Estandarizacion de los conexiones superficiales de control
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Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos
Estandarización de Conexiones Superficiales de Control (Manual de referencia)
Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos
Estandarización de Conexiones Superficiales de Control (Manual de referencia)
Estandarización de Conexiones Superficiales de Control (Manual de referencia)
D. R. 2003 Gerencia de Tecnología Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos
Prólogo
E
n este nuevo milenio, uno de los aspectos más importantes que se manejan en los ámbitos de calidad y normatividad de cualquier empresa, es la estandarización de sus procesos para poder medir su desempeño. Aunque las actividades de perforación y de mantenimiento de pozos se efectúan de diferente manera y en condiciones de trabajo distintas, dada la diversidad de campos petroleros donde participa la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP), es necesario hacer un esfuerzo por estandarizar los criterios que aplicamos, tanto en los procesos de ingeniería de diseño como en la ejecución de las operaciones de campo más importantes. El diseño, instalación y operación de los sistemas de control de pozos resultan ser actividades de vital importancia, ya que sus prácticas deben realizarse con el nivel de seguridad requerido, reduciendo al mínimo los riesgos de un accidente o de un impacto adverso al entorno. Entre los beneficios más importantes que pueden obtenerse con la homologación de las conexiones superficiales de control de pozos, es una mayor confiabilidad de los diseños de ingeniería, mayor rapidez y facilidad en su instalación y operación, y reducción de costos por servicios de mantenimiento y refacciones. Es deseo de la Gerencia de Tecnología de la UPMP, que este manual sea de utilidad para todo el personal técnico involucrado en el diseño, adquisición, instalación y mantenimiento de los sistemas de control superficial de pozos petroleros. Nuestro agradecimiento a las autoridades de la UPMP y a todo el personal técnico operativo de las divisiones Norte, Sur y Marina que participó en la integración del presente documento, y en particular a los siguientes profesionistas: Ing. Felipe Sierra González Ing. Eliseo Rodríguez Roque Ing. Miguel Pacheco Acosta Ing. Bulmaro Castro Mutio Ing. Armando Flores González Ing. David E. Blasio Cedillo Coordinación: M.I. Juan Alfredo Ríos Jiménez. Ing. Miguel Ángel Aguilar de la Serna
Introducción
U
na de las políticas empresariales más importantes de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP), es salvaguardar la seguridad del personal que desarrolla las actividades sustantivas en diferentes campos del sistema petrolero nacional. Para conseguir este objetivo, uno de los aspectos más importantes es proporcionar capacitación a todo el personal técnico-operativo, así como estandarizar sus instalaciones, métodos, procedimientos, tecnologías y equipos. En este camino de la estandarización se ubica el esfuerzo que realizan especialistas de las tres divisiones y sede de la UPMP, uno de cuyos resultados es este volumen donde se integran las características más importantes de las conexiones superficiales de control, así como los arreglos que se pueden utilizar en nuestros campos, ya que garantizan resultados satisfactorios ante cualquier eventualidad que se pueda presentar durante la intervención de un pozo, en cualesquiera de sus fases operativas. El presente documento busca convertirse en un manual de trabajo que pueda ser consultado cotidianamente por todo el personal de la UPMP en la realización de sus actividades. La primera parte del manual comprende una breve descripción de los componentes de las conexiones superficiales, así como recomendaciones prácticas de mantenimiento y cuidados durante la instalación y uso de las mismas. La segunda parte contiene los arreglos de preventores y árboles de estrangulación que deben usarse en las diferentes etapas de perforación, terminación y reparación de pozos, señalando las características y especificaciones mínimas necesarias que garanticen la seguridad de su uso, sólo limitadas por los rangos de presión de trabajo y los espacios para su instalación. Sinceramente, esperamos que este documento abrevie las búsquedas de información técnica y les ofrezca a todos ustedes la respuesta a los problemas técnicos que se les presentan en sus funciones, cuya solución anticipada en el diseño ingenieril suele evitar muchos dolores de cabeza en el campo, a la hora de la hora, y le ahorran muchos recursos a la empresa.
