ésta pasará a través del bonete adaptador. 15. Ahora el sistema se encuentra disponible para la siguiente etapa.

El siguiente diagrama nos muestra como queda instalado el Colgador para tubería de Producción dentro del ultimo cabezal, llamado Cabezal para Colgador de Tubería de Producción.

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Paso #19 Instalación del Adaptador de Producción y Medio Arbol de Producción de 13 ⅝” –

10,000 psi x 4 1/16” – 10,000 psi x 2 1/16” – 10,000 psi Identificación del Adaptador de Producción Numero de Parte: JC-019-19-19 Tipo: Sello Metálico Tamaño Inferior y Presión: 13 ⅝“ – 10,000 psi Tamaño Superior y Presión: 4 1/16“ – 10,000 psi Paso Mínimo Vertical: 4.06” Puerto de Prueba: ½ API L.P. Nivel de Calidad API 6A: PSL – 3 Clase de Material API 6A: EE Temperatura API 6A: K – U Identificación del Medio Arbol de Producción Numero de Parte: JC-CS-70-03-27 Numero de serie: 09-06-10 Instalación del Adaptador de producción y Árbol de producción.

1. Inspeccione el Adaptador de producción y las válvulas del medio arbol para verificar que los números de parte del fabricante sean los correctos y asegurarce que la conexión inferior del Adaptador del medio arbol es compatible con la conexión superior bridada del cabezal compacto.

2. Verificar que las válvulas de compuerta instaladas en el medio arbol abren y cierra correctamente.

3. Contar el número de vueltas que da el volante para apertura y cierre. Este debe ser el mismo que indica la placa de especificaciones colocada en la válvula. Al final las válvulas de compuerta deben quedar abiertas completamente.

4. Engrasar el diámetro interior del Adaptador y remover las tuercas de los espárragos que se encuentran en la

parte inferior de la brida Adaptadora. Limpie la Ranura API ubicada en la conexión inferior del Adapatador del medio arbol e instale el anillo API en la ranura del cabezal.

5. Sujetar el medio arbol correctamente y firmemente con cable de acero y abrazaderas.

PELIGRO: Nunca utilice cadenas ni cuerdas de nylon para suspender o mover el árbol. Fallas

en el uso de cuerdas o cadenas podrían resultar en la caída del equipo y podría causar daños al personal o al equipo.

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6. Orientar las valvulas de las alas del medio arbol con respecto a las lineas de las bajantes del pozo y que los birlos de la conexión inferior del Adaptador del medio arbol de producción coincidan con los barrenos de la brida superior del cabezal donde descanzará el adapatador.

7. Al bajar el medio árbol de válvulas dejelo colgado antes de hacer contacto con la brida del cabezal y pase la

linea de ¼” atravez del orificio del Adaptador de producción.

8. Baje suavemente el medio arbol de válvulas hasta hacer que la brida superior del cabezal haga contacto completamenten con el anillo API colocado en el inciso 2. Apriete las tuercas retiradas en el inciso 2 y apretarlas de manera alternada ( es decir en forma de cruz ) con el torque adecuado.

9. Instale los conectores metálicos y empaque la línea de control de ¼” al Adaptador de Producción.

10. Remover la grasera ubicada en la conexión inferior del Adapatador de Producción y realizar una prueba

hidrostática a la presión de trabajo del Adaptador de Producción, es decir a 10,000 lbs/pulg2 por el agujero de prueba durante 15 minutos.

11. Después de la prueba de presión, libere toda la presión, drene el fluido y recoloque el tapon removido en el

inciso 8. 12. Realizar la prueba hidrostática al árbol para verificar el correcto sello de las uniones de bridas. Asi como la

prueba de válvula x válvula del medio arbol. 13. Instale el lubricador en la conexión del Tree Cap y recuperar la válvula de contrapresión tipo “H” instalada

en el Paso #18 e inciso 11.

14. Ahora el arbol de válvulas se encuentra listo para que atravez de el fluya el Gas o Petróleo.

El siguiente diagrama nos muestra la instalación del Adaptador de Producción y el Medio Arbol de Producción.

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