conxiones superficiales de control 2010.pdf

Unidad de Perforacin y Mantenimiento de PozosGerencia de Ingeniera y Tecnologa

Manual de Conexiones Superficiales de Control

UPMP 2010 Derechos Reservados 2010

Editorial

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Las actividades de Perforacin, Terminacin y Reparacin de Pozos, son operaciones de alto riesgo, debido a que en este proceso se manejan fluidos inflamables de alta explosividad provenientes de los yacimientos. La mitigacin de estos riesgos se realiza primeramente utilizando fluidos de control de densidad y caractersticas reolgicas adecuadas, que impiden el flujo incontrolado de los fluidos del yaci-miento a la superficie, siendo estos fluidos la primera capa de protec-cin para el personal, las instalaciones y el medio ambiente.

La segunda capa de proteccin para prevenir el influjo de fluidos de los yacimientos a la superficie, es un sistema redundante de preven-tores de reventones, conocido comnmente como conjunto de pre-ventores o BOPs por sus siglas en ingls (Blow Out Preventers). Los preventores como ya se mencion, son componentes armados con elementos hidrulicos mecnicos y elastomricos, que se instalan en los cabezales del pozo, que permiten controlar el flujo de fluidos y derivarlos hacia separadores o quemadores, a travs del arreglo de estranguladores. Los arreglos de preventores son de varios tipos y su configuracin depende del tipo de pozo, la presin, temperatura y caractersticas fsico qumicas de los fluidos producidos. Se le lla-ma conjunto de preventores o arreglo de preventores, porque esta segunda capa de proteccin est constituida por dos o ms preven-tores, para tener doble, triple o cudruple redundancia, que depende del nivel de riesgo asociado a la operacin.

Otro elemento de vital importancia para hacer efectivo el sistema de prevencin, es sin duda la bomba acumuladora de presin para ope-rar los preventores, conocida en el campo como bomba Koomey, la cual est diseada para operar en forma elctrica, hidrulica o aut-noma mediante acumulador de presin.

Este manual de conexiones superficiales de control, describe muchos otros componentes que forman parte del complejo sistema redundan-te de prevencin de reventones, que los ingenieros y tcnicos en los pozos tienen que aplicar, para realizar sus operaciones en forma se-gura, debiendo cumplir estrictamente los procedimientos de instala-cin, prueba y funcionamiento, para que de esta manera se garantice una operacin eficiente y segura.

Juan Alfredo Ros Jimnez

Unidad de Perforacin y Mantenimiento de PozosGerencia de Ingeniera y Tecnologa2

Manual de Conexiones Superficiales de Control para Pozos Petroleros.

Personal profesionista y tcnico de la Unidad de Perforacin y Mantenimiento de Pozos que ha participado en la elaboracin del presente manual.

Primera Edicin 2003: Coordinacin:Ing. Felipe Sierra GonzlezIng. Eliseo Rodrguez RoqueIng. Miguel Pacheco AcostaIng. Bulmaro Castro MutioIng. Armando Flores GonzlezIng. David E. Blacio Cedillo

M.I. Juan Alfredo Ros JimnezIng. Miguel ngel Aguilar de la Serma

Segunda Edicin 2007:Ing. Hctor Roberto Lpez FloresIng. Ambrosio Lpez DazIng. Gilberto Adolfo Gordillo SantiagoIng. Ismael Galisteo FarasIng. Samuel Enrique Crdova SnchezIng. Jorge Vasquz NavarroTc. Marco Antonio Ocaa SnchezOper. Antonio Reyes Pulido

Coordinacin:M.I. Juan Alfredo Ros JimnezIng. Humberto Castro Martnez

Tercera Edicin 2010:Ing. David E. Blacio CedilloIng. Antonio Snchez Prez

Coordinacin:M.I. Juan Alfredo Ros JimnezIng. Humberto Castro Martnez

Diseo Grfico 3 Edicin: Mara de los Angeles Bueno Lugo

Edicin 2010 Derechos Reservados

Estandarizacin de las Co-nexiones Superficiales de

Control


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Contenido

1. Conexiones Superficiales de Control 151.1. Caso Terrestre 151.2. Caso Marino 16

1.2.1. Superestructura Fija (Octpodo) 161.2.2. Estructuras Fijas Aligeradas 171.2.3. Sin Estructuras 17

1.3. Caso Lacustre 18

2. Seleccin de las Conexiones Superficiales de Control 212.1. Especificacin API-6A/ISO 10423 212.2. Nivel de especificacin del producto PSL 212.3. Concentracin del H2S 232.4. Proximidad cercana al rea de riesgo 23

2.4.1. Radio de exposicin (ROE) al H2S 232.5. Resistencia del material de acuerdo a la temperatura de trabajo 242.6. Clasificacin del material de acuerdo al tipo de servicio 252.7. Requerimiento de Funcionalidad (PR) (performance requirement) 252.8. Partes Criticas Especificacin NACE MR 0175 (ISO 15156) 25

3. Sistemas de cabezales de pozos 293.1. Sistema de cabezal convencional 29

3.1.1. Tipos de cabezal primario para TR superficial (casing head) 293.1.1.1. Cabezal primario de conexin roscable 303.1.1.2. Cabezal primario soldable 303.1.1.3. Cabezal de cuas invertidas (Sliplock) 303.1.2. Carrete Cabezal para TR Intermedia (casing spool) 323.1.2.1. Colgadores cuas para tuberas de revestimiento (casing hangers) 333.1.2.2. Brida empacadora doble sello 353.1.3. Cabezal de Produccin para TR de Explotacin (Tubing Head) 353.1.3.1. Colgador para tubera de produccin (Tubing Hanger) 363.1.3.2. Tornillo y tuerca opresora (Yugos) 37

3.2. Sistema de cabezal compacto 383.2.1. Secciones del cabezal compacto 383.2.2. Recomendaciones operativas 383.2.3. Ventajas del cabezal compacto 393.2.4. Colgadores Mandril para tubera de revestimiento intermedia 393.2.5. Colgadores mandril para TR de explotacin 40


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4. rbol de Produccin 434.1. Seleccin del rbol de Produccin 434.2. rbol de produccin convencional 434.3. rbol de Produccin horizontal 444.4. Brida adaptadora de sello (tubing head adapter = bonete) 454.5. Vlvulas de contrapresin 46

5. Preventores (Blow Out Preventers) 515.1. Sistema Desviador de Flujo (Diverter) 51

5.1.1. Instalacin del desviador de flujo 525.1.2. Recomendaciones de operacin del desviador 53

5.2. Preventor Esfrico 535.2.1. Recomendaciones de operacin 56

5.3. Preventor de arietes 575. 3.1. Preventores tipo U y UM 575.3.2. Caractersticas y ventajas 575.3.3. Funciones de los Preventores 585.3.4. Clasificacin de los Preventores 585.3.5. Recomendaciones previas a su instalacin 595.3.6. Recomendaciones durante su instalacin 595.3.7. Recomendaciones durante su operacin 60

5.4. Arietes de Preventores 615.4.1. Arietes para tuberas 615.4.1.1. Caractersticas de arietes para tuberas 615.4.1.2. Capacidad de carga sobre los arietes 625.4.2. Arietes variables para tuberas 625.4.3. Arietes ciegos 635.4.3.1. Posicin de los arietes ciegos en los BOP`s 645.4.4. Arietes ciegos de corte 655.4.4.1. Posicin de los arietes ciegos de corte en los BOP`s 665.4.5. Corte de tubulares (Bops equipado con bonetes y arietes de corte) 66

5.5. Elastmeros de preventores 675.5.1. Prueba fsica del elastmero 685.5.2. Recomendaciones de almacenaje de la empaquetadura 69


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6. Carretes de preventores 756.1. Carrete de control 75

6.1.1. Especificaciones del carrete de control 766.1.2. Accesorios del carrete de control 766.1.2.1. Vlvulas del carrete de control 766.1.2.2. Vlvulas mecnicas 766.1.2.3. Vlvula check 766.1.2.4. Vlvula hidrulica 76

6.2. Carrete espaciador 77

7. Lneas de matar y estrangular 817.1. Especificaciones de las lneas de matar y estrangular 81

7.1.1. Lnea de estrangular 817.1.2. Lnea de matar 81

7.2. Especificaciones de las lneas flexibles coflexip 827.2.1. Seleccin de la tubera flexible coflexip 827.2.2. Compatibilidad con la norma NACE MR-01-75 827.2.3. Caractersticas, propiedades y uso de la coflexip 83

8. Ensamble de estrangulacin 898.1. Funcin del ensamble 898.2. Arreglos del ensamble 908.3. Componentes del ensamble de estrangulacin 908.4. Recomendaciones para el ensamble de estrangulacin de la UPMP 918.5. Ensamble de Estrangulacin Auxiliar 92

9. Estranguladores 959.1. Estrangulador positivo 959.2. Estrangulador variable 95

9.2.1. Estrangulador variable de aguja tipo manual 959.2.2. Estrangulador variable de camisa deslizable o de discos (Willis) 969.2.3. Estrangulador variable hidrulico 969.2.4. Estrangulador electrnico 96

9.3. Porta estrangulador 979.4. Consola de operacin del porta estrangulador variable 98

9.4.1. Recomendaciones para operar la consola 99


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10. Vlvulas 10310.1. Vlvulas de compuerta 103

10.1.1. Vlvula del stand pipe 10410.2. Vlvulas de seguridad en el piso de trabajo 105

10.2.1. Vlvulas de la flecha 10510.3. Vlvula de contrapresin para tubera de trabajo (preventor interior) 10610.4. Vlvula de contrapresin de cada y anclaje para tubera de trabajo 10710.5. Vlvula de seguridad en el aparejo de produccin/inyeccin 10710.6. Vlvula hidrulica 108

11. Bridas, anillos, birlos, esprragos y tuercas 11311.1. Bridas 11311.2. Bridas cambio de serie 11511.3. Pistas de bridas 11611.4. Anillos 116

11.4.1. Anillos R 11711.4.2. Anillos RX 12011.4.3. Anillos BX 12211.4.4. Anillos para preventores 12511.4.5. Anillos para vlvulas 125