Indice P Introducción 1. Unidad para operar preventores ................................................................................................6 1.1. Depósito almacenador de fluido .............................................................................................6 1.2. Requerimientos de los acumuladores ....................................................................................6 1.3. Requerimientos de volumen de los acumuladores ..............................................................7 1.4. Requerimientos de presión y precarga de los acumuladores ............................................11 1.5. Fuentes de energía, requerimientos de las bombas ............................................................13 1.5. Requerimientos de consolas de control remoto ...................................................................17 2. Requerimientos para válvulas, conexiones, líneas .................................................................18 3. Pruebas de operación y funcionamiento del sistema ............................................................19 3.1. Recomendaciones .....................................................................................................................19 3.2. Prueba de efectividad de tiempo de respuesta al sistema de bomba ...............................19 3.3. Prueba de operación y funcionamiento del sistema de acumuladores ............................20 3.4. Cierre de preventor usando el sistema de respaldo ............................................................20 3.5. Recomendaciones .....................................................................................................................21 4. Cabezal de tubería de revestimiento ........................................................................................22 5. Carrete de control .......................................................................................................................24 5.1. Especificaciones y recomendaciones de operación .............................................................24 6. Preventores de arietes .................................................................................................................25 6.1. Preventor de arietes anulares .................................................................................................25 6.2. Arietes anulares ........................................................................................................................26 6.2.1. Características ........................................................................................................................27 6.3. Arietes ajustables ......................................................................................................................28 6.4. Ventajas y desventajas de la posición que guarda el preventor ciego ..............................29 6.4.1. Ventajas ...................................................................................................................................29 6.4.2. Desventajas ............................................................................................................................30 6.5. Arietes de corte .........................................................................................................................30 6.6. Arietes ciegos ............................................................................................................................32 7. Preventor esférico ........................................................................................................................33 7.1. Características de diseño .........................................................................................................34 7.2. Recomendaciones de operación .............................................................................................35 8. Empaquetadura de preventores (elastómeros) .......................................................................37 8.1. Inspección y almacenamiento ................................................................................................38 9. Conexiones superficiales de control .........................................................................................41
9.1. Consideraciones de diseño ...............................................................................................41 9.2. Líneas de matar ...................................................................................................................41 9.2.1. Especificaciones y recomendaciones de operación ....................................................42 9.3. Múltiples y líneas de estrangular .....................................................................................43 9.3.1. Consideraciones de diseño .............................................................................................43 9.4. Recomendaciones de operación .......................................................................................45 10. Estranguladores ajustables .................................................................................................47 10.1. Instrucciones para su uso ................................................................................................47 10.2. Estrangulador hidráulico ................................................................................................48 10.3. Consolas de control remoto ............................................................................................49 10.3.1. Mantenimiento y operación .........................................................................................50 11. Bridas y anillos .....................................................................................................................51 12. Birlos, espárragos y tuercas ...............................................................................................54 13. Válvulas de control y preventor interior .........................................................................58 13.1. Válvulas de las flechas .....................................................................................................58 13.2. Válvulas en el piso de perforación .................................................................................60 13.3. Preventor interior .............................................................................................................61 13.3.1. Ventajas ...........................................................................................................................62 13.4. Válvulas de compuerta ....................................................................................................65 13.4.1. Consideraciones de diseño ..........................................................................................65 13.5. Válvula Flex SeaL "S" ......................................................................................................65 14. Conjunto de preventores de superficie ............................................................................67 14.1. Arreglos del conjunto de preventores ..........................................................................67 14.2. Candado de preventores .................................................................................................68 15. Sistema desviador de flujo .................................................................................................68 15.1. Instrucciones de operación y recomendaciones ...........................................................71 16. Inspección física del conjunto de preventores ..............................................................72 16.1. Frecuencia de las pruebas con presión ..........................................................................72 16.2. Requerimientos para pruebas con presión ...................................................................73 16.3. Pruebas al arreglo de preventores y equipo auxiliar ..................................................73 16.4. Pruebas operativas al arreglo de preventores y equipo auxiliar ..............................74 17. Probadores ............................................................................................................................76 17.1. Probador tipo colgador ....................................................................................................76 17.2. Probador tipo copa ...........................................................................................................76 18. Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo ...........................................................78 Arreglos estándar de conexiones superficiales de control ..................................................78
Unidad para operar preventores
1. Unidad para operar preventores
E
l sistema de control que acciona un arreglo de preventores, permite aplicar la potencia hidráulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y válvulas hidráulicas instaladas. Las prácticas recomendadas API RP-16E del Instituto Americano del Petróleo y el Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS por sus siglas en inglés), establecen los requerimientos que se deberán tener en cuenta para la selección de una adecuada unidad de cierre en función al tamaño, tipo y número de elementos hidráulicos que serán operados para lograr un cierre. Los elementos básicos de un sistema de control son: !Depósito almacenador de fluido. Acumuladores. !Fuentes de energía. Unidades de cierre. !Consolas de control remoto. !Válvula de control para operar los preventores.
1.1. Depósito almacenador de fluido Cada unidad de cierre tiene un depósito de fluido hidráulico, el cual debe tener cuando menos el doble de la capacidad del banco de acumuladores. Por su diseño de fabricación rectangular, cuentan con dos tapones de 4 pulgadas (pg) en cada extremo, que al quitarlos permite observar el interior cuando se inspeccionan las descargas de las válvulas de cuatro pasos (ram-lock). Por la parte inferior del depósito, salen en forma independiente las líneas de succión para las bombas hidroneumáticas y la bomba hidroeléctrica. Al tanque de almacenamiento descargan las líneas de las válvulas de seguridad, en caso de presentarse un incremento de presión dentro del sistema. Debe utilizarse un fluido hidráulico (aceite lubricante MH-150; MH-220, turbinas-9) que no dañe los sellos de hule que tenga el sistema de cierre. Para ambiente con temperaturas menores a O °C (32 °F), deberá agregarse un volumen suficiente de glicol al fluido de operación que contenga agua.
