unidad 2 (conexiones)
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Conexiones superficiales
INSTITUTO TECNOLÒGICO DE LA CHONTALPA
INGENIERÌA PETROLERA
LETICIA MARTÌNEZ MONTEJO
ASIGNATURA: CONEXIONES SUPERFICIALES
DOCENTE: MTO. ING. TOMÀS GÒMEZ SÀNCHEZ
SEMESTRE: 7MO
GRUPO: “A”
TURNO: MATUTINO
ASUNTO: ENTREGA DE INVESTIGACIÒN CORRESPONDIENTE A LA 2DA UNIDAD
FECHA Y LUGAR DE ENTREGA: NACAJUCA TABASCO A 17/SEPTIEMBRE/2015
Conexiones superficiales
UNIDAD 2: CARRETES DE CONTROL Y CABEZALES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
El cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación permanente del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubería de revestimiento. Por diseño, puede ser roscable, soldable o bridado; además, se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores.Las salidas laterales del cabezal pueden utilizarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para casos de emergencia estrictamente. Cuando las líneas no estén instaladas, es recomendable disponer de una válvula y un manómetro en dichas salidas.La norma API-6A establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento:
La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión superficial máxima que se espere manejar.
Resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API y a la tubería en que se conecte.
Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la tubería de revestimiento en que se conecta.
Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TRs que se van a colocar.
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2.1 ESPECIFICACIONES DE CARRETES DE CONTROL Y SUS DERIVACIONES
El carrete de control se instala para conectar las líneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de preventores. El API-RP-53 recomienda que estas líneas se conecten a un preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran ventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, así como el número de bridas que, como se mencionó, es el punto más débil del conjunto.Sin embargo, en la mayoría de los casos se prefiere usar un carrete, ya que, como están sujetos a la erosión, resulta más económico eliminar un carrete que un preventor; también se dispone de mayor espacio entre preventores, lo que facilita la introducción de la tubería a presión.
Especificaciones y recomendaciones de operación:
Para rangos de presión de 2,000 y 3,000 lb/pg² (141 y 211 kg/cm²), las salidas laterales deben tener un diámetro interior mínimo de 2 plg y ser bridadas o de grampa.
El diámetro interior debe ser por lo menos igual al del último cabezal instalado en el pozo.
Es conveniente tener instalado un preventor de arietes en la parte inferior del carrete de control.
Para los rangos de presión de trabajo 5,000; 10,000 y 15,000 lb/pg² (352; 703 y 1,055 kg/cm²) las salidas deben ser de un diámetro interior mínimo de 2 plg para la línea de matar y de 3 plg para la línea de estrangular.
El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores.
Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las líneas primarias de matar y estrangular, con el objeto de evitar el daño que por erosión se puede provocar a la instalación definitiva al pozo.
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Carrete de control
2.2 TIPOS DE CABEZALES
El cabezal de pozos es la base en la superficie sobre la cual se construye el pozo durante las operaciones de perforación.
Durante la perforación:
El pozo está controlado por una preventora de reventones y un múltiple de flujo y estrangulación.
Mientras se perfora:
Cada espacio anular esta sellado por el cabezal de pozo.
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Tipos de Cabezales de Pozo
1. Sistema convencional en carretel2. Sistemas de carreteles compactos3. Sistema de suspensión en lecho marino
1. Sistema convencional en carretel
2. Cabezal de Pozo Compacto
• El conjunto de preventoras se puede dejar en su lugar hasta la instalación de los árboles de navidad.
• Ahorra tiempo de equipo.
• Reducción de conexiones bridadas.
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3. Sistema de suspensión en lecho marino
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Cubierta del Cabezal del Revestidor (Funciones):
Normalmente está conectado al revestidor de superficie. Soporta la siguiente sarta de revestimiento Conectada o adaptada al equipo de control de pozo Sella el agujero (de la atmósfera) Controla acceso al agujero:
Para control de presión retornos de fluido durante operaciones de perforación
Las salidas laterales del cabezal, pueden utilizarse para instalar las líneas
secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para casos de
emergencia estrictamente. Cuando las líneas no estén instaladas, es
recomendable disponer de una válvula y un manómetro en dichas salidas.
El API-6A establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubería de
revestimiento.
La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión
superficial máxima que se espere manejar.
Resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas
API y a la tubería en que se conecte.
Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la TR en
que se conecta.
Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TRs
2.3 SELECCIONES DE CABEZALES Y MEDIO ÀRBOL(Especificación API-6A/ISO 10423.)
Nivel de especificación del producto PSL (Product Specification Levels)
La selección del PSL se debe basar en un análisis cuantitativo del riesgo, que es
una aproximación formal y sistemática para identificar eventos potencialmente
peligrosos, estimar la probabilidad de los accidentes que se pueden desarrollar,
así como las consecuencias en las personas, equipo y el medio ambiente.
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PSL 1 Incluye las prácticas actuales y es recomendado para un amplio rango de
condiciones de servicio en la industria.