11.5. Birlos, esprragos y tuercas 12511.5.1. Resistencia del material 129

12.Recomendaciones de CSC 13312.1. Recomendaciones para Conexiones Superficiales de Control 13312.2. Recomendaciones de Inspeccin fsica del conjunto de preventores 13412.3. Recomendaciones de trabajos en ambientes corrosivos 13412.4. Tabla de toxicidad del H2S 135


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13. Unidad acumuladora para operar preventores 14113.1. Bomba de accin de preventores Koomey 14113.2. Depsito almacenador de fluidos 14213.3. Requerimientos de los acumuladores 14213.4. Tipos de acumuladores 14213.5. Presin de precarga y operacin 14313.6. Prueba en los acumuladores 14313.7. Tiempo de respuesta del sistema de operacin 14313.8. Prueba de operacin del sistema de acumuladores 14413.9. Requerimientos de volumen de los acumuladores 14413.10. Requerimientos de volumen para cerrar y abrir preventores de arietes 14613.11. Fuentes de Energa 148

13.11.1. Respuesta de las bombas 14813.11.2. Presin en las bombas neumtica y elctrica 150

13.12. Eficiencia de la Unidad Acumuladora 15013.13. Sistema de potencia 15013.14. Sistema de cierre auxiliar de preventores 155

13.14.1. Cierre de preventor usando el sistema de nitrgeno (N2) 15513.14.2. Antes de utilizar el nitrgeno 15613.14.3. Vlvulas del mltiple de operacin 156

13.15. Operacin de la vlvula actuadora de cuatro pasos 15613.15.1. Caractersticas de la vlvula actuadora barkesdale 15613.15.2. Posicin Abrir 15713.15.3. Posicin Neutral 15713.15.4. Posicin Cerrar 157

13.16. Vlvula KR manual (23) 15813.17. Vlvula KR neumtica (26) 15813.18. Requerimientos de vlvulas, mltiples, conexiones y lneas 15813.19. Paro automtico de energa 159

13.19.1. Interruptor de presin automtico hidroneumtico 15913.19.2. Consola de control remoto 160

13.20. Recomendaciones para la unidad acumuladora UPMP 160

14. Separador gas-lodo 16514.1. Caractersticas y diseo 16514.2. Seleccin del dimetro interior del separador gas-lodo 166

15. Desgasificador 17115.1. Caractersticas de operacin del desgasificador 17115.2. Desgasificador vertical y horizontal 171


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16. Tanque de viajes 17516.1. Caractersticas de operacin del tanque de viajes 175

17. Quemador 17917.1. Caractersticas del quemador 179

18. Pruebas de las conexiones superficiales de control 18318.1. Probadores 183

18.1.1. Probador de asiento 18318.1.2. Probador de tensin 184

18.2. Pruebas de las CSC 18418.2.1. Presiones de pruebas recomendadas en las CSC 18618.2.2. Recomendaciones durante las pruebas de CSC 186

19. Arreglos API de preventores 19119.1. Arreglos estndar API 19119.2. Cdigo de componentes 19219.3. Arreglos API 192

19.3.1. Arreglo- 1 para 5 K-13 5/8- SRRA 19219.3.2. Arreglo- 2 para 10 K 13 5/8 RSRA 19319.3.3. Arreglo- 3 para 15 K 11 RSRdA 193

20. Estndar de las conexiones superficiales de control en la UPMP 197

20.1. Criterios de seleccin de un arreglo de preventores (BOP`s) 19720.2. Estndar de las conexiones superficiales de control 197

21. Sistema Bajo-Balance 20321.1. Equipo superficial para perforacin bajo balance (UBD) 20321.2. Esquema del sistema bajo balance 20321.3. Seleccin de cabeza o preventor rotatorio 20421.4. Caractersticas de la cabeza o preventor rotatorio 20421.5. Sistema de separacin de fases 20621.6. Sistema de separacin abierto a presin atmosfrica 20621.7. Sistema de separacin cerrado de baja presin 20721.8. Ensamble auxiliar de estrangulacin 20821.9. Consideraciones operativas de UBD 20821.9.1. Seguridad en ubD 20921.9.2. Recomendacin de una instalacin Bajo Balance 211


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Anexo A. Estandarizacin de las Conexiones Superficiales de Control 215

A.1.1. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo y exploratorios con presiones mximas de 3000 psi 217

A.1.2. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo y exploratorios con presiones mximas de 3000 psi, con bajo balance 218

A.1.3. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo con presiones mximas de 3000 psi, con flujo controlado 219

A.1.4. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo y exploratorio con presiones mximas de 5000 psi 220

A.1.5. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo y exploratorio con presiones mximas de 5000 psi, con bajo balance 221

A.1.6. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo y exploratorio con presiones mximas de 5000 psi, con flujo controlado 222

A.1.7. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo y exploratorio con presiones mximas de 10,000 psi 223

A.1.8. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo y exploratorio con presiones mximas de 10,000 psi, con flujo controlado 224

A.1.9. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo y exploratorio con presiones mximas de 15,000 psi 225

A.2.1. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo y exploratorio con presiones mximas de 3000 psi, en plataformas fijas y autoelevables 226

A.2.2. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos desarollo y exploratorios con presiones mximas de 5000 psi, en plataformas fijas y autoelevables 227

A.2.3. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos de desarrollo con presiones mximas de 5000 psi, en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas, bajo balance y con flujo controlado 228

A.2.4. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para perforacin de pozos exploratorios con presiones mximas de 10,000 psi en plataformas fijas y autoelevables, con casquete de gas 229


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A.3.0. Arreglo estndar de mltiple de estrangulacin para perforacin, terminacin y mantenimiento de pozos 230

A.3.1. Arreglo estndar de mltiple de estrangulacin para perforacin, terminacin y reparacin terrestre 5000 psi 231

A.3.2. Arreglo estndar de mltiple de estrangulacin para perforacin, terminacin y reparacin terrestre 10,000 psi 232

A.3.3. Arreglo estndar de mltiple de estrangulacin para perforacin, terminacin y reparacin terrestre 15,000 psi 233

A.4.1. Arreglo estndar de mltiple de estrangulacin para perforacin, terminacin y reparacin en plataformas fijas y autoelevables 5000 y 10,000 psi 234

A.5.1. Arreglo estndar del mltiple de estrangulacin para reparacin de pozos de desarollo y exploratorios tipo 1 235

A.5.2. Arreglos estndar de reparacin tipo 1, Preventores 7 1/1610K para pozos de alta presin 236

A.5.3. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para reparacin de pozos de desarrollo y exploratorios tipo I, con preventores Cameron UM. 237

A.6.1. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para reparacin de pozos de desarrollo y exploratorios Tipos II 238

A.6.2. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para reparacin de pozos de desarollo y exploratorios Tipo II, con preventores Cameron UM (doble y sencillo) 239

A.6.3. Arreglo estndar reparacin Tipo II, para pozos de mediana presin preventores 7 1/16 10K con restriccin de altura mesa rotatoria 240

A.6.4. Arreglo estndar de conexiones superficiales de control para reparacin de pozos de desarrollo y exploratorios tipo II, con preventores Camern UM (Doble y esfrico) 241

A.7.0. Relacin de material necesario para la instalacin de conexiones superficiales de control de pozos terrestres 242

A.8.0. Arreglos recomendados de preventores y arietes, para perforar y al introducir tuberas de revestimiento 245

A.9.0.Tamaos y rangos de presin detrabajo de los BOPs y rango de cierrre de los arietes variables 247


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1. Conexiones Superficiales de Control

En las actividades de perforacin, termina-cin y reparacin de un pozo petrolero es ne-cesario instalar las Conexiones Superficiales de Control para garantizar la seguridad del pozo, de los trabajadores, las instalaciones y el medio ambiente.

Componentes tales como: Cabezales de tu-beras de revestimiento, carretes de control, preventores de arietes, preventores esfricos, el preventor rotatorio, adems de los siguien-tes componentes, bomba acumuladora de cierre y apertura de preventores, ensamble de estrangulacin, lneas de matar, estran-gular, descarga y desfogue, separador gas lodo, desgasificador y quemador constituyen en conjunto las Conexiones Superficiales de Control (CSC). Esto en conjunto nos permite contener la energa acumulada del yacimien-to en caso de presentarse un influjo, brote o manifestacin de hidrocarburos provenientes del interior del pozo, para que de inmediato nos permita contener y realizar el control del mismo con eficiencia y seguridad.

Para cumplir con esto se seleccionan las co-nexiones superficiales del pozo de acuerdo a normas API-6A, 16A y a la prctica recomen-dada API RP-53 y su hermeticidad se verifi-cara con pruebas peridicas de acuerdo a los lineamientos de la Unidad de Perforacin y Mantenimiento de Pozos.

Dado que las CSC son instaladas en los ca-bezales de tubera, consideramos necesario iniciar este manual puntualizando lo siguien-te:

1.1. Caso Terrestre

El programa de diseo del arreglo de tube-ras de revestimiento (TRs) determinara el nmero y tipo de cabezales y por consiguien-te la profundidad del contrapozo de un pozo en particular.

Es importante que una vez introducida la tu-bera de revestimiento superficial esta quede cementada en su totalidad ya que ser la base para sustentar la carga de las siguientes eta-pas de cabezales con sus TR`s respectivas y CSC. Cuando en los trabajos de introduccin y cementacin de la TR superficial no haya salido cemento a superficie, el espacio anular deber llenarse con anillos de cemento su-ficientes en cantidad y volumen obteniendo as un adecuado anclaje y adherencia de la tubera con la formacin perforada y la tube-ra conductora.

Es necesario asegurar que la tubera de re-vestimiento superficial quede posicionada vertical y concntricamente a las paredes del pozo perforado y a la tubera conductora.

Por lo que es importante que cuando se ins-tale el primer cabezal de tuberas de revesti-miento en un pozo terrestre, se considere la altura disponible de mesa-rotaria del equipo al nivel del terreno. Por consiguiente la brida superior del ltimo cabezal (Tubing Head o Tubing Head Adapter), deber quedar posi-cionada al nivel base del terreno de la loca-lizacin.