1.2. Requerimientos acumuladores
de
los
Los acumuladores son recipientes que almacenan fluidos hidráulicos bajo presión. Los términos acumulador y unidad de cierre con frecuencia son empleados en forma intercambiable. Precisando, una unidad de cierre es una manera de cerrar el preventor, mientras que un acumulador es una parte del sistema que almacena fluido hidráulico bajo presión, para que éste actúe
Conexiones Superficiales de Control
6
Unidad para operar preventores hidráulicamente en el cierre de los preventores. Por medio del gas de nitrógeno comprimido, los acumuladores almacenan energía, la cuál será usada para efectuar un cierre rápido. Hay dos tipos de acumuladores: El tipo separador. Usa un diafragma flexible (vejiga), el cual es de hule sintético, resistente y separa completamente la precarga de nitrógeno del fluido hidráulico. El tipo flotador. Utiliza un pistón flotante para separar el nitrógeno del fluido hidráulico. Capacidad volumétrica. Como un requerimiento mínimo, todas las unidades de cierre deberán estar equipadas de un banco de acumuladores con suficiente capacidad volumétrica para suministrar un volumen usable de fluido para cerrar un preventor de arietes, un preventor anular, más el volumen requerido para abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación (con las bombas paradas). El volumen utilizable de fluido se define como el volumen líquido recuperable de los acumuladores a la presión de operación que contengan y 14 kg/cm2 (200 Ib/pg2) por arriba de la presión de precarga de los mismos. La presión de operación del banco de acumuladores es la presión a la cual son cargados con fluido hidráulico. Tiempo de respuesta: El banco de acumuladores deberá accionar el sistema para que cada preventor de arietes cierre en un tiempo no mayor de 30 segundos. El tiempo de cierre para preventores anulares menores de 20 pg de diámetro no deberá ser mayor de 30 segundos. Si el preventor anular tiene más de 20 pg de diámetro deberá cerrarse en 45 segundos.
1.3. Requerimientos de volumen de los acumuladores Las prácticas recomendadas API RP-53 señalan que los sistemas acumuladores deben tener una cantidad mínima de fluido igual a tres veces el volumen requerido para cerrar el preventor anular más un preventor de arietes. Esto ofrecerá un margen de seguridad igual a 50 por ciento. Una regla empírica aplicada en el campo petrolero sugiere tres veces el volumen necesario para cerrar todos los preventores instalados. Por su parte, el MMS establece que debe tenerse una cantidad mínima de fluido equivalente a 1.5 veces la cantidad necesaria para cerrar todo el arreglo de preventores instalados, dejando un margen de 14 kg/cm2 (200 Ib/pg2) por arriba de la presión de precarga de los acumuladores. El sistema de acumuladores debe tener capacidad suficiente en proporcionar el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema de acumuladores, de tal forma que pueda accionarse el arreglo de preventores y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno. El número de acumuladores que debe tener el sistema es el que permita almacenar fluido con la energía suficiente para cerrar todos los preventores instalados y abrir la válvula hidráulica de la línea de
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Conexiones Superficiales de Control
Unidad para operar preventores estrangulación con un 50% de exceso como factor de seguridad y terminar con una presión final mínima de 1,200 Ib/pg2 arriba de la precarga, teniendo el conjunto de bombeo hidroneumático e hidroeléctrico parados. Ejemplo: Cuando se usan tres preventores de arietes de 11 pg 10,000 Ib/pg2, un preventor anular Hydril "GK" y la válvula hidráulica, se requiere el volumen de fluido siguiente:
Preventor anular Hydril"GK. 11 pg 10,000 Ib/pg2 Preventor Cameron "U" (TP) 11 pg 10,000 Ib/pg2 Preventor Cameron "U" (ciegos) 11 pg 10,000 Ib pg2 Válvula Hidráulica 3 pg 10,000 Ib/pg2 Preventor Cameron "U" (TP) 11 pg 10,000 Ib/pg2
