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CAPTULO 2 EQUIPO PARA EL CONTROL DE POZOS

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CAPITULO 2

EQUIPO PARA EL CONTROL DE POZOS1

2.1 INTRODUCCIN

La instalacin y operacin de los sistemas y equipos de control de pozos resultan ser actividades de vital importancia, ya que sus prcticas deben realizarse con el nivel deseguridad requerido, reduciendo al mnimo los riesgos de un accidente o de un impacto

adverso al entorno.

Para conseguir el objetivo de salvaguardar la seguridad del personal que desarrolla lasactividades sustantivas en diferentes campos del sistema petrolero nacional es necesarioproporcionar capacitacin a todo el personal tcnico-operativo, as como estandarizar susinstalaciones, mtodos, procedimientos, tecnologas y equipos.

Las prcticas recomendadas API RP-16E del Instituto Americano del Petrleo y el

Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS por sus siglas en ingls),establecen los requerimientos que se debern tener en cuenta para la seleccin de unaadecuada unidad de cierre en funcin al tamao, tipo y nmero de elementos hidrulicosque sern operados para lograr un cierre. Los elementos bsicos de un sistema de controlson:

Deposito almacenador de fluido. Acumuladores Fuentes de energa. Unidad para operar preventores (Bomba Koomey). Consolas de control remoto. Vlvula de control para operar los preventores.


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EQUIPO PARA EL CONTROL DE POZOS CAPTULO 2

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2.2 DEPOSITO ALMACENADOR DE FLUIDO

Cada unidad de cierre tiene un depsito de fluido hidrulico, el cual debe tener cuandomenos el doble de la capacidad del banco de acumuladores. Por su diseo de fabricacinrectangular, cuenta con dos tapones de 4 [pg] en cada extremo, que al quitarlos permiteobservar el interior cuando se inspeccionan las descargas de las vlvulas de cuatro pasos(ram-lock).

Por la parte inferior del depsito, salen en forma independiente las lneas de succin paralas bombas hidroneumticas y la bomba hidroelctrica. Al tanque de almacenamientodescargan las lneas de las vlvulas de seguridad, en caso de presentarse un incrementode presin dentro del sistema. Debe utilizarse un fluido hidrulico (aceite lubricante MH-150; MH-220, turbinas-9) que no dae los sellos de hule que tenga el sistema de cierre.Para ambiente con temperaturas menores a 0 [C], deber agregarse un volumensuficiente de glicol al fluido de operacin que contenga agua.

2.3 ACUMULADORES

Los acumuladores son recipientes que almacenan los fluidos hidrulicos bajo presin. Lostrminos acumulador y unidad de cierre con frecuencia son empleados en formaintercambiable.

Precisando, una unidad de cierre es una manera de cerrar el preventor, mientras que unacumulador es una parte del sistema que almacena fluido hidrulico bajo presin, paraque este acte hidrulicamente en el cierre de los preventores. Por medio del gasnitrgeno comprimido, los acumuladores almacenan energa, la cual ser usada paraefectuar un cierre rpido.

Existen dos tipos de acumuladores, figura 2-1:

Tipo separador: usa un diagrama flexible, el cual es de hule sinttico, resistente y separacompletamente la precarga de nitrgeno del fluido hidrulico.


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Tipo flotador:utiliza un pistn flotante para separar el nitrgeno del fluido hidrulico.

Figura 2-1. Tipos de acumuladores.

Capacidad volumtrica. Como un requerimiento mnimo, todas las unidades de cierredebern estar equipadas de un banco de acumuladores con suficiente capacidadvolumtrica para suministrar un volumen usable de fluido para cerrar un preventor dearietes, un preventor anular, ms el volumen requerido para abrir la vlvula hidrulica dela lnea de estrangulacin (con las bombas paradas).

El volumen utilizable de fluido se define como el volumen lquido recuperable de los

acumuladores a la presin de operacin que contengan y 14 [kg / cm 2] por arriba de lapresin de precarga de los mismos. La presin de operacin del banco de acumuladoreses la presin a la cual son cargados con fluido hidrulico.

Tiempo de respuesta: El banco de acumuladores deber accionar el sistema para quecada preventor de arietes cierre en un tiempo no mayor de 30 [seg].