Acordar con el Activo Integral de Explotacin y Regional de Exploracin que al trmino de los trabajos de intervencin de los pozos, el contrapozo quede cubierto y protegido el me-dio rbol de vlvulas.


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1.2. Caso Marino

1.2.1. Superestructura Fija (Octpodo)

Este tipo de superestructura de produccin cuenta con dos pisos (niveles) de operacin siendo los siguientes:

a) Piso de produccin:

Este piso se encuentra a 15.900 m (52 pies) sobre el nivel medio del mar, (s.n.m.m.) con-tiene las conexiones superficiales de explota-cin tales como cabezales, rboles de vlvu-las, bajantes, lneas de recoleccin, equipos de medicin de produccin, tableros de con-trol, trampas de diablos, separadores, etc.

En las superestructuras construidas e instala-das despus del paso de los huracanes Opal y Roxana, el piso de produccin se encuentra a 19.100 m (62 pies s.n.m.m.).

En superestructuras donde existan arboles de produccin instalados con sus bajantes, es importante considerar la longitud del ca-rrete espaciador adecuado durante la insta-lacin del conjunto de preventores, evitando instalar dos o ms carretes por el riesgo de fugas al incrementar el nmero de bridas.

b) Piso de trabajo:

Se encuentra a una altura de 20.700 m (68 pies s.n.m.m.) y es conocido como piso de Preventores y en l se localizan los rieles de deslizamiento de la torre de perforacin que parten paralelamente en direccin norte - sur. Es importante sealar que estos rieles tam-bin se utilizan como apoyo a la subestructu-ra que ocasionalmente se usa para interven-ciones con equipo Snubbing.

En las superestructuras construidas e instala-das despus del paso de los huracanes Opal y Roxana, el piso de trabajo se encuentra a 27.000 m (88.56 pies s.n.m.m.).

Es importante sealar que cuando se insta-le el primer cabezal de Tuberas de Revesti-miento Superficial en una instalacin marina se considere el espacio disponible de altura mesa-rotaria del equipo al piso de Produc-cin y de trabajo, debido a los requerimientos de longitud del carrete espaciador, campana con su lnea de flote y accesorios, etc.

La parte inferior del primer cabezal de la tu-bera de revestimiento superficial deber quedar instalado a partir del nivel base del piso de produccin. Este componente debe-r quedar orientado y alineado al Cabezal de Grupo (Tren de Vlvulas de Produccin). Adicionalmente deber contar con su arillo de carga y de soporte apoyado sobre el tubo conductor. (Fig. 1.1).

Fig. 1.1. Cabezal soldable con soporte.

Es importante que una vez introducida la tu-bera de revestimiento superficial esta quede cementada en su totalidad ya que ser la


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Captulo 1

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base para sustentar la carga de cabezales, tuberas de revestimiento subsecuentes (par-cialmente) y CSC. Cuando en los trabajos de la cementacin primaria no haya salido ce-mento a superficie, el espacio anular deber llenarse con anillos de cemento suficientes en cantidad y volumen obteniendo as un adecuado anclaje y adherencia de la tubera de revestimiento superficial con la formacin y el tubo conductor.

1.2.2. Estructuras Fijas Aligeradas

Se denominaran las siguientes: Sea Pony, Sea Horse, Trpode y Tetrpodo.

La base del cabezal superficial definitivo en el conductor asignado debe ser instalada a nivel del piso de Produccin a 19.100 m. (62 pies s.n.m.m).

Este componente deber quedar orientado y alineado al Cabezal de Grupo (Tren de Vl-vulas de Produccin). Adicionalmente de-ber contar con su arillo y soporte de carga apoyado sobre el tubo conductor existente.

(Fig. 1.2 y (Fig. 1.3).

1.2.3. Sin Estructuras

En el caso de la per-foracin de pozos ex-ploratorios utilizando Plataformas Autoele-vables, la base del cabezal superficial deber ser instala-do a nivel raso del Texas Deck, (Fig. 1.4) correspondien-te a una altura de 19.100 m. (62 pies s.n.m.m.), que pos-teriormente ser el nivel del piso de Pro-duccin y sus vlvu-las laterales instaladas perpendicularmente a las corrientes de los vientos dominantes de la localizacin. Adicionalmente deber contar con su arillo de carga y de soporte apoyado sobre el tubo conductor existente.

Fig.1.2. Sea Horse. Fig. 1.3. Tetrpodo.

Fig. 1.4. Texas Deck.


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1.3. Caso Lacustre

En el caso de la perforacin de pozos de de-sarrollo o exploratorios utilizando plataformas flotantes denominadas Barcazas, la base del cabezal superficial deber ser instalado al menos 00.300 m. (1.00 pie) arriba del nivel mximo del espejo de agua de acuerdo al es-tudio de batimetra del ao, esto con la finali-dad de poder monitorear posibles fugas en el espacio anular de la tubera de revestimiento superficial.

Es importante que una vez introducida la tu-bera de revestimiento superficial esta quede cementada en su totalidad ya que ser la base para sustentar la carga de las siguientes eta-pas de cabezales con sus respectivas TR`s y CSC. Cuando en los trabajos de introduccin y cementacin de la TR superficial no haya salido cemento a superficie, el espacio anular deber llenarse con anillos de cemento su-

ficientes en cantidad y volumen obteniendo as un adecuado anclaje y adherencia de la tubera superficial con la formacin perforada y el tubo conductor.

Es necesario asegurar que la tubera de re-vestimiento superficial quede posicionada vertical y concntricamente a las paredes del pozo perforado.

Por lo que es importante que cuando se ins-tale el primer cabezal de tubera de revesti-miento superficial en un pozo lacustre, se considere la altura disponible de mesa-rotaria del equipo al nivel del espejo de agua. (Fig. 1.5).

Fig. 1.5. Pozo Lacustre.


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2. Seleccin de las Conexiones Superficiales de Control

Para la seleccin de las conexiones superfi-ciales de control es importante considerar los factores siguientes:

Para la Perforacin de la Zona Productora.

Gradiente de Presin y Temperatura es-peradas.

Datos de perforacin: Columna Geolgica esperada, Ssmica y perfil del pozo, po-zos de correlacin, programa de tuberas de revestimiento, fluidos producidos de la zona invasora, Impacto Ambiental, reas aledaas y centros de poblacin.

Para la Terminacin y Explotacin de la Zona Productora.

Gradiente de Presin y Temperatura es-peradas.

Perfil de pozo y Distribucin de tuberas Tipo de terminacin del pozo sencilla o

doble. Explotacin de hidrocarburos por espa-

cios restringidos TR y TP. Aspecto econmico y tiempo de vida pro-

ductiva del campo. Caractersticas y propiedades de los Hi-

drocarburos a producir. Importancia de otros tipos de fluidos pro-

ducidos. ndice de Productividad Relativa (IPR). Instalacin de sartas de velocidad. Inyeccin de qumicos. Impacto Ambiental y reas aledaas, cen-

tros de poblacin. Restricciones de seguridad.

2.1. Especificacin API-6A/ISO 10423

La recomendacin API-SPEC6A establece las siguientes especificaciones para los ca-bezales de tuberas de revestimiento:

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

La resistencia mecnica y capacidad de presin acordes a las bridas API y a la tu-bera en que se conecte.

La resistencia a la flexin (pandeo) ser igual o mayor que la tubera en que se co-necte.

La resistencia a la compresin debe ser suficiente para soportar las siguientes TRs que se van colocar.

La Especificacin API 6A (ISO 10423) provee la definicin de las condiciones del servicio estndar e introduce el concepto de niveles de especificacin del producto (PSLs), a los cuales se har referencia.

El PSL define diferentes niveles de documen-tacin o niveles de requerimientos tcnicos, los cuales podran estar especificados para un producto. Generalmente estos niveles re-presentan prcticas industriales para varias condiciones de servicio.

2.2. Nivel de especificacin del producto PSL

El PSL (Product Specification Levels), es el nivel de especificacin de las conexiones su-perficiales de control en funcin de las con-centraciones en partes por milln de H2S y CO2 contenidos en los fluidos producidos, as como de las presiones esperadas en la ca-beza del pozo y con esto evitar eventos de riesgo potenciales para el personal, equipo y medio ambiente.


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La clasificacin del PSL de manera prctica significa lo siguiente:

El PSL 1 y PSL 2 se emplean para designar servicios estndar y los PSL 3 y PSL 4 se em-plean para operar en ambientes corrosivos.

La traduccin literal del significado de los PSL es la siguiente:

PSL 1 incluye las prcticas actuales y es recomendado para un amplio rango de condiciones de servicio en la industria. (Servicio Estndar para presiones meno-res de 5,000 psi).

PSL 2 incluye todos los requisitos de las prcticas adicionales al PSL 1 que se eje-cutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una gama especfica de condiciones de servicio en la industria.

(Servicio Estndar para presiones iguales o mayores a 5,000 psi).

PSL 3 incluye todos los requisitos de las prcticas adicionales al PSL 2 que se eje-cutan actualmente en un amplio rango de la industria, en una gama especfica de condiciones de servicio. (Servicio Estn-dar para presiones iguales o mayores a 10,000 psi).

PSL 3G incluye todos los requisitos de las prcticas adicionales al PSL 3 que se ejecutan actualmente por un amplio rango de la industria, en una gama especfica de condiciones de servicio. La designacin del PSL 3G se utiliza nicamente cuando es necesario realizar pruebas para definir intervalos de gas adicionales a los que ya fueron probados.

Inicio

Si Si

Si

Si Si Si

Si

Si

Si

Si Si

Si

No

No

No

No

NoNo

No

No NoNo

Presin mximade trabajo igualo mayor a 15000PSI

PSL 3G

PSL 3G

PSL 3G

PSL 3G

PSL 3

PSL 3

PSL 2

PSL 2

PSL 2

PSL 2

PSL 1

PSL 1

PSL 3

Alta concentracinde H2S

Alta concentracinde H2S

Pozo de Gas

Pozo de Gas

Presin mayorde 5000 PSI



Pozo de Gas

Pozo de Gas

Nace MR 0175


No

Fig. 2.1. PSL recomendado para cabezales y rbol de produccin.