25.10 Gal 3.3 Gal 7.6 Gal 0.59 (cerrar) 3.3 Gal. 39.89 Gal.
Suma de volúmenes de fluidos para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica más un 50 por ciento de exceso como factor de seguridad. 39.89 Gal +19.94 Gal VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO REQUERIDO 59.83
Considerando acumuladores de diez galones de volumen total, el número necesario se calcula de la forma siguiente:
Num. Acum. =
Volumen para cerrar preventores + 50% exceso 5 Galones útiles por acumulador
Num. Acum. =
39.89 gal + 19.94 5 gal /Acumulador
Num. Acum. = 11.96=12 Acumuladores
Concluyendo. Se requieren doce acumuladores con capacidad total de diez galones cada uno. Existe un método práctico y confiable para calcular el número de acumuladores requeridos; este método consiste en multiplicar el total de galones requeridos para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica por 0.3 acum/gal para el caso del ejemplo anterior, se tiene:
Conexiones Superficiales de Control
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Unidad para operar preventores Núm. Acum. = Volumen para cerrar preventores x 0.3 acum. gal Núm. Acum. = 39.89 gal x 0.3 acum. = 11.96 = 12 acumuladores gal Considerando los arreglos actuales de preventores, es conveniente disponer siempre de un mínimo de 16 botellas, de diez galones cada una, en condiciones de trabajo y con la precarga establecida en cada unidad para accionar el conjunto de preventores.
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Conexiones Superficiales de Control
Unidad para operar preventores
Tabla 1. Volumen de fluido para operar preventores anulares Cameron, Shaffer Y Hydril
ÿñ
Tamao Tamaño pg 7 1/16
ÿó
Presión Presin d e de trabajo lb/pg2 3,000
7 1/16
5,000
7 1/16
10,000
7 1/16
15,000
7 1/16
20,000
11
3,000
11
5,000
11
10,000
11
15,000
13 5/8
3,000
13 5/8
5,000
13 5/8
10,000
13 5/8
15,000
16 3/4
3,000
16 3/4
5,000
16 3/4
10,000
18 3/4
5,000
18 3/4
10,000
20 3/4
3,000
21 3/4
2,000
áÿáÿ
Fluido requerido gal
Cameron
Shaffer
Hydril
Cerrar
1.69
4.57
2.85
Abrir
1.39
3.21
2.24
Cerrar
1.69
4.57
3.86
Abrir
1.39
3.21
3.30
Cerrar
2.04
17.11
9.42
Abrir
2.55
13.95
7.08
Cerrar
6.94
11.20
Abrir
6.12
7.25
Cerrar
8.38
11.00
Abrir
7.56
Cerrar
5.65
11.00
2.43
Abrir
4.69
6.78
5.54
Cerrar
5.65
18.67
9.81
Abrir
4.69
14.59
7.98
Cerrar
10.15
30.58
25.10
Abrir
9.06
24.67
18.97
Cerrar
23.5
Abrir
21.30
Cerrar
12.12
23.50
11.36
Abrir
10.34
14.67
8.94
Cerrar
12.12
23.58
17.98
Abrir
10.34
17.41
14.16
Cerrar
18.10
40.16
37.18
Abrir
16.15
32.64
26.50
Cerrar
26.00
34.00
Abrir
22.50
34.00
Cerrar
22.32
21.02
Abrir
19.00
Cerrar
22.32
37.26
28.70
Abrir
19.00
25.61
19.93
Cerrar
40.75
Abrir
35.42
Cerrar
35.60
48.16
64.00
Abrir
29.00
37.61
44.00
Cerrar
50.00
118.50
Abrir
45.10
99.50
Cerrar
39.70
Abrir
24.10
Cerrar
39.70
22.59
31.05
Abrir
24.10
16.92
18.93
7.20
15.80
Nota: La válvula vle v d c a ilz o u rh m n t hidráulica utiliza un volumen de fluido de + 0.5 gal, para accionar, cerrar o abrir
Conexiones Superficiales de Control
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Unidad para operar preventores
1.4. Requerimientos de presión y precarga de los acumuladores. Los acumuladores no deben operar normalmente a más de 3,000 Ib/pg2, su presión de precarga debe ser de 1,000 a 1 ,100 Ib/pg2 y usar únicamente nitrógeno (N2). Estos se encuentran provistos de una válvula de seguridad que abre a las 3,500 Ib/pg2, cuándo se requiera operar entre 3,000 y 5,000 Ib/pg2, que es la máxima presión de operación del sistema, deben cerrarse las válvulas aisladoras de los acumuladores.