PSL 2 Incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 1 que se
ejecutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una gama específica
de condiciones de servicio.
PSL 3 Incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 2 que se
ejecutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una gama específica
de condiciones de servicio.
PSL 3G Incluye todos los requisitos de las prácticas adicionales al PSL 3 que se
ejecutan actualmente por un amplio rango de la industria, en una gama específica
de condiciones de servicio. La designación del PSL 3G se utiliza únicamente
cuando es necesario realizar pruebas para definir intervalos de gas adicionales a
los que ya fueron probados.
PSL 4 Incluye todos los requisitos de PSL 3G más ciertos requisitos adicionales y
se prevee para usos que exceden las condiciones del servicio identificadas dentro
del alcance del estándar internacional, y normalmente se utiliza para el equipo
primario.
En la siguiente figura, se muestra el nivel de especificación recomendado para el
equipo primario. El equipo primario en un conjunto de cabezales incluye como
mínimo: Cabezal de la tubería de producción; Colgador de la tubería de
producción; Adaptador de la tubería de producción y la Válvula maestra.
El resto de las piezas del cabezal se clasifican como secundarias. El nivel de la
especificación para el equipo secundario puede ser igual o menor que el nivel
para el equipo primario.
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PSL mínimo recomendado para partes principales de cabezales y árbol de válvulas.
Edición
Aplica si la presión parcial del ácido sulfhídrico (H2S) en el líquido producido iguala
o excede la cantidad mínima especificada por NACE MR-0175 para servicio
amargo.
Alta concentración del H2S
Use "sí" si la concentración del H2S del fluido producido es tal que en caso de un
escape al aire pueda convertirse en una concentración de 70 x 10 -6 [70 partes por
millón (ppm)] (el olfato humano no puede detectar concentraciones más altas que
70 x 10-6).
Alternadamente utilice "sí" cuando el valor del radio de exposición (ROE) al H2S a
100 ppm sea mayor a 15 m (50 pies) del pozo. El ROE es definido en el articulo
36 de la “Texas Railroad Commission Rule”. Se pueden aplicar otros métodos
para calcular el ROE, dependiendo de las regulaciones locales.
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Si un pozo está localizado en un área donde no hay suficientes datos para
calcular el ROE, pero se espera la presencia de H2S, se puede considerar un
radio de exposición a 100 ppm de H2S igual a 1000 m (3000 pies).
Se debe considerar el impacto potencial de una emisión incontrolada de H2S que
amenace la vida y el ambiente cerca del pozo. La siguiente lista se puede utilizar
para determinar el riesgo potencial:
1.- Si el radio de exposición (ROE) a 100 ppm de H2S es mayor de 15 m (50 pies)
a partir del cabezal del pozo, e incluye cualquier parte de un área pública
exceptuando un camino público. El área pública significa una vivienda, negocio,
iglesia, escuela, hospital, parada de autobús, parque, ciudad, aldea, u otra área
similar que puede estar poblada. El camino público significa cualquier calle o
camino de acceso o uso público.
2.- Si el radio de exposición a 500 ppm de H2S es mayor de 15 m (50 pies) a partir
del cabezal del pozo e incluye cualquier parte de un área pública incluyendo un
camino público.
3.- Cuando el pozo está ubicado en cualquier área ambientalmente sensible tal
como parques, reservas de la vida salvaje, límites de la ciudad, etc. (aplica a
equipos terrestres).
4.- Si el pozo está ubicado a 46 m (150 pies) de una flama abierta.
5.- Si el pozo se localiza a 15 m (50 pies) de un camino público.
6.- Si el pozo está localizado dentro o cerca de aguas navegables tierra adentro.
7.- Si el pozo está ubicado cerca de abastecimientos de aguas domésticas
superficiales.
8.- Si el pozo está ubicado a 107 m (350 pies) de cualquier área
habitada. Estas son consideraciones mínimas recomendadas.
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Temperatura
Clasificación
Rango de operación
°C mínimo °C máximo Mínimo °F Máximo °F
K -60 82 - 75 180
L -46 82 -50 180
N -46 60 - 50 140
P -29 82 - 20 180
R Temperatura ambiente Temperatura ambiente
S -18 60 0 140
T -18 82 0 180
U -18 121 0 250
V 2 121 35 250
Clasificación de materiales de cabezales y árbol de válvulas de acuerdo a sus
condiciones de trabajo.