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PSL 4 incluye todos los requisitos de las prcticas adicionales al PSL 3G ms cier-tos requisitos adicionales y se prev para usos que exceden las condiciones de servicio identificadas dentro del estndar internacional, normalmente se utiliza esta designacin para el equipo primario de CSC.

El rbol de decisin que se muestra en la Fig. No. 2.1 permite al diseador la seleccin apropiada del nivel de especificacin (PSLs) para las partes primarias de los cabezales y rbol de Produccin.

Se le llama equipo primario a los dispositivos que estn en contacto con la corriente de los hidrocarburos producidos, siendo estos: Ca-bezal de la tubera de produccin; Colgador (bola colgadora) de la tubera de produccin; adaptador de la tubera de produccin (bone-te) y la primera vlvula maestra.

El resto de las piezas del cabezal se clasifi-can como secundarias. El nivel de la espe-cificacin para el equipo secundario puede ser igual o menor que el nivel para el equipo primario.

La poltica de la UPMP es incluir el nivel de especificacin PSL a todo el medio rbol de produccin y cabezales, para su adquisicin.

2.3. Concentracin del H2S

Para el manejo del diagrama anterior, consi-dere lo siguiente:

Use s cuando la concentracin del H2S del fluido producido sea tal que en caso de un es-cape a la atmosfera pueda convertirse en una concentracin de 70 x 10-6 [70 partes por mi-lln (ppm)]. Recuerde que el olfato humano no puede detectar concentraciones mayores de 70 ppm.

2.4. Proximidad cercana al rea de riesgo

Los usuarios que estn acostumbrados al uso de los conceptos de proximidad cercana del rea de riesgo y radio de exposicin, pueden aplicar estos conceptos en lugar de Pozo de Gas en la figura 2.1.

2.4.1. Radio de exposicin (ROE) al H2S

El radio de exposicin es la distancia entre la boca del pozo y un rea y/o camino pblico.

La proximidad debe considerar el impacto po-tencial de una emisin descontrolada de H2S, daando la vida y el medio ambiente cercano al cabezal del pozo. La siguiente lista puede ser utilizada para determinar el riesgo poten-cial:

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


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El ROE es definido con las siguientes ecua-ciones:

Radio de exposicin (ROE) @ 100 ppm

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

Radio de exposicin (ROE) @ 500 ppm

X = [(0.4546) (Fraccin Mol de H2S) (q)] 0.6258

Donde:

X = radio de exposicin, pies

q = gasto mximo de posible fuga de gas, pies /da.

H2S = Fraccin mol de cido sulfhdrico en la mezcla gaseosa de la posible fuga de gas.

El rea poblada significa una vivienda, lugar de negocios, iglesia, escuela, hospital, para-da de autobs, parque, ciudad, comunidad, u otra rea similar que puede estar habitada. La va pblica significa cualquier calle o cami-no de uso pblico.

2. 500 ppm ROE de H2S mayor que 15 m (50 pies) a partir del cabezal del pozo, e inclu-ye cualquier parte de un rea pblica y ca-mino o va pblica.

3. Cuando el pozo est ubicado en cualquier rea ambientalmente sensible tal como parques, zonas protegidas, reservas de la vida salvaje, lmites de la ciudad, etc.

4. Si el pozo est localizado dentro de un ra-dio de 46 m (150 pies) de una flama abier-ta.

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

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

7. Si el pozo est localizado en o cerca de abastecimientos naturales de aguas pota-bles superficiales.

8. Si el pozo est localizado dentro de un ra-dio de 107 m (350 pies) de cualquier sitio habitado.

Estas son consideraciones mnimas reco-mendadas, en caso de existir regulaciones locales debern ser tomadas en cuenta.

2.5. Resistencia del material de acuerdo a la temperatura de trabajo

En la tabla 2.1, se muestra la clasificacin de materiales de cabezales y rboles de produc-cin, de acuerdo a las condiciones de tempe-ratura a que estarn sometidas.

Tabla 2.1 Temperatura de materiales.

Temperatura ambiente

TemperaturaClasificacin

K

L

N

P

R

S

T

U

V

- 60

- 46

- 46

- 29

- 18

- 18

- 18

2

15

82

82

60

82

60

82

121

121

- 75

- 50

- 50

- 20

0

0

0

35

180

180

140

180

140

180

250

250

MnimoC

Temperatura ambiente

Rango de operacin

Mnimo F

35 59 95

MximoC

Mximo F


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2.6. Clasificacin del material de acuerdo al tipo de servicio

En la tabla 2.2 se indican los requerimientos generales de materiales (API-6A, 19a Edi-cin), considerando la presencia de ambien-tes corrosivos y tipo de servicio.

2.7. Requerimiento de Funcionalidad (PR) (performance requirement)

Puede ser PR-1 o PR-2 que son el nmero de ciclos de prueba a diferentes condiciones de presin y temperatura durante su manu-factura. Siendo el API una especificacin que recomienda las pruebas en la fabricacin de los cabezales y arboles de Produccin.

2.8. Partes Criticas Especificacin NACE MR 0175 (ISO 15156)

El API y otras especificaciones requieren que para emplear metales usados en partes crti-cas de equipo para servicio amargo cumplan con la norma NACE MR0175.

El Servicio Amargo est definido para cual-quier caso en donde la presin parcial abso-luta de Sulfuro de Hidrogeno (H2S) exceda a 0.05 psi.

Frmulas de Presin Parcial.

H2S psia = H2S ppm x Presin de Trabajo / 1,000 000

H2S psia = H2S % mol x Presin de Trabajo / 10,000

CO2 psia = CO2 % mol x Presin de Flujo / 10,000

Clase de MaterialMateriales mnimos requeridos

Cuerpo, Bonete y Bridas Partes que controlan presin, vstagos y colgador de TPAA Servicio general Acero al carbono o de baja aleacin Acero al carbono o de baja aleacinBB Servicio general Acero al carbono o de baja aleacin Acero inoxidableCC Servicio general Acero inoxidable Acero inoxidableDD Servicio amargoa Acero al carbono o de baja aleacin b Acero al carbono o de baja aleacin b

EE Servicio amargoa Acero al carbono o de baja aleacin b Acero inoxidable b

FF Servicio amargoa Acero inoxidable b Acero inoxidable b

HH Servicio amargoa CRASbcd CRASbcd

a. Segn lo definido por NACE MR 0175/ISO 15156. En conformidad con NACE MR 0175/ISO 15156.b. En conformidad con NACE MR 0175/ISO 15156.c. CRA (aleacin resistente a la corrosin) requerido cuando las superficies son mojadas solamente por lquido;

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

de CRA no se aplica.

Tabla 2.2. Clasificacin de materiales.


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3. Sistemas de cabezales de pozos

Los sistemas de cabezales a utilizar en pozos petroleros estn en funcin del nivel de es-pecificacin (PSLs) asignado para las partes primarias de los cabezales y al contacto de los fluidos producidos o inyectados, de acuer-do con el programa de diseo de tuberas de revestimiento.

El conjunto de cabezales consta de dos o ms carretes de tuberas de revestimiento que se describen en: cabezal primario (casing head), carretes cabezal de tubera de revestimiento (casing spool), y cabezal de produccin (tu-bing head).

El objetivo de la terminacin de un pozo de aceite y gas es proporcionar en superficie un sistema de explotacin seguro y eficiente, en la industria es comn utilizar el sistema de cabezal convencional y/o cabezal compacto.

3.1. Sistema de cabezal convencional

El sistema de cabezal convencional lo inte-gran los siguientes componentes: cabezal

principal, diferentes carretes colgadores de tuberas de revestimiento, y cabezal de pro-duccin.

Se emplean frecuentemente en pozos de baja y alta presin, para servicio severo, am-bientes corrosivos, son robustos con alta in-tegridad de sellos, sus conexiones son API, como se muestra en la Fig. 3.1.

3.1.1. Tipos de cabezal primario para TR superficial (casing head)

El cabezal primario de la tubera de revesti-miento superficial es la base principal de la instalacin permanente de las conexiones superficiales de explotacin, control y pro-duccin del pozo y se usa para anclar y sellar concntricamente la siguiente sarta de tube-ra de revestimiento.

Adicionalmente estos cabezales primarios pueden tener en la brida superior dos o ms tornillos vstagos (yugos) para sujetar a los bu-jes de desgaste, dependiendo del fabricante.

Por diseo en su parte inferior son: de co-nexin roscable, soldable o cuas inverti-das, y son utilizados como el primer cabezal superficial y este es la base para instalar el conjunto de preventores, es conocido comer-cialmente como casing head. Fig.3.2.

Fig. 3.1. Sistema de Cabezal Convencional. Fig. 3.2. Cabezal primario (casing head).


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3.1.1.1. Cabezal primario de conexin roscable

El tipo de cabezal primario de conexin ros-cable para tubera de revestimiento superfi-cial es nicamente para el uso de cabezales donde estas conexiones roscadas tienen una aplicacin especfica (Pozos Someros y para presiones de trabajo de 3K y 5K). Se reco-mienda que al instalar este cabezal se deber alinear y enroscar al pin de la TR aplicando el mnimo peso hasta alcanzar el torque reco-mendado por el fabricante. Fig. 3.3.

Fig. 3.3. Cabezal primario de conexin roscable.

3.1.1.2. Cabezal primario soldable

El cabezal primario con asiento (Tipo Solda-ble), consta de un receptculo pulido interior e inferior el cual asienta en la tubera de re-vestimiento superficial. Existen dos tipos:

3.1.1.2.1. En el tipo Estndar se aplica sol-dadura en la parte inferior externa e interna del cabezal, todo esto bajo procedimiento y recomendacin del fabricante: precalentar + soldar + probar la soldadura. Aqu es posible utilizar el sistema Hot-Hed.

3.1.1.2.2. En el tipo Sello lleva integrado un elemento elastomrico tipo O-ring (resisten-te a la temperatura generada en el proceso de soldadura), para los cabezales de 10 o de menor dimetro, esto con la finalidad de asegurar un sello hermtico adicional. (Este tipo de cabezal con sello nicamente es po-sible soldarse en la parte inferior externa, de acuerdo a procedimiento del fabricante).