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Conexiones Superficiales de Control
Unidad para operar preventores
Tabla 2. Volumen de fluidos requeridos para operar preventores de arietes Cameron tipo "U” Tamao Presin e d Tamaño Presión de
ÿñ
ÿó
Galones para cerrar
Galones para abrir
3,000
1.2
1.2
7 1/6
5,000
1.2
1.2
7 1/6
10,000
1.2
1.2
7 1/6
15,000
1.2
1.2
11
3,000
3.3
3.2
11
5,000
3.3
3.2
11
10,000
3.3
3.2
11
15,000
5.5
5.4
13 5/8
3,000
5.5
5.2
13 5/8
5,000
5.5
5.2
13 5/8
10,000
5.5
5.2
13 5/8
15,000
11.6
11.4
16 3/4
3,000
10.2
9.4
16 3/4
5,000
10.2
9.4
16 3/4
10,000
12
11.2
18 3/4
10,000
24
23
20 3/4
3,000
8.1
7.2
21 1/4
2,000
8.1
7.2
21 1/4
5,000
30.9
28.1
21 1/4
10,000
26.5
24.1
26 3/4
3,000
10.5
9.8
11*
3,000
7.6
7.4
11*
5,000
7.6
7.4
11*
10,000
7.6
7.4
11*
15,000
9
8.9
13 5/8*
3,000
10.9
10.5
13 5/8*
5,000
10.9
10.5
13 5/8*
10,000
10.9
10.5
13 5/8*
15,000
16.2
16
16 3/4*
3,000
19.0
18.1
16 3/4*
5,000
19.0
18.1
16 3/4*
10,000
19.1
18.2
20 3/4*
3,000
14.9
14.3
18 3/4*
10,000
24.7
22.3
18 3/4*
15,000
34.7
32.3
nominal pg
trabajo lb/pg2
7 1/6*
* Para arietes de corte
Conexiones Superficiales de Control
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Unidad para operar preventores
1.5. Fuentes de energía, requerimientos de las bombas Capacidad de las bombas. Cada unidad de cierre deberá contar con el suficiente número y tamaño de bombas que cumplan satisfactoriamente con las operaciones descritas en éste párrafo. Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deberán ser capaces de cerrar el preventor anular sobre la tubería en uso, abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y mantener una presión mínima de 14 kg/cm2 (200Ib/pg2) por arriba de la presión de precarga de N2 en un tiempo de dos minutos. Presión en las bombas. Cada unidad de cierre deberá estar equipada con bombas que proporcionen una presión de descarga equivalente a la presión de operación y máxima de trabajo. El sistema de la unidad de cierre está formado por una combinación de bombas de aire y eléctricas. Básicamente cada bomba opera a bajo volumen de fluido y alta presión, accionándose por medio de una fuente neumática y la otra por medio de energía eléctrica. Normalmente en cada sistema lo constituyen dos bombas hidroneumáticas y una bomba triplex eléctrica. Potencia de bomba. La combinación de las bombas deberá tener capacidad para cargar el banco de acumuladores en un tiempo máximo de 15 minutos o menos a partir de su presión de precarga a la presión máxima de operación. Las bombas son instaladas de tal manera que cuándo la presión en los acumuladores baje al 90% de la presión de operación, se active un interruptor electromagnético y arranquen automáticamente para restablecer la presión Todo el tiempo estará disponible una fuente de potencia para que las bombas accionen automáticamente en todo el sistema de la unidad de cierre, cuando disminuyan al 90% de su presión de operación. El sistema de la unidad de cierre debe contar de dos fuentes de energía dependientes del equipo de perforación y de una fuente independiente que deberá considerarse como último recurso para cerrar los preventores. Cada fuente deberá ser autosuficiente para operar las bombas a una velocidad tal que permita cumplir satisfactoriamente con los requerimientos establecidos. Sistema de potencia. El sistema dual de potencia recomendado es un sistema de aire más un sistema eléctrico. Las recomendaciones mínimas para un sistema dual aire y otra fuente de potencia dual son: Un sistema dual neumático-eléctrico puede consistir del sistema de aire del equipo más el generador del equipo. Un sistema dual neumático puede consistir del sistema de aire del equipo más un tanque de almacenamiento de aire que esté separado por medio de válvulas de contra flujo (check) de los compresores de aire y del tanque de almacenamiento general de aire del equipo. Los valores mínimos aceptables para éste tanque aislado serán el volumen y la presión, cuyos valores permitirán utilizar solamente este aire para que operen las bombas a una velocidad para que cumplan con las funciones requeridas. Un sistema dual eléctrico puede consistir del sistema normal de energía eléctrica del equipo más un
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Conexiones Superficiales de Control
Unidad para operar preventores generador independiente. Un sistema dual aire-nitrógeno puede consistir del sistema de aire del equipo más un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión (energía adicional). Un sistema dual eléctrico-nitrógeno puede consistir del sistema de corriente eléctrica del equipo más un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión. En las divisiones Norte, Sur y Marina, la UPMP tiene equipos y plataformas marinas que cuentan cada uno con sistemas de unidades de cierre marcas Koomey (la mayoría) y Cameron. Por lo que a continuación se presenta una figura del primer sistema, indicando el nombre de cada accesorio y la función correspondiente. Además como un respaldo en apoyo al cierre de preventores. Cada instalación terrestre o costa afuera, deberá contar con un sistema de energía adicional con nitrógeno; incorporado al sistema de control de cierre. El procedimiento de operación se describe en otro módulo del manual.