El tiempo de cierre para preventores anulares menores de 20 [pg] de dimetro no deber

ser mayor de 30 [seg]. Si el preventor anular tiene ms de 20 [pg] de dimetro debercerrarse en 45 [seg].

Las prcticas recomendadas API RP-53 sealan que los sistemas acumuladores debentener una cantidad mnima de fluido igual a tres veces el volumen requerido para cerrar elpreventor anular ms un preventor de arietes. Esto ofrecer un margen de seguridad igual


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a 50 %. Una regla emprica aplicada en el campo petrolero sugiere tres veces el volumennecesario para cerrar todos los preventores instalados.

Por su parte, el MMS establece que debe tenerse una cantidad mnima de fluidoequivalente a 1.5 veces la cantidad necesaria para cerrar todo el arreglo de preventoresinstalados, dejando un margen de 14 [kg/cm2] por arriba de la presin de precarga de losacumuladores.

2.4 UNIDAD PARA OPERAR PREVENTORES (BOMBA KOOMEY)

La bomba Koomey es un conjunto hidrulico, neumtico, mecnico y elctrico. Su funcines mantener una presin acumulada para operar en emergencias el cierre de lospreventores.

Figura 2-2. Bomba Koomey.

Para efectuar el cierre de los preventores por medio de la bomba Koomey, se puede

hacer con los acumuladores, con la bomba hidrulica triplex o con las bombas neumticasy con el paquete de energa auxiliar.

Las bombas son instaladas de tal manera que cundo la presin en los acumuladoresbaje al 90% de la presin de operacin, se active un interruptor electromagntico yarranquen automticamente para restablecer la presin.


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En las plataformas marinas, deber tenerse un tablero de control remoto en la oficina delsuperintendente y una consola adicional ubicada en el muelle que est situado a favor delos vientos dominantes.

2.5 CABEZAL DE TUBERA DE REVESTIMIENTO

El cabezal de tubera de revestimiento forma parte de la instalacin permanente del pozoy se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubera de revestimiento.

Figura 2-3. Cabezal de tubera de revestimiento.

Por diseo, puede ser roscable, soldable o bridado; adems, se utiliza como base parainstalar el conjunto de preventores.

Las salidas laterales del cabezal pueden utilizarse para instalar las lneas secundarias(auxiliares) de control y su uso deber limitarse para casos de emergencia estrictamente.Cuando las lneas no estn instaladas, es recomendable disponer de una vlvula y unmanmetro en dichas salidas.

La norma API-6A establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubera derevestimiento:

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


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

- Resistencia a la flexin (pandeo) ser igual o mayor que la tubera derevestimiento en que se conecta.

- Resistencia a la compresin para soportar las siguientes TR's que se van acolocar.

2.6 CARRETE DE CONTROL

El carrete de control se instala para conectar las lneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de preventores. El API-RP-53 recomienda que estas lneas se conecten aun preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la granventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, as como el nmero de bridasque, como se mencion, es el punto ms dbil del conjunto.

Figura 2-4. Carrete de contro l.

Sin embargo, en la mayora de los casos se prefiere usar un carrete, ya que, como estnsujetos a la erosin, resulta ms econmico eliminar un carrete que un preventor; tambinse dispone de mayor espacio entre preventores, lo que facilita la introduccin de la tubera

a presin.

A continuacin mencionaremos las especificaciones para los carretes de control.

- Para rangos de presin de 2000 y 3000 [Ib / pg 2] las salidas laterales deben tener un dimetro interior mnimo de 2 [pg] y ser bridadas o de grampa.


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

- Es conveniente tener instalado un preventor de arietes en la parte inferior delcarrete de control.

- Para los rangos de presin de trabajo 5000, 10000 y 15000 [Ib/pg2] las salidasdeben ser de un dimetro interior mnimo de 2 [pg] para la lnea de matar y de 3[pg] para la lnea de estrangular.