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

Fig. 3.4. Cabezal primario soldable.

3.1.1.3. Cabezal de cuas invertidas (Sliplock)

Consta de un diseo sencillo, con sellos elas-tomricos tipo P y un mecanismo de cuas en su parte inferior para anclar y sellar al exte-rior de la tubera de revestimiento superficial, a su vez se elimina el proceso de soldadura ahorrando tiempos en su instalacin, ste se energiza apretando los tornillos en forma de cruz a travs de un mecanismo de sellos elastomricos. Este cabezal es utilizado para operar a presiones de trabajo de 3K y 5K.

Para instalar el cabezal de cuas invertidas, se recomienda que la TR quede cementada y verticalizada hasta el extremo superior del tubo conductor, se deber de cortar primero


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la T.R. superficial a la altura requerida y bi-selar externamente, bajar cuidadosamente el cabezal, asentarlo sobre la boca de la T.R y nivelar, remover con llave allen los torni-llos candados de los segmentos de las cuas para que estas queden liberadas, apretar los tornillos de activacin de las cuas en forma de cruz hasta alcanzar el torque recomenda-do por el fabricante y seguidamente efectuar la prueba de sellos del cabezal al 80% de la presin de colapso de la T.R. superficial. Fig. 3.5 hasta la Fig.3.9.

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

Fig. 3.7. Conexin Anclaje Independiente.

Fig. 3.8. Conexin Anclaje Integrado.

Conexin AnclajeIndependiente

Conexin Anclaje Integrado

42.00

7.00

11 5M10-3/4

24.75

Sistema MBS 5M de 13 5/8Con Conexin Inferior Sliplock de 13 3/8

48.88

12.00

12.312Agujero Min

Sellos TTornillos

Fijacin cuasTornillos

Retencin cuasSegmentos de Cua

Fig 3.6. Cuas invertidas.


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3.1.2. Carrete Cabezal para TR Intermedia (casing spool)

Este carrete cabezal de T.R. intermedia, transfiere las cargas axiales a travs de la tu-bera de revestimiento (una vez cementada) a las paredes del agujero y a la TR anterior, cuenta con bridas en su parte superior e in-ferior, a su vez tiene un receptculo interior inferior cilndrico pulido donde se alojan el conjunto superior de sellos secundarios de acuerdo al dimetro exterior de la tubera de revestimiento introducida, es conocido co-mercialmente como casing spool. Fig. 3.10.

Fig.3.10. Sellos Secundarios.

En la parte interior superior cuenta con un re-ceptculo cilndrico (nido o tazn), para asen-tar y alojar el siguiente Colgador de Cuas de la tubera de revestimiento a introducir.

Se pueden agregar uno o ms carretes de acuerdo al programa de TR`s a introducir. Fig. 3.11.

Adicionalmente estos carretes cabezal para TR intermedia pueden tener en la brida supe-rior dos o ms tornillos vstagos (yugos) para sujetar a los bujes de desgaste, dependiendo del fabricante.

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

Fig.3.9. Cabezal primario de Cuas Invertidas (Sliplock).


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A continuacin se muestra un ejemplo de un carrete cabezal convencional. Fig. 3.12.

Caractersticas

Conexin Inferior

Sello Secundario

Salidas Laterales

Conexin superior

Tazn para Colgador

Fig.3.12. Carrete cabezal convencional de TR.

Como ejemplo a continuacin, se muestra en la Fig. 3.13, un carrete cabezal de TR inter-media FC - 22 20 3/4 3M brida inferior por 13 5/8 5M brida superior. Su preparacin es con doble sello tipo OO; acepta colgadores de TR tipos FC 21 y FC - 22 intercam-biables para tensin y presin en trabajos pe-sados. Puede recibir tambin un colgador tipo FC 22 W de 13 5/8 x 9 5/8 que sostie-ne la TR de 9 5/8, y como respaldo del sello secundario se utiliza una brida empacadora tamao 20 3M x 13 3/8 de doble sello tipo OO. Ver tabla 3.1.

En el interior de las salidas laterales tiene ros-cas donde se pueden alojar tapones ciegos.

Fig.3.13. Carrete cabezal para TR intermedia, tipo FC22.

3.1.2.1. Colgadores cuas para tuberas de revestimiento (casing hangers)

Existe una diversidad de colgadores de tube-ra de revestimiento, su diseo y fabricacin es bajo normas y especificaciones API.

En los cabezales convencionales se emplean los colgadores del tipo Cuas, los cuales constan de un cuerpo slido acoplado con sellos elastomricos concntricos y varios segmentos deslizantes (cuas).

Brida Inferior

pg

Presin de Trabajo Brida Superior

pg

Presin de Trabajo Dimensiones (pg)

lb/pg2 kg/cm2 lb/pg2 kg/cm2 A B C D

13.625 5,000 352 11 5,000 352 24 1/8 13 5/8 9 10 7/813.625 5,000 352 11 10,000 703 29 3/4 14 5/8 9 10 7/820.750 3,000 211 13 5/8 5,000 352 28 5/8 15 3/8 12 1/2 13 1/2

D

C

B

A

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


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

Empaque

Segmentos

Tornillo retenedor

Tornillo candado

Empaque

Tornillo retenedor

Segmentos

Pin gua

Tornillo candado

a b c d


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El colgador del tipo mandril consta de un cuerpo slido y un conjunto de anillos de se-llo elastomrico vulcanizado comprimido. Es importante mencionar que el anclaje de la Tu-bera de Revestimiento ser el 80% del peso de la tubera libre desde la cima terica de cemento hasta superficie y sin considerar el factor de flotacin, son conocidos comercial-mente como casing hanger. Fig. 3.14.

3.1.2.2. Brida empacadora doble sello

Es utilizada para ofrecer una segunda barrera de proteccin al funcionar como sello secun-dario adicional al colgador de TR, y como una brida adaptadora para la transicin de series de presin; se fabrican en configuraciones de orificios para birlos pasados o con birlos em-potrados.

Cuentan con un orificio de NPT para reali-zar la prueba de hermeticidad entre los sellos elastomricos o metal a metal, y adicional-mente otro orificio de NPT para realizar la prueba de hermeticidad entre el sello elasto-mrico inferior y el anillo metlico inferior.

Para activar los sellos se energizan inyectan-do grasa plstica a travs de los orificios NPT laterales, como se indica en la Fig. 3.15.

Fig. 3.15. Brida empacadora doble sello.

3.1.3. Cabezal de Produccin para TR de Explotacin (Tubing Head)

El carrete cabezal de produccin se ensam-bla en su parte inferior a la TR de explotacin, es conocido comercialmente como tubing head. Sirve de enlace entre un carrete cabe-zal para TR de explotacin y el medio rbol de produccin.

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

En su parte inferior interna se aloja el conjun-to de sellos secundarios que circunda la l-tima tubera de revestimiento de explotacin introducida hasta la superficie.

En su parte superior interior tiene un recep-tculo donde se aloja el colgador de tubera (bola colgadora) de produccin (aparejo), y en el exterior de su brida circundan los tor-nillos candados (yugos) que sujetan al col-gador del aparejo de produccin o inyeccin y a su vez activan sus elementos de sellos. Este carrete cuenta con 2 salidas laterales opuestas donde se instalan sus vlvulas de control respectivas para el manejo de presio-nes acumuladas en el espacio anular entre el aparejo de produccin y la TR de explotacin. Fig.3.16.

11 5MF-54 Ring groove

13-5/8 3MF-57 Ring groove


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3.1.3.1. Colgador para tubera de produccin (Tubing Hanger)

La funcin del colgador de tubera es transfe-rir el peso del aparejo de produccin al cabe-zal y aislar los fluidos del espacio anular entre la tubera de produccin y la de explotacin, y a su vez permitir el paso de las lneas de control o inyeccin al interior del pozo a tra-vs de l.

En el mercado del petrleo existen cinco ti-pos de colgador de uso comn:

1. Colgadores de compresin (sellos metal a metal o de tipo elastomrico), de man-dril (tipo dona). Fig. 3.17 a.

2. Colgadores de tensin del tipo ariete. Fig. 3.17 b.

3. Ensamblaje de sellos y cuas. Fig. 3.17 c

4. Suspensin directa del rbol (Ejemplo: rboles horizontales). Vetco FMC. Fig. 3.17 d.

Fig. 3.16. Cabezal de Produccin para TR de Explotacin (Tubing Head).

Fig. 3.22. a, b, c, d y e Colgadores de Tubera de Produccin


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5. Colgadores de sub-lnea de lodo o col-gadores de tubera con empacador. Fig. 3.17 e.

Para seleccionar el colgador de tubera de produccin debern considerarse el nmero de lneas necesarias de acuerdo al diseo de la terminacin (lneas de control, lneas de inyeccin, lneas de inyeccin de qumicos, sensores de presin y temperatura, etc.).

Las principales alternativas para bloquear el flujo proveniente del interior de la tubera de produccin a la superficie durante la remo-cin de los BOP o el rbol de produccin, son los siguientes:

a.- El uso de un tapn en el colgador de tu-bera de produccin (bola o niple colgador), que puede ser un tapn o una vlvula check (tipo H).

b.- Instalacin de un tapn en un niple de asiento por debajo del colgador, (Niple NO-GO) utilizando lnea de acero, cable de regis-tros o tubera flexible.

c.- Instalacin de un tapn puente mecnico recuperable colocado en la tubera de pro-duccin tambin utilizando lnea de acero, cable de registros o tubera flexible.

El ms recomendable es utilizar la vlvula de contrapresin denominada vlvula tipo H., ya que permite monitorear presencia de pre-sin por debajo de ella e inyectar fluido de control previo a su recuperacin, para elimi-nar el medio rbol de produccin y posterior-mente instalar el conjunto de preventores.