Figura 1. Sistema unidad de cierre Koomey
Conexiones Superficiales de Control
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Unidad para operar preventores Descripción de partes sistema Koomey con energía adicional N2 Partes
Características
1. Acumuladores.
Su presión de trabajo es de 3,000 lb/pg2 y la presión de precarga con nitrógeno de 1,000 a 1,100 lb/pg2 se tiene que verificar la presión de precarga en cada botella cada 30 días, las botellas deben contener solamente nitrógeno, ya que el aire y otros gases pueden causar fuego o explosión.
2. Válvulas aisladoras del banco acumulador.
Normalmente deben estar abiertas y cerradas cuando desee aplicar una presión mayor de 3,000 lb/pg2 o cuándo realice pruebas de efectividad de tiempo de respuesta del sistema.
3. Válvula de seguridad del banco acumulador. 4. Filtro de la línea suministro de aire.
Debe limpiarlo cada 30 días
5. Lubricador de aire.
Debe usar lubricante SAE-10 o equivalente y ajustarlo para que provea seis gotas de aceite por minuto, además de revisarlo semanalmente.
6. Manómetro indicador de la presión de la línea de suministro del aire.
Rango de presión de 0-300 lb/pg2
7. Interruptor de presión automática hidroneumático.
Normalmente está regulado para cortar a 2,900 lb/pg2 en unidades que cuentan con bombas de aire y bomba eléctrica. Cuándo la presión en el sistema desciende a 2,700 lb/pg2 automáticamente permite que el aire fluya y arranque la bomba. Para incrementar la presión de corte, gire la tuerca que ajusta el resorte de izquierda a derecha y de derecha a izquierda para disminuirla
8. Válvula para aislar el interruptor hidroneumático
Normalmente ésta válvula debe encontrarse cerrada. Cuándo se requieran presiones mayores de 3,000 lb/pg2, primero cierre la válvula que aísla la bomba eléctrica (19) gire la válvula (25) hacia la derecha (alta presión) y finalmente abra esta válvula, lo que permitirá manejar presiones hasta de 5,500 lb/pg2.
9. Válvulas para suministrar aire a las bombas hidráulicas impulsadas por aire.
Normalmente deben estar abiertas.
10. Válvulas de cierre de succión.
Siempre permanecerán abiertas
11. Filtros de succión
La limpieza se realizará cada 30 días.
12. Bombas hidráulicas impulsadas por aire.
Este tipo de bombas operan con 125 lb/pg2 de presión de aire. Cada lb/pg2 de presión de aire produce 60 lb/pg2 de presión hidráulica.
13. Válvulas de contrapresión (check).
Su función es permitir reparar o cambiar las bombas hidroneumáticas sin perder presión en el banco acumulador
14. Motor eléctrico y arrancador
El motor eléctrico opera con tensión eléctrica de 220 a 440 voltios, 60 ciclos, tres fases; la corriente requerida depende de la potencia del motor. El arrancador acciona y para automáticamente el motor eléctrico que controla la bomba triplex o dúplex; trabaja conjuntamente con el interruptor manual de sobrecontrol para accionar o parar. El interruptor
15. Bomba triplex (o dúplex) accionada por motor eléctrico.
Cada 30 días se debe revisar el nivel (SAE-30W). Además se tiene que revisar el nivel de aceite en la coraza de la cadena (30 ó 40W), el cual debe llegar hasta el tapón de llenado.
16. Válvula de cierre de succión.
Normalmente debe estar abierta
17. Filtro de succión.
Normalmente debe estar abierta
18. Válvula de contrapresión (check).
Su función es permitir reparar el extremo hidráulico de la bomba sin perder presión en el Sistema.
15
Conexiones Superficiales de Control
Unidad para operar preventores
19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica
Debe estar abierta normalmente y sólo tiene que cerrarla cuando vaya a generar presiones mayores de 3,000 Ib/pg2 con las bombas hidroneumáticas.
20. Interruptor de presión automático hidroeléctrico.
El motor de la bomba hidroeléctrica arranca automáticamente cuando la presión en el banco acumulador desciende a 2700 Ib/pg2 y para cuando la presión llega a 3,000 Ib/pg2. Al ajustar la presión de paro del motor eléctrico, quite el protector del tomillo regulador y gírelo en sentido contrario a las manecillas del reloj para disminuir la presión o en el sentido de las mismas manecillas para incrementar la presión. Para ajustar la presión de arranque del motor eléctrico quite la tapa a prueba de explosión, purgue la presión del sistema a la presión de arranque deseada y mueva la
21. Manómetro indicador de la presión en el sistema acumulador.
Rango de presión de 0-6,000 Ib/pg2
22. Filtro para fluido en el sistema acumulador.
Revisarlo cada 30 días.