- El rango de presin de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores.- Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las lneas

primarias de matar y estrangular, con el objeto de evitar el dao que por erosin sepuede provocar a la instalacin definitiva al pozo. Estas salidas pueden ser utilizadas como lneas auxiliares (secundarias) de matar y estrangular, debiendolimitar su uso al tiempo mnimo posible cuando ocurran fallas en ellas.

2.7 PREVENTOR DE ARIETES

El preventor de arietes tiene como caracterstica principal el poder utilizar diferentes tiposy medidas de arietes, segn se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, ypor su diseo es considerado como el ms seguro.

Figura 2-5. Preventor de arietes anulares.

Otras caractersticas son:

- El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble.


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- Puede instalarse en pozos terrestres o costa afuera.- La presin del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.- Tiene un sistema de operacin secundario para cerrar manualmente los arietes.- Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule auto-alimentable.- Los arietes de corte sirven para cortar la tubera y cerrar completamente el pozo.

2.8 ARIETES ANULARES

Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleacin y deun conjunto sellante diseado para resistir la compresin y sellar eficazmente. Los tiposde arietes usados en los arreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:

Ariete anular para preventor tipo U. Arietes ajustables. Arietes de corte. Arietes ciegos.

2.8.1 ARIETE ANULAR PARA PREVENTOR TIPO U

Los arietes para tubera de perforacin o revestimiento estn constituidos por un sellosuperior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y puedencambiarse independientemente.

Figura 2-6. Ariete anular para preventor tipo U.

En caso de emergencia permite el movimiento vertical de la tubera, para lo cual deberregularse la presin de cierre del preventor, as como tambin permiten colgar la sarta


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cerrando los candados del preventor. Cuando existe presin en el pozo, evitan laexpulsin de la tubera al detenerse la junta en la parte inferior del ariete.

2.8.2 ARIETES AJUSTABLES

Los arietes ajustables son similares a los descritos anteriormente. La caracterstica quelos distingue es cerrar sobre un rango de dimetro de tubera, as como de la flecha.

Figura 2-7. Arietes ajustables.

2.8.3 ARIETES DE CORTE

Los arietes de corte estn constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo delariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas. La

funcin de estos arietes es cortar tubera y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo,cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operacin normal de perforacin,estn instalados en bonetes modificados, aumentando el rea del pitn y la carrera deoperacin.

Figura 2-8. Arietes de corte.


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2.8.4 ARIETES CIEGOS

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

Figura 2-9. Preventor dob le de arietes ciegos.

2.9 PREVENTOR ESFRICO

Este preventor esfrico, tambin se conoce como anular, es instalado en la parte superior de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un influjo. Eltamao y su capacidad debern ser iguales que los preventores de arietes.

Figura 2-10. Preventor esfrico .


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El preventor consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule sinttico(dona), que al operarlo se deforma concntricamente hacia su parte interior efectuando elcierre alrededor de la tubera. Al abrir la dona se contrae y queda en posicin deabierto al mismo dimetro de paso de los otros preventores.

2.10 CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL

Al seleccionar las conexiones superficiales de control del pozo, se deben considerar factores tales como las presiones de la formacin y en la superficie, mtodos de controlde pozos que sern empleados, situacin ambiental del pozo, corrosividad, volmenes,toxicidad y abrasividad de los fluidos esperados, como lo especifican las prcticasrecomendadas API-RP53.

2.10.1 LNEAS DE MATAR

La lnea de matar es una de las partes integrales del sistema de control superficial,requerido para llevar a cabo las operaciones de control de pozos, cuando el mtodonormal de control (a travs de la flecha o directamente por la tubera) no puede ser empleado.

La lnea de matar conecta las bombas de Iodo del equipo, con una de las salidas lateralesdel carrete de control o de los preventores. La conexin de la lnea de matar al arreglo depreventores, depender de la configuracin parcial que tengan, pero debe localizarse detal manera que se pueda bombear fluido debajo de un preventor de arietes, queposiblemente sea el que se cierre.

Slo en caso de extrema urgencia, la lnea de matar podr conectarse a las salidaslaterales del cabezal o carrete de TR o debajo de un preventor de arietes para tubera quese encuentre ms abajo en el arreglo. Para rangos de presin de trabajo mayores de5000 [Ib/pg2], se instalar una lnea de matar remota (a una distancia considerable) parapermitir el uso de una bomba de alta presin, si las bombas del equipo se vuelveninaccesibles o inoperantes.