3.1.3.2. Tornillo y tuerca opresora (Yugos)

La funcin del tornillo opresor es la fijacin del colgador de tubera de produccin en su nido, asegurando al mismo. Se encuentran ubicados concntricamente alrededor de la brida superior del carrete cabezal de produc-cin, y al aplicar el par de apriete energizan y aseguran conjuntamente la bola colgadora o niple colgador del aparejo de produccin y posteriormente aplicar el torque respectivo al prensaestopas (tuerca opresora), aseguran-do el sello respectivo. Para su extraccin pri-meramente se afloja el prensaestopas para permitir la rotacin inversa del tornillo canda-do. Fig. 3.18.

As tambin en los carretes cabezales para TR intermedias se utilizan dos ms tornillos candados para asegurar los bujes de desgas-te.

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

Prensaestopa

Anillo retenedor

Yugo

Empaque

Prensaestopa

Anillo retenedor

Yugo

Empaque

Sello


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3.2. Sistema de cabezal compacto

El sistema de cabezal compacto para tube-ras de revestimiento consta de dos seccio-nes (A y B), se utiliza en ambientes de tra-bajo para alta y baja presin, servicio severo, con seguridad mejorada, ya que cuenta con un candado interno (Birlos). La utilizacin de este tipo de cabezal permite ahorros sustan-ciales en tiempo de operacin da/equipo, ya que se evita desmantelar e instalar diferentes dimetros de arreglos de preventores, por ser de conexin rpida, es ideal para espacios re-ducidos, tiene alta integridad mecnica de se-llos y sus conexiones son API. Bsicamente utiliza el mismo tipo de cabezal principal al del sistema convencional, en sus diferentes ver-siones, tales como soldable, roscable, cuas invertidas, asiento, etc. Fig. 3.19.

Fig. 3.19. Sistema de Cabezal Compacto.

3.2.1. Secciones del cabezal compacto

Seccin A.

Lo constituye el cabezal primario de la tubera de revestimiento superficial, que es la base principal de la instalacin permanente de las conexiones definitivas de explotacin de hi-drocarburos del pozo y se usa para anclar y sellar concntricamente la siguiente sarta de tubera de revestimiento intermedia y es la base para instalar el conjunto de preventores.

Por su diseo compacto la parte inferior pue-den ser de conexin roscable, soldable o de cuas invertidas, como se detalla en el sis-tema de cabezal convencional. (Seccin 3.1).

Seccin B.

Lo constituye el carrete cabezal multi-tazon para TRs. intermedias y de explotacin. El cuerpo del cabezal est constituido por una forja completa, fabricado con aceros de alta resistencia a la tensin, compresin y fragi-lizacin para operar en diversos ambientes hostiles. Constan de dos a tres tazones con geometras internas diversas para alojar los colgadores de las tuberas de revestimiento, y los ensambles de sello se instalan energizn-dolos con peso.

3.2.2. Recomendaciones operativas

La versatilidad de esta seccin B es que a travs de ella se permite que las siguientes corridas de tuberas de revestimiento se uti-lice el mismo tipo de arreglo de preventores para la perforacin del pozo. Adems sus colgadores estn diseados para soportar al-tas cargas de tensin y presin, por ejemplo pueden ser utilizados para terminaciones de pozos de 5K y hasta 15K.

Fig.3.2

Sistema de cabezal compacto


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Cuando en el programa del pozo exista una modificacin en el arreglo de T.R.s. y no se contemple meter la tubera de revestimiento inmediata, ser posible instalar el siguiente colgador y continuar con el programa de in-troduccin de T.R.s.

Es importante en estos trabajos considerar lo siguiente: cuando se asiente el colgador de TR respectivo se deber de realizar el doble ajuste de medidas tanto del colgador en el cabezal como el extremo inferior de la TR con el fondo del agujero perforado (zapata), per-mitiendo que el colgador asiente en su nido y que la zapata quede por arriba del fondo del pozo.

En el caso de la introduccin de un comple-mento de TR, el ajuste en medidas tanto en la longitud de TR a introducir con el colgador en el cabezal compacto es de vital relevan-cia para que simultneamente coincida el colgador con su tazn correspondiente y el tie-back quede acoplado en la camisa de la boca del liner.

Los fabricantes de cabezales multi-tazon los identifican con la siguiente nomenclatura: MBS (Multi-Bowl System), MB20, Multi-Bowl System 20K, TSW (Time Savings Wellhead), DBTS (Dual Barrier Time Saver), SSMC (Standard Snap-Ring Modular Compact), UH-WH (Uniheads Well Head), DTO (Drilling Time Optimization), QCS (Quick Connect System), NT-2 (Wellhead Connector).

3.2.3. Ventajas del cabezal compacto

Seguridad al tener conectado el conjunto de preventores durante la perforacin del Pozo

Reduce el nmero de cambio de Pre-ventores durante la perforacin del Pozo.

Uso de Colgadores de T.R y T.P. Tipo Mandril.

Minimiza los tiempos de Operacin.

Minimiza los riesgos de Operacin (HSE).

Reduccin de Altura.

Su capacidad de sellado es Metal-Metal.

Conexiones del tipo Bisagra para el mo-delo MB20.

3.2.4. Colgadores Mandril para tubera de revestimiento intermedia

Existen diferentes tipos de colgador de tu-beras de revestimiento preferentemente del tipo Mandril, el cual va conectado directa-mente con la TR a introducir, ver (Fig. 3.20), su capacidad de sello es metal a metal y de alta resistencia al esfuerzo de tensin. Se fa-brica a diferentes geometras y dimetros. El cabezal compacto permite el uso del colga-dor de emergencia en caso de que no sea factible este colgador mandril.

Es importante considerar el tipo de conexin roscable tanto de la tubera de revestimiento como del colgador mandril, y en caso de ser diferentes considere la combinacin requeri-da en tamao, grado y peso.

Recuerde: Deber considerar tubos cortos de TR para realizar el ajuste

correspondiente


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Fig.3.20. Colgador de TR tipo mandril.

3.2.5. Colgadores mandril para TR de explo-tacin

Bsicamente utilizan los mismos colgadores que un cabezal convencional, el requerimien-to de estos est en funcin de la explotacin de los hidrocarburos y de las presiones a ma-nejar en la superficie. Fig.3.21.

Fig.3.21. Diferentes colgadores tipo mandril.


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4. rbol de Produccin

Los rboles de produccin convencional y horizontal permiten direccionar y controlar superficialmente la energa de los fluidos pro-ducidos por el yacimiento en forma segura y eficiente a travs de la lnea de descarga o bajante hacia la Batera de Separacin, as como la inyeccin de fluidos para optimizar la explotacin de hidrocarburos del yacimiento. Fig.4.1.

Fig. 4.1. rbol de produccin convencional.

4.1. Seleccin del rbol de Produccin

Para seleccionar el medio rbol que estar en contacto con los hidrocarburos durante la vida productiva del pozo, se consideran los contenidos de H2S y CO2 (fraccin % mol), as como la presin absoluta total en el sistema o presin de gas libre en un sistema liquido (presin de separacin), como se indica en el ejemplo de la tabla 2.1 de la misma manera en que se selecciono el cabezal de produc-cin en el captulo (2 inciso 2.2).

4.2. rbol de produccin convencional

El rbol de produccin terrestre convencional consta de los siguientes componentes: dos vlvulas maestras, una inferior y otra supe-rior, una cruceta de flujo con birlos empotra-dos, una vlvula de sondeo de paso completo y un capuchn (Tree cup). A partir de la cruz de flujo cuenta con dos rama laterales y cada una con dos vlvulas laterales y un porta es-trangulador.

Todos los componentes debern cumplir con la especificacin API-6A, 16A y los requeri-mientos de la UPMP. En algunos casos se utiliza una vlvula mecnica (interna) y otra neumtica (externa), la superior maestra puede ser neumtica, esto nos permite con-tar con una alternativa de cierre remoto del pozo. Fig. 4.2.

Fig. 4.2. rbol de produccin terrestre convencional con vlvulas neumticas.


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Un rbol de produccin lacustre es similar a un rbol convencional terrestre, tiene un sistema de paso vertical full bore, y permi-te el paso de herramientas esbeltas a travs del mismo para realizar trabajos de mante-nimiento y reparaciones menores dentro del pozo, sin necesidad de retirarlo. Fig. 4.3.

Fig. 4.3. rbol de produccin lacustre.

Un rbol de produccin superficial marino es similar a un rbol convencional, tiene un sistema de paso vertical full bore, y permi-te el paso de herramientas esbeltas a travs del mismo para realizar trabajos de mante-nimiento y reparaciones menores dentro del pozo, sin necesidad de retirarlo, se encuen-tran instalados en el nivel correspondiente al piso de produccin. Fig. 4.4.

Nota: El rbol de produccin submarino (r-bol mojado) y el sistema de cabezales tipo Mud-Line, se detallan en el manual de CSC submarinas.

4.3. rbol de Produccin horizontal

Un rbol de produccin horizontal con sis-tema de paso completo (full bore), permite la introduccin de herramientas a travs del mismo al realizar trabajos de mantenimiento dentro del pozo, sin necesidad de retirarlo, as como la perforacin del pozo. Ver Fig. 4.5Este tipo de arboles se utilizan para produ-cir hidrocarburos como para inyectar fluidos al yacimiento, se distinguen de los arboles convencionales por tener solo una rama late-ral. La bola colgadora cuenta con un orificio lateral que nos permite el flujo de fluidos en ambas direcciones.

Fig. 4.4. rbol de produccin superficial marino.


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4.4. Brida adaptadora de sello (tubing head adapter = bonete)

Las bridas adaptadoras son la interface en-tre el cabezal de produccin y el rbol de vlvulas. Existen diferentes tipos de bridas adaptadoras de Sello (Bonete) las cuales se adaptan al tipo de colgador de tubera de pro-duccin; pueden ser con rosca interna para niple colgador, o con sellos integrados para cuello de colgador o de cuello liso, tambin pueden tener penetraciones para lneas de control, sensores de presin-temperatura, bombeo electro centrfugo, etc.

En las figuras 4.6 hasta la 4.10 se muestran la versatilidad de las diferentes bridas adap-tadoras de sello.

Figura 4.6. Brida adaptadora de sello (bonete).

Fig. 4.5. rbol de Produccin Horizontal.