23. Válvula reguladora y reductora de presión
Reduce la presión del Sistema a 1,500 Ib/pg2 para operar los preventores de arietes y las válvulas con operador hidráulico. Para ajustar esta válvula, primero afloje la tuerca candado de la manija y gírela hacia la derecha para incrementar la presión y hacia la izquierda para reducirla, observando siempre el manómetro al fijar la presión en el regulador del múltiple de distribución; finalmente, apriete la tuerca
24. Manómetro indicador de presión en el múltiple de distribución de
Rango de presión de 0-10,000 lb/pg2
25. Válvula para aislar la válvula reductora de presión.
Debe estar en posición abierta, y cuando se necesiten aplicar presiones mayores de 1,500 Ib/pg2 a los preventores de arietes, gírela a la posición de cerrada, así se aísla la válvula (23).
26. Válvula reguladora y reductora de presión impulsada por aire.
Regula la presión para el preventor anular. La presión puede variar dependiendo del diámetro del tubo contra el que cierra el preventor
27. Manómetro indicador de presión del preventor anular.
Rango de presión de 0-3,000 Ib/pg2.
28. Válvulas de cuatro vías.
Permiten cerrar o abrir los preventores y las válvulas hidráulicas
29. Válvula de purga.
Normalmente debe estar cerrada. Esta válvula debe mantenerse abierta cuando se precargan las botellas del acumulador.
30. Caja de empalme de aire.
Se usa para conectar las líneas de aire en el Sistema a las líneas de aire que vienen del tablero de control remoto.
31. Transmisión de presión neumática para la presión del preventor anular.
Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que la presión del manómetro del preventor anular en el tablero remoto sea igual a la del manómetro del Sistema. (27)
32. Transmisor de presión neumática para la presión del múltiple de fluido.
Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro de los preventores de arietes en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro del sistema. (24)
33. Transmisor de presión neumática para la presión del sistema acumulador
Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro que indica la presión del acumulador en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro del sistema. (21)
34. Válvula neumática reguladora de la válvula (26).
Se utiliza para regular la presión de operación del preventor anular. El giro a la izquierda disminuye presión y a la derecha la incrementa. Vigile siempre el manómetro cuando ajuste la presión. (27)
35. Selector de regulador de presión del preventor anular.
Se usa para seleccionar el tablero (unidad o control remoto) desde donde se desea controlar la válvula reguladora (26).
36. Válvula de seguridad del múltiple distribuidor de fluido.
Está regulada para que abra a 5,500 lb/pg2.
Conexiones Superficiales de Control
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Unidad para operar preventores
1.5 Requerimientos control remoto
de
consolas
de
Todos los equipos terrestres o de plataforma de perforación costa afuera deberán estar equipados con el número suficiente de tableros de control remoto, ubicados estratégicamente, donde el perforador o el técnico puedan llegar con rapidez. Normalmente se tiene una consola en el piso de perforación y otra en un lugar accesible. En las plataformas marinas, deberá tenerse un tablero de control remoto en la oficina del superintendente y una consola adicional ubicada en el muelle que esté situado a favor de los vientos dominantes.
Figura 2. Consola de control remoto Koomey Al término de cada instalación del arreglo de preventores, según la etapa de perforación por continuar, deberán efectuarse todas las pruebas de apertura y cierre desde la misma unidad y posteriormente desde cada estación de control remoto que se encuentre en operación, para verificar el funcionamiento integral del sistema.
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Conexiones Superficiales de Control
Requerimientos para válvulas, conexiones, líneas
2. Requerimientos para válvulas, conexiones, líneas
T
odas las válvulas, conexiones, líneas y demás accesorios de la unidad de cierre y el arreglo de preventores deberán estar construidos de acero, para una presión mayor o igual a la presión máxima de trabajo hasta de 352 kg/cm2 (5,000 Ib/pg.). En toda instalación, todas las válvulas, conexiones y demás componentes requeridos, deberán estar equipados con lo siguiente: rCada múltiple de la unidad de cierre deberá contar con válvulas de paso completo en las cuáles puedan conectarse fácilmente y por separado las líneas del fluido hidráulico. rCada unidad de cierre deberá equiparse con las suficientes válvulas de contra flujo (check) o de cierre que permitan aislar las bombas y los acumuladores del múltiple de la unidad de cierre y el regulador de presión del preventor anular del múltiple de la unidad de cierre. rLa unidad de cierre deberá contar con los manómetros necesarios y precisos que indiquen la operación, tanto flujo abajo como arriba de la válvula reguladora de presión del preventor anular. rEn cada unidad de cierre deberá tener una válvula reguladora de presión que permita controlar manualmente la presión para operar el preventor anular. rLa unidad de cierre que esté equipada con una válvula reguladora que controle la