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2.10.2 MLTIPLE Y LNEAS DE ESTRANGULACIN

El mltiple de estrangulacin est formado por vlvulas, cruces y T's de flujo,estranguladores y lneas. Se disean para controlar el flujo de Iodo y los fluidos invasoresdurante el proceso de control de un pozo.

Figura 2-11. Mltiple de estrangulacin tpico.

En un sistema de control superficial est conectado al arreglo de preventores a travs delneas metlicas que proporcionan alternativas a la direccin del flujo o permiten que ste(por medio de las vlvulas) sea confinado totalmente.

La estandarizacin y aceptacin de los mltiples de estrangulacin estn reglamentadospor la Norma API 16C y por las prcticas recomendadas API RP-53. El diseo del mltiplede estrangulacin debe considerar varios factores que debern tenerse en cuenta, siendoestos:

- Primero se debe establecer la presin de trabajo que al igual que el arreglo depreventores, estar en funcin de la presin mxima superficial que se esperamanejar, as como de las presiones anticipadas de la formacin.

- El o los mtodos de control del pozo a usar para incluir el equipo necesario.- El entorno ecolgico que rodea al pozo.


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Tambin es importante tomar en cuenta la composicin, abrasividad y toxicidad de losfluidos congnitos y el volumen por manejar.

2.11 ESTRANGULADORES AJUSTABLES

Los estranguladores ajustables son accesorios diseados para restringir el paso de fluidosen las operaciones de control, generando con esto una contra presin en la tubera derevestimiento, con el fin de mantener la presin de fondo igual o ligeramente mayor a ladel yacimiento, lo que facilita la correcta aplicacin de los mtodos de control.

Figura 2-12. Estranguladores ajustables.

La norma API-16C recomienda que se debe disponer de dos estranguladores ajustablesmanuales y uno hidrulico en pozos terrestres. En los pozos marinos se recomiendautilizar un estrangulador hidrulico adicional. Los mtodos vigentes de control de pozos sebasan en mantener una presin de fondo constante que equilibre la presin de formacin,y estn en funcin de las variables siguientes:

- Gasto y presin de bombeo.- Columna hidrosttica en el espacio anular.- Contra presin ejercida en el sistema.

Por lo que para cumplir con la condicin de equilibrio de presin se recurre a las variablessealadas siendo la ms sencilla y prctica la contrapresin ejercida, la cual se controla


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con el estrangulador ajustable. Es decir, que en vez de variar el gasto, la presin debombeo o la densidad del fluido de perforacin, resulta ms fcil estar variando eldimetro del estrangulador para mantener la presin de fondo constante durante laoperacin de control.

2.12 ESTRANGULADOR HIDRULICO

Su diseo consta de entrada y salida bridadas. En funcin a su rango de trabajo, esinstalado en el mltiple de estrangulacin y se opera por medio de una consola de controlremoto.

Figura 2-13. Estranguladores hidrulicos variables.

Algunas ventajas adicionales en comparacin con un estrangulador ajustable manual son:

1. La velocidad de cierre y apertura, as como las opciones del dimetro del orificio.2. Cuando se obstruye por pedaceras de hule, formacin y/o fierro, se facilita su

apertura hasta el dimetro mximo rpidamente, puede cerrarse posteriormentesin suspender la operacin de control.

2.13 CONSOLAS DE CONTROL REMOTO

Son unidades auxiliares cuya funcin es accionar el estrangulador hidrulico por medio deuna palanca que regula el cierre y apertura del mismo, siendo registrada en la cartulaque muestra la posicin del estrangulador.


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Figura 2-14. Consola de control remoto.

Cuenta adems con manmetros que sealan las presiones en TP y TR as como uncontador de emboladas por minuto que indica la velocidad de la bomba. Las seales sonenviadas por un transmisor a travs de mangueras y los valores se registran en losmanmetros de la consola. Son instaladas en el lugar donde se observe totalmente elescenario durante el control del pozo.