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Fig. 4.7. Brida adaptadora de Sello con Rosca para Niple Colgador.

Fig. 4.8. Brida adaptadora de Sello con Cue-llo Liso para Recibir Cuello de Colgador.

Fig. 4.9. Brida adaptadora de Sello con penetracin para Lnea de Control.

Fig. 4.10. Arreglos de Bridas adaptadoras de sello con niple colgador (bonetes).

4.5. Vlvulas de contrapresin

Son utilizadas como una barrera de protec-cin, conocidas comnmente como vlvulas tipo H y se instalan enroscndose en el in-terior de la bola colgadora o niple colgador (tubing hanger), para asegurar el cierre her-mtico del pozo.

En trabajos de terminacin del pozo, este dis-positivo es colocado seguidamente a la intro-duccin del aparejo de produccin y asenta-do el niple o bola colgadora en su nido.

Cuando se tenga presin en el pozo es corri-da a travs de los preventores o medio rbol de produccin, con apoyo de una herramien-ta lubricadora que nos permite alojarla y ase-gurar el cierre del pozo.

Ahora bien en caso contrario que se requiere retirar el conjunto de preventores es nece-sario instalar esta vlvula tipo H, eliminar los Bops y seguidamente colocar el rbol de produccin.


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En trabajos de reparacin de pozos es im-prescindible tenerla instalada para efectuar el cambio del rbol de produccin por prevento-res y as intervenir el pozo con seguridad.Existen dos tipos de vlvula H de contrapre-sin. Fig. 4.11.a).- La de una va (estndar) que cuenta con un check sencillo para liberar y aliviar la pre-sin del pozo. b).- La doble va, cuenta internamente con dos check para permitir el flujo de presin en forma directa e inversa. Para su operacin se ciclan para activar las vas de circulacin.

Vlvula de doble va

Fig. 4.11. Tipos de vlvulas de contrapresin.

Vlvula de una va


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5. Preventores (Blow Out Preventers)

El cuerpo de un preventor esta constituido por una forja completa, fabricado con aceros de alta resistencia para operar en diferentes ambientes hostiles. Constan de elementos de arietes, elastmeros, vstagos, bonetes, vo-lantes de operacin, bridas, cilindros y cma-ras de deslizamiento para cierre y apertura. Su fabricacin se norma por el Instituto Ame-ricano del Petrleo (API), bajo la recomenda-cin API RP-53, conjuntamente con 16A, 16C y las normas Nace 0175.

Este componente est considerado como la segunda barrera de proteccin y seguridad de las conexiones superficiales de control para poder contener flujos de fluidos prove-nientes del interior del pozo, (la primera ba-rrera de seguridad del pozo lo constituye el fluido de trabajo que se est utilizando dentro del pozo).

Los preventores se clasifican en tres dife-rentes tipos, preventor de arietes, preventor esfrico y preventor rotatorio. En conjunto estos preventores son de diferentes tipos y medidas. Se equipan con arietes de acero de alta resistencia y emplean elementos de caucho, para soportar en forma controlada las geopresiones in-situ de la formacin per-forada o intervalo en evaluacin.

5.1. Sistema Desviador de Flujo (Diver-ter)

Es el conjunto de un preventor esfrico de gran tamao y lneas de descarga, que se ensambla en la tubera de revestimiento con-ductora. Fig. 5.1.

Este sistema se utiliza para contener el influ-jo vertical de un brote de fluidos en la boca del pozo, ya que proporciona un medio de control en la derivacin del flujo en sentido horizontal lo cual puede presentarse, antes de que se introduzca y cemente la tubera de revestimiento superficial. Un desviador de flujo opera el elemento esfrico a cerrar sobre la flecha, la tubera de perforacin, de revestimiento y lastrabarrenas, pero no est diseado para hacer un cierre completo del pozo o para contener el influjo de una zona somera presurizada, sino ms bien desviar dicho flujo.

Esto se logra abriendo simultneamente las vlvulas de las lneas de desfogue (venteo) y cerrando el diverter, derivando el influjo de la formacin hacia sitios alejados del equipo de perforacin y del personal. Este procedi-miento permite disminuir el riesgo de fractu-ramiento de la formacin somera y la posible comunicacin de la zona de aportacin del influjo con la superficie del terreno.

Por lo general, se utilizan como desviadores de flujo los preventores anulares de tipo es-frico, (ejemplo: MSP 29 , 21 , 20 , etc.). El dimetro interior del diverter debe ser suficiente para que permita pasar la ba-rrena y perforar la etapa. Una vez instalado todo el conjunto, ser probado para asegurar que operativamente funciona correctamente.

Recuerde: Verificar que el elemento de caucho (dona) tienda a cerrarse ligera-mente, una vez esto suspenda la pre-sin de cierre del diverter y regrselo a su condicin original


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La caracterstica principal de las vlvulas hi-drulicas sern de paso libre con apertura completa, en el proceso de perforacin estas vlvulas debern mantenerse en la posicin cerrada. Fig. 5.2.

En los equipos costafuera las lneas y vl-vulas normalmente son de 8 de dimetro interior o mayores. Para equipos terrestres y lacustres las lneas y vlvulas normalmente son de 6 de dimetro interior o mayores.

Durante las operaciones de perforacin, en periodos regulares de tiempo debe bombear-se agua a travs de las lneas de venteo para asegurar que no estn tapadas o azolvadas. Fig. 5.3.

La capacidad volumtrica de los acumulado-res de la Bomba de operacin de preventores (Koomey), debe cumplir con el estndar API RP-64 y RP-53, para operar el sistema des-viador de flujo.

5.1.1. Instalacin del desviador de flujo

Cuando se inicia la perforacin de un pozo terrestre lacustre, se introduce y cementa un tubo conductor a profundidad somera, con la finalidad de establecer ciclos de circulacin y limpieza del agujero desde el interior del pozo hacia la superficie. En el caso de pozos costafuera en estructuras marinas y en equi-pos autoelevables, por lo general se instala un tubo conductor de gran dimetro (30 x 1) por debajo del lecho marino, penetrando el mismo aproximadamente 100 m. Posterior-

Lnea de flujo

Campana

MSP

Carrete deperforacin

Perforacin Tubo

conductor

Apertura total de la vlvula(se abre automticamente antes de su cierre desviador)

Cerrado

Abierto

Suminstrosde fluidoshidrulicos

Fig. 5.1. Bops MSP 29 500 psi.

Fig. 5.2. Esquema del sistema desviador.Fig. 5.3. Desviador de flujo con

lneas de desfogue.


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mente se suelda una brida de 30 x 1 de ran-go 2M, y seguidamente se instala el carrete espaciador con bridas laterales de 8 o mayor para colocar las vlvulas hidrulicas o neu-mticas de apertura completa y cierre de las lneas de venteo, posteriormente se instala el desviador de flujo (normalmente un preventor esfrico de 29 MSP-500 psi (Fig. 5.4).

5.1.2. Recomendaciones de operacin del desviador

Verificar diariamente la operacin correc-ta del sistema desviador de flujo, accio-nndolo desde el control remoto con una presin mnima de 100 psi para observar desde la mesa rotaria que el elemento se-llo inicie su movimiento de cierre, inme-diatamente desfogar la presin para ase-gurar que el elemento esfrico regrese a su posicin original.

Revisar que las lneas de desfogue no es-tn obstruidas o azolvadas.

Inspeccionar y revisar peridicamente que el desviador y las vlvulas no tengan gas libera-do por los recortes de formacin, residuos u otros materiales que puedan afectar su ope-racin.

Mantener el depsito de aceite hidrulico a de su nivel mximo de la capacidad de volumen de lquido hidrulico del re-ceptculo en la bomba de accin de pre-ventores.

El sistema deber tener un control remo-to en el piso de perforacin y otro en un lugar de fcil acceso y seguro para su ac-cionamiento.

Debern efectuar simulacros peridicos con las cuadrillas del pozo, para que adquieran habilidad y destreza y sean capaces de reaccionar oportunamente ante situaciones emergentes para operar el sistema desviador de flujo y aplicar el Plan de Respuesta a Emergencias de po-zos descontrolados.

5.2. Preventor Esfrico

Tiene como principal caracterstica un ele-mento de hule sinttico (dona) y una estruc-tura interna de acero vulcanizado flexible, y este se encuentra alojado en el receptculo interior del preventor y al operar a cerrar se deforma concntricamente hacia el interior del mismo, haciendo el cierre total del pozo.

Desviadorde flujo

Carrete

Junta esfrica

Junta telescpica

A lneas dedesfogue

Fig. 5.4. Desviador de flujo.


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Tapn roscado indicador de posicin

Anillo O

Empaquetadora de cabezal

Anillo superior antiextrusinSello superior doble en U

Anillo inferior antiextrusinSello inferior doble en U

Anillo O

Tornillo de cabezaAnillos selladores de tornillo

de cabeza

Arandelas antiextrusin

Tornillos accionadoresde las quijadas

Conexin de alivio

Tornillo de la abrazadera del cabezal

Abrazadera del cabezal

Cabezal del preventor de reventones

Unidad sellnte caucho sinttico

Pistn

Anillo central antiextrusin

Sello superior doble en U

Camisa ranurada del cuerpo

Tornillo de cabeza hexgonal

Quijadas

Cuerpo del preventorde reventones

Fig. 5.5. Preventor esfrico Hydril tipo GK.


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Es un preventor que se instala en la parte su-perior del conjunto de preventores de arietes, es recomendable no cerrar este preventor sin tener tubera o herramientas dentro del pozo, ya que al hacerlo su vida til se reduce drs-ticamente.

En posicin abierta, el elemento tiene el mis-mo dimetro interior de paso del preventor.

En posicin cerrado permite el paso o giro de tuberas, esta operacin se debe efectuar regulando la presin de trabajo a su mnimo valor de sello, a este valor se le conoce tam-bin como punto de fuga.