presión de operación de los preventores de arietes; deberá contar con una válvula y línea de paso que permita aplicar toda la presión del banco de acumuladores en el múltiple de la unidad. rLas válvulas de control (ram-lok) para operar el sistema deberán tener indicadores precisos de la posición, tipo y medida de los arietes instalados en el arreglo de preventores. Los letreros estarán en español e indicarán la posición de apertura o cierre. rPosición de las válvulas de control: Durante las operaciones normales de perforación del pozo; cada una de las válvulas que operen los preventores deberán estar siempre en la posición de abierto y en la posición de cerrado, (únicamente) la que opera la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. rVálvula de control del preventor ciego: Deberá estar equipada con una cubierta (protector) sobre la palanca manual para evitar que se opere accidentalmente
Conexiones Superficiales de Control
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Pruebas de operación y funcionamiento del sistema
3. Pruebas de operación y funcionamiento del sistema 3.1. Recomendaciones 1. Revise que la presión del banco de acumuladores indique 211 kg/cm2 (3,000 Ib/pg2) la presión en el múltiple de distribución 105 kg/pg2 (1,500 Ib/pg2) y la del preventor anular de 56 a 105 kg/cm2 (800 a 1500 Ib/pg2) conforme a la presión óptima de trabajo recomendada por el fabricante de este último preventor. Consulte las tablas correspondientes en la descripción del preventor anular. 2. Verifique que el fluido del sistema esté libre de fluido de perforación o de cualquier otro fluido extraño, sedimentos, piedras o basura. 3. Revise mensualmente la precarga de cada botella aislando los bancos acumuladores para no tener que retirar del servicio ambos bancos a la vez. 4. Certifique que el personal de electromecánica proporcione el mantenimiento adecuado al sistema conforme a las recomendaciones del fabricante y en especial la lubricación de las bombas hidroneumáticas (transmisión, extremo mecánico e hidráulico), limpieza de filtros, calibración de manómetros en el sistema y controles remotos, etc. 5. Verifique diariamente el nivel de aceite hidráulico en el depósito (3/4 de su capacidad de almacenamiento, es suficiente teniendo el sistema en operación, con objeto de poder recibir fluido de los acumuladores). 6. Deben taponarse las descargas de las válvulas que estén fuera de operación con objeto de evitar que se descargue el sistema por descuido.
3.2. Prueba de efectividad de tiempo de respuesta al sistema de bomba ! El sistema debe ser capaz de cerrar cada preventor de arietes y los preventores anulares menores de 20 pg en 30 segundos como máximo y hasta 45 segundos para los de 20 pg y de mayor diámetro. ! La bomba hidroeléctrica por si misma, es decir, con los acumuladores bloqueados y las bombas hidroneumáticas paradas, debe ser capaz de abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación, cerrar el preventor anular sobre la tubería y obtener un mínimo de 1,200 Ib/pg2 de presión en un tiempo que no exceda de dos minutos. ! De igual forma, las bombas hidroneumáticas por sí mismas deben ser capaces de llevar a cabo lo indicado en el inciso anterior. ! La prueba de los acumuladores consiste en abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y cerrar el preventor anular sobre la tubería de perforación en un tiempo que no exceda de 30
19
Conexiones Superficiales de Control
Pruebas de operación y funcionamiento del sistema segundos, conservando una presión final mínima de 84 kg/cm2 (1,200 Ib/pg2) y teniendo las bombas hidroneumáticas e hidroeléctricas paradas. ! Esta prueba de efectividad de tiempo de respuesta del sistema debe llevarse a cabo antes de efectuar cada prueba a presión del sistema de control superficial.
3.3. Prueba de operación y funcionamiento del sistema de acumuladores Esta prueba debe llevarse a cabo antes de que se efectúe la prueba hidráulica del Sistema de Control Superficial. 1. Aísle las fuentes de energía hidroeléctrica e hidroneumática del Sistema y verifique que estén abiertas las válvulas de los acumuladores. 2. En caso de no tener tubería dentro del pozo introduzca una lingada de TP. 3. Abra la válvula hidráulica de la línea de estrangular, cierre el preventor anular y el preventor de arietes del diámetro de la TP correspondiente. Registre el tiempo que tarda en efectuar estas tres operaciones. El máximo tiempo requerido es de 50 segundos, debiendo conservar una presión final mínima de 1,200 Ib/pg2 (84 kg/cm2). 4. Seguidamente, recargue los acumuladores a 3,000 Ib/pg2 (211 kg/cm2) con las dos fuentes de energía y registre el tiempo empleado el cual debe ser de 5 minutos como máximo. 5. La bomba hidroeléctrica por sí misma, es decir con los acumuladores bloqueados y las bombas hidroneumáticas paradas, debe ser capaz de abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y cerrar el preventor anular sobre la tubería en un tiempo que no exceda de dos minutos, debiendo conservar una presión final mínima de 1,200 Ib/pg2 (84 kg/cm2) 6. De igual manera, las bombas hidroneumáticas, por sí mismas, deberán ser capaces de llevar a cabo lo indicado en el inciso anterior.
3.4. Cierre de preventor usando el sistema de respaldo