2.14 VLVULAS DE CONTROL

Las normas API y reglamentos internacionales establecen que los equipos de perforacindeben estar dotados de las siguientes vlvulas:

Vlvulas de las flechas. Vlvulas del piso de perforacin. Preventor interior. Vlvulas de compuerta.

2.14.1 VLVULAS DE LAS FLECHAS

VLVULA MACHO SUPERIOR: Se instalara entre el extremo superior de esta y la uningiratoria. Debe ser de una presin de trabajo igual a la del conjunto de preventores.


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VLVULA INFERIOR DE LA FLECHA: Se instalara en el extremo inferior de la flecha y elsustituto de enlace debe ser de igual presin de trabajo que la superior y pasar librementea travs de los preventores.

2.14.2 VLVULAS EN EL PISO DE PERFORACIN

Se debe disponer de una vlvula de seguridad en posicin abierta en cada tipo y medidade rosca que se tenga en la sarta de perforacin, de una presin de trabajo similar a la delconjunto de preventores instalado. Estas vlvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo yde fcil acceso para la cuadrilla en el piso de perforacin. Para el caso de los lastrabarrenas se pueden utilizar combinaciones en la parte inferior de las vlvulas. Se debetener cuidado de no utilizar tapones de levante u otros accesorios en la parte superior dela vlvula, ya que restringe el paso del fluido, dificultando ampliamente su instalacincuando se tiene flujo por la tubera de perforacin.

Figura 2-15. Vlvula en el piso de perforacin.

2.14.3 PREVENTOR INTERIOR O VLVULA DE CONTRAPRESIN

Se establece que se debe disponer de un preventor interior (vlvula de contrapresin)para tubera de perforacin por cada tipo de rosca que se tenga en la sarta y del mismorango de presin de trabajo del conjunto de preventores.

Para este caso, ser suficiente con una vlvula de este tipo por cada rosca de la tuberade perforacin en uso, siempre y cuando todas las vlvulas de seguridad tengan en la


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parte superior, una conexin similar a la de la tubera; ya que al presentarse un brotepueda instalarse en la tubera de perforacin, ya sea la vlvula de seguridad o elpreventor interior.

Figura 2-16. Preventor interior.

El preventor interior o vlvula de contrapresin de cada o anclaje, bsicamente estconstituido por la vlvula de retencin y sustituto de fijacin, el cual se puede instalar en elextremo inferior o superior de la herramienta (aparejo de fondo).

Figura 2-17. Preventor de cada.

La vlvula de retencin se lanza por el interior de la tubera de perforacin y se hacedescender bombeando el fluido de perforacin. Hasta llegar al dispositivo de fijacininstalado; la vlvula ancla y empaca cuando se ejerce la presin del pozo, evitando flujode fluido por el interior de la tubera de perforacin.

Otro tipo de preventores interiores son los conocidos como vlvulas decontrapresin tipo charnela y pistn; su utilizacin es recomendable en la sarta de


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perforacin porque permite el manejo de obturantes e inclusive la colocacin detapones.

Figura 2-18. Vlvulas tipo charnela.

2.14.4 VLVULAS DE COMPUERTA

Las vlvulas de compuerta son parte esencial del equipo de control superficial y selocalizan en los mltiples del tubo vertical y de estrangulacin; en las lneas de matar yestrangular principalmente. Tambin se localizan en los diferentes cabezales de tuberasde revestimiento conforme avance la perforacin del pozo.

Deben considerarse factores tales como: presiones anticipadas de la formacin y en lasuperficie, mtodo de control a usarse, situacin ambiental del pozo; corrosividad,volumen, toxicidad y abrasividad de los fluidos.

Figura 2-19. Vlvulas de compuerta.

Existen tres tipos de vlvulas de compuerta:


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- De sellos flotantes.- De equilibrio de presiones.- De acuamiento.

2.15 SISTEMA DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTERS)

El sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, ya queproporciona un determinado grado de proteccin antes de que se corra y cemente latubera de revestimiento superficial sobre la que se instalarn los preventores.

Figura 2-20. Sistema desviador de flujo.

Las prcticas recomendadas API RP-53 establecen los criterios para seleccionar, instalar y operar los equipos de sistemas desviadores de flujo (diverters).

Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubera de perforacin, tubera derevestimiento o lastra barrenas, y no est diseado para hacer un cierre completo del

pozo o parar el flujo, sino ms bien desviarlo abriendo simultneamente las vlvulas delas lneas de desfogue, derivando el flujo de formaciones someras hacia sitios alejadosdel equipo de perforacin y del personal, evitando as el fracturamiento de lasformaciones, con el consecuente riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de latubera conductora, poniendo en peligro a la cuadrilla y a las instalaciones de perforacin.


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Cuando se inicia la perforacin de un pozo terrestre, se introduce y cementa una TRconductora a poca profundidad. En el caso de pozos en plataformas costa afuera, por logeneral se instala una TR conductora de gran dimetro por debajo del fondo (lecho)marino.

Figura 2-21. Esquema de instalacin del desviador de flujo.

El sistema desviador de flujo se instala sobre la tubera conductora o estructural.Bsicamente, consiste de un preventor anular (esfrico) o cabeza giratoria con el dimetrointerior suficiente que permita pasar la barrena para perforar la siguiente etapa. Debajodel desviador debern instalarse lneas de desfogue de dimetro adecuado y de unalongitud suficiente para dirigir los flujos provenientes del pozo lejos de la unidad de

perforacin.

Figura 2-22. Desviador de flujo en una unidad flotante


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Las vlvulas instaladas en las lneas de ventea debern ser de paso completo y abrir automticamente en cuanto se cierre el desviador de flujo.

2.16 EQUIPOS PARA LA DETECCIN TEMPRANA DE INFLUJOS2

Existen equipos mnimos requeridos para la deteccin temprana de influjos (detectoresprimarios):

Medidor de nivel de fluido en las presas (totalizador de volumen, PVT). Indicador del flujo del espacio anular (medidor de flujo diferencial). Tanque de viajes. Detectores de gas. Equipo complementario (detector secundario), para confirmacin del brote o

deteccin tarda.

2.16.1 SISTEMA PVT

Monitoriza y registra el volumen total de fluido en las presas y su variacin.

COMPONENTES

Figura 2-23. Componentes del sistema PVT.

- Flotadores y potencimetros que miden el nivel de fluido en las presas y envanseal elctrica proporcional.


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- Totalizador electrnico que registra y muestra el volumen total y los cambios devolumen.

- Sistema de alarmas audio visuales.

2.16.2 INDICADORES DE FLUJO EN EL ESPACIO ANULAR (LNEA DE FLOTE)

Tiene la funcin de detectar los cambios en el flujo que retorna del pozo.

COMPONENTES

- Sensor electromecnico.- Registrador electrnico.- Grabadora (opcional).

Figura 2-24. Sistema PVT con indicador de flujo

2.16.3 TANQUE DE VIAJES

Es un dispositivo que mide el desplazamiento de los tubulares entrando y saliendo delpozo para la deteccin temprana de flujos imprevistos en el pozo.

COMPONENTES

- Tanque de volumen conocido y calibrado (comnmente de 30 a 50 [Bls]).- Sistema de medicin o calibracin sensible.- Bomba de centrifuga con motor elctrico para llenar el pozo.


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- Lneas de llenado y de descarga.- Lnea de sobre flujo saliendo de la lnea de retorno del anular (lnea de flote).

Figura 2-25. Esquema de los componentes del tanque de viajes

2.16.4 DETECTOR DE GAS

Figura 2-26. Princ ipales sensores detectores de gas.

COMPONENTES

- Trampa de gas. Se ubica por lo general en las cajas de la temblorinas.


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- Analizador de gas. Reporta el contenido de gas en unidades de gas o enporcentaje.

- Lneas de conduccin. Transportan el gas desde la trampa hasta el analizador.- Registrador. Muestra el valor del gas reportado por el analizador.

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS

1. Petrleos Mexicanos, Gerencia de Tecnologa Subdireccin de Perforacin y Mantenimiento de Pozos.Estandarizacin de Conexiones Superficiales de Control (Manual de referencia) D. R. 2003.

2. Petrleos Mexicanos PEP-UPMP. Programa de Acreditacin en Control de Pozos, Wellcap.

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