Caso: Preventores esfricos marca Cameron. Cuando se tenga instalado este tipo de pre-ventor el rango de presin de operacin para su cierre deber ser igual al del preventor de arietes instalado, con lo cual tendremos el cierre hermtico a presin sobre cualquier forma geomtrica o dimetro de tubera, he-rramienta tubular, cable, sondas de registros, pistolas y lnea de acero, que estn dentro

del pozo. Este tipo de elemento de sello no puede ser reemplazado durante su uso en el conjunto de Bops, ya que interiormente tiene un anillo de acero que impide cortar vertical-mente dicho elemento.

Caso: Preventores esfricos marca Hydril.- Cuando se tenga instalado este tipo de pre-ventor la presin de operacin para su cierre es de 700 lb/pg2. En casos extremos algunos modelos hydril es posible cambiar el elemen-to de hule con tubera dentro del pozo ya que puede ser cortado verticalmente dicho elas-tmero (dona) sin alterar sus propiedades de sello. Adems poseen la caracterstica de que la presin generada por el brote del pozo contribuye al cierre del mismo.

Los preventores esfricos ms usados son: 29 , 21 , 16 , 13 5/8, 11 y 7 1/16, con presiones de trabajo de 5K hasta 15K.

En el preventor esfrico hydril tipo GK (Fig. 5.5) la presin hidrulica de cierre se ejerce sobre el pistn de operacin y sube conforme

Ventana de acero

Candado ranurado

Insertoempacador

Plato dedesplazamiento

Puerta deapertura

hidrulicoPuerto de venteo

Tapa removible

Dona

Empaque

Candado del cilindro inferior

CuerpoPistn de operacin

Puerto de cierrehidrulico

Fig. 5.6. Preventor esfrico Cameron Tipo DL.


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asciende el elemento de hule, comprimindo-se hacia adentro hasta efectuar el sello sobre cualquier tubera o herramienta que est den-tro del preventor.

Para el preventor esfrico camern tipo D y DL, (Fig. 5.6) la presin de cierre mueve hacia arriba el pistn de operacin y el plato impulsor desplaza el aro de hule slido, for-zando al elemento (dona) a cerrarse, activn-dose simultneamente los insertos de acero que la refuerzan, girando interiormente hasta formar un anillo de soporte continuo tanto en la parte superior como en la parte inferior del elemento sello empacador.

5.2.1. Recomendaciones de operacin

La vida til del empaque sello de los preven-tores esfricos se puede optimizar aplicando lo siguiente:

La frecuencia de las pruebas ser igual a la del conjunto de preventores de arietes,

21 das segn referencia del MMS y 14 das de acuerdo a la UPMP.

Para rotar lentamente la tubera con el ele-mento sellante cerrado, deber ajustarse la presin de cierre recomendada por el fabri-

cante, como se indica en la tabla 5.1. Usar una cmara de amortiguacin al sacar

o meter tubera a presin al ir pasando las juntas de la misma. El movimiento rpido de una junta a travs del empaque cerrado puede daarlo severamente y causar su falla prematura.

Para introducir o sacar tubera en un pozo con presin se ajustar la presin de cierre a la mnima necesaria para permitir el movi-miento de la tubera hacia arriba o hacia aba-jo (esto en funcin de la presin que exista en el pozo). Se debe estar adicionando con-tinuamente aceite a la tubera para lubricar-la. Asimismo, se debe tener la precaucin de disminuir la velocidad de introduccin o ex-traccin al pasar los coples de la tubera, con objeto de prolongar la vida til del elemento sellante y permitir que se acople a los dife-rentes dimetros a que es expuesto.

Cerrando el preventor contra tubera y no en agujero abierto (sin tubera).

Usando el tipo de elastmero adecuado para el fluido de control en uso y para los fluidos de la formacin anticipados.

En este caso, aplican las prcticas recomen-dadas por el API para sistemas de equipo para la prevencin de reventones API RP-53-A.

Dimetro interno

Rango de presin de trabajo (psi)

500 2,000 3,000 5,000 10,000 15,000 20,000

7-1/6 - MSP GK GK GK GK GK

9 - MSP GK GK - - -

11 - MSP GK GK GX GX -

13-5/8 - - GK GX/ GK GX GX -

16-3/4 - - - GK - - -

18-3/4 - - - - GX - -

21-1/4 - MSP - - - - -

29-1/2 MSP - - - - - -

Tabla 5.1. Preventores esfricos hydril dimetros y rangos de presin de trabajo.


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Los preventores esfricos hydril poseen la caracterstica de que la presin generada por el brote del pozo contribuye al cierre del mis-mo.

5.3. Preventor de arietes

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

Se le denomina Bonete al conjunto que alo-ja el sistema hidrulico de apertura y cierre de los preventores de arietes y es la parte mvil que permite el cambio de arietes.

Los arietes se alojan en la cmara interior donde se deslizan los arietes para su cierre y apertura, van montados en los extremos de los vstagos de operacin del preventor. El dimetro nominal est referido al dimetro de paso interior (full bore).

5. 3.1. Preventores tipo U y UM

Estos preventores tienen como caracterstica principal que se pueden intercambiar diferen-tes tipos y medidas de arietes, sin necesidad de desmontarlos, y por su diseo son consi-derados los ms seguros.

Est demostrado estadsticamente que la mayora de los brotes ocurren con la tubera dentro del pozo. Es entonces que el preven-tor inferior equipado con arietes anulares de acuerdo al dimetro de la tubera de trabajo, hace la funcin de vlvula principal de control por estar directamente ensamblado a la boca del pozo Fig. 5.7.

Fig. 5.7. Preventores sencillos de arietes marca Cameron tipo U y UM.

5.3.2. Caractersticas y ventajas

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

Se instalan en pozos terrestres, lacustres y costafuera.

La presin confinada del pozo ayuda a re-forzar el sello de los arietes.

Tiene un sistema de operacin secunda-rio, para cerrar manualmente los arietes a travs del giro de los yugos, esta ope-racin se realiza con dos trabajadores de la cuadrilla quienes operan los volantes. Nota: Para efectividad de esta operacin se debe tener la palanca de la vlvula ac-tuadora de la bomba para operar preven-tores en posicin de cierre.

Los arietes de los preventores no se pue-den retraer (abrir) manualmente, nica-mente con activacin hidrulica desde la bomba y/o control remoto para operar el preventor.

Los elementos de sello frontales de los arietes anulares y ciegos tienen una re-serva de hule autoalimentable.


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En los preventores Cameron tipo U, para usar arietes de corte se reemplaza la tapa o bonete y se agrega una brida inter-media. Y en los preventores Cameron tipo UM, basta con abrir los bonetes y girar 180 el pistn de operacin, ya que este viene habilitado para operar con arietes normales y al girarlo operar como arietes de corte. Fig. 5.8.

Fig. 5.8. Preventor doble de arietes tipo UM con salidas laterales.

5.3.3. Funciones de los Preventores

La funcin principal de un arreglo de preven-tores es proveer en superficie el cierre del pozo, recuperar el control primario y adems nos permite ejercer suficiente contra-presin sobre la formacin.

Es as que durante las operaciones de perfo-racin, terminacin y mantenimiento de po-zos, si llegara a ocurrir una manifestacin de un influjo o brote por el interior del pozo, el sistema de control superficial tiene la capaci-dad para cerrar el pozo, esto nos permite cir-cular desalojando el fluido invasor y controlar el brote utilizando el mtodo de control apro-piado y el fluido con la densidad requerida.

El equipo de control superficial de un pozo est constituido por el conjunto de preven-tores y las conexiones superficiales de con-trol, es muy importante recordar que el tener instaladas varias bridas se nos incrementa el

riesgo de fuga al contener la presin confi-nada del pozo, por lo que estas mismas se consideran como la parte ms sensible de un arreglo completo de conexiones superficiales de control.

5.3.4. Clasificacin de los Preventores

Los preventores se clasifican considerando diversas caractersticas propias tales como: presin de trabajo, tipo y elemento de sello, los cuales se indican a continuacin:

Presin de trabajo

Presin Baja 2K (2,000 psi) Presin Media 5K (5,000 psi) Presin Alta 10K (10,000 psi) Presin Extrema 15K (15,000 psi) Presin Ultra Extrema 20K (20,000 psi)

Tipo

Sencillo

Doble

Anular (Esfrico y rotatorio)

Elemento de sello:

Arietes de Tubera

Arietes ciegos

Arietes ciegos de corte

Arietes variables

Anulares (elemento de hule vulcanizado)


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5.3.5. Recomendaciones previas a su instalacin

Es conveniente tener presente las siguientes recomendaciones de seguridad que se em-plean en el conjunto de preventores previas a su instalacin, permitiendo con esto un ade-cuado manejo de los mismos y un mayor rendi-miento de tiempo en el rea de trabajo.

El dimetro y la presin de trabajo del preventor deber ser igual o mayor a las del cabezal don-de se va a instalar.

Revisar que las pistas del anillo se encuentren perfectamente pulidas y no presenten herrum-bre, imperfecciones, etc.

Revisar que los tornillos candado (yugos) se en-cuentren limpios y en condiciones de libre rota-cin para su enrosque.

Verificar que los empaques frontales y superio-res de los arietes estn en ptimas condiciones para operar.

En los conjuntos de preventores (Bops) dobles de 5000 lb/pg2 y de 10000 lb/pg2, los arietes cie-gos se debern de instalar en la parte inferior y los arietes de tubera en la parte superior. (Caso Perforacin).

En arreglos de preventores Tipo I y Tipo II, se deber instalar en la parte inferior del conjunto, un preventor sencillo de arietes, el cual tendr instalados arietes con el dimetro de la tubera de trabajo.

Revisar la operacin de cierre y apertura de los arietes del preventor observando que el movi-miento de los vstagos sea libre.

Revisar y limpiar las pistas de asiento de los pre-ventores para instalar los anillos metlicos de sello.

El anillo metlico empacador deber ser nuevo de acuerdo al dimetro y presin de trabajo re-querido.

Verificar que los birlos o esprragos y tuercas tengan el certificado de calidad de GRADO (quintados).

Verificar que los birlos y tuercas que se van a usar cumplan con la especificacin, dimetro, longitud, grado y cantidad. (limpios y de libre enrosque).

Para prevent

conxiones superficiales de control 2010.pdf

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