Clase de
Mater
ial
Materiales mínimos requeridos
Cuerpo, Bonete y Bridas Partes que controlan presión, vástagos y
colgador de TP
AA – Servicio
general
Acero al carbono o de baja aleación Acero al carbono o de baja aleación
BB – Servicio
general
Acero al carbono o de baja aleación Acero inoxidable
CC – Servicio
general
Acero inoxidable Acero inoxidable
DD – Servicio
amargoa
Acero al carbono o de baja aleación b Acero al carbono o de baja aleación b
EE – Servicio
amargoa
Acero al carbono o de baja aleación b Acero inoxidable b
FF – Servicio
amargoa
Acero inoxidable b Acero inoxidable b
HH – Servicio
amargoa
CRAsbcd CRAsbcd
a
Según lo definido por NACE MR 0175/ISO 15156. En conformidad con NACE MR 0175/ISO
15156. b
En conformidad con NACE MR
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0175/ISO 15156. c
CRA (aleación resistente a la corrosión) requerido cuando las superficies son mojadas solamente por
líquido; pequeño revestimiento de CRA o se permite el acero inoxidable. d CRA según lo definido en la
cláusula 3 de estándar internacional; La definición del NACE MR 0175/ISO 15156 de CRA no se aplica.
2.4 COLGADORES
Carrete de TR
Por dentro de la brida inferior tiene una preparación para recibir la boca de la TR
intermedia y sus sellos secundarios. En el interior de la brida superior (tazón recto
o cónico) acepta las cuñas que sostendrán la siguiente TR. Las salidas laterales
son de brida con ranura para anillos API y orificios para birlo con tuerca. También
tiene preparación para tapón ciego y válvula de contrapresión para sustituir una
válvula de compuerta dañada. Cada cabezal y carrete de TR tiene instalado en
sus salidas laterales una o dos válvulas de compuerta para el control de los
espacios anulares de la tubería de revestimiento.
Con el objeto de mantener un mejor sello del espacio de la tubería de
revestimiento después del sello primario del colgador de la TR, se utiliza un brida
empacadora tipo “OO”.
Esta brida cuenta con doble sello y orificio de ½” NPT de prueba, su diseño
permite deslizarse sobre la tubería de revestimiento.
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Brida empacadora FIP tipo “OO
Donde:
1. Ranura para anillo API.
2. Ranura para anillo restringido.
3. Empaque “OO” (dos).
4. Anillos triangulares (dos).
5. Anillo trapezoidal.
6. Orificio para prueba.
Brida
Inferior
pg.
Presión de
Trabajo
Brida
Superior
pg.
Presión de
Trabajo
Dimensiones (pg.)
lb/pg2 kg/cm2 lb/pg2 kg/cm2 A B C D
13.625 5000 352 11 5000 352 24
1/8
13
5/8
9 10
7/8
13.625 5000 352 11 10000 703 29
3/4
14
5/8
9 10
7/8
20.750 3000 211 13 5/8 5000 352 28
5/8
15
3/8
12
1/2
13
1/2
Especificaciones del Carrete de TR tipo “FC-22-OO”
Carrete de TP
Sirve de enlace entre un cabezal o carrete de TR y el medio árbol de producción
(ó de válvulas) o para instalar el arreglo de preventores por su brida superior.
Dentro de la brida inferior recibe el conjunto de sellos secundarios que circunda la
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Conexiones superficiales
última tubería de revestimiento que llegue hasta la superficie. Alrededor de la
brida superior tiene los prisioneros (yugos) que sujetan al colgador de TP. Además
cuenta con salidas laterales con ranura para anillos API y birlos con tuercas.
Carrete de TP y Colgador
La función del colgador en la tubería de producción es la de transferir el peso de la
tubería al cabezal de pozo y contener el fluido del espacio anular entre la tubería
de revestimiento y la tubería de producción. Hay cinco tipos de colgador de uso
común:
1. Colgadores de compresión (Metal a Metal o de tipo elastomérico) de Mandril
(tipo dona).
2. Colgadores de Tensión del tipo Ariete.
3. Ensamblaje de sellos y cuñas.
4. Suspensión directa del árbol (Ejemplo árboles horizontales).
5. Colgadores de sub-línea de lodo o colgadores de tubería con empacador.
El número de agujeros requeridos para que el colgador de la tubería fluya o
alimente conductos, líneas de control, líneas de inyección de químicos y línea de
acero debe especificarse. Estos podrán sellarse con un sello anular de anillo en
un colgador de cuello extendido. En pozos en lecho marino, se requiere también
un agujero para el acceso al anular, la orientación apropiada del colgador con
respecto a la base guía se debe tomar en cuenta.
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El método por el que los principales espacios interiores serán bloqueados a
superficie durante la remoción de los BOP o el árbol de producción deberá así
mismo ser considerado. Hay dos alternativas principales:
El uso de un tapón en el colgador. Este puede ser un tapón o una válvula
check o el más comúnmente utilizado hoy día, un niple convencional.
El uso de una línea de acero por debajo del colgador. En pozos
submarinos, en el espacio anular se recomienda el uso de un niple por
debajo del colgador.
Bibliografía
www.cabezal-del-pozo-y-arbol-de-navidad-140813080214-Schlumberger
www.manual-de-conexiones-superficiales/PEMEX-pdf
www.conexionessuperficiales/2009-085643.pdf
www.cabezales-de-pozos.tuberias/manual.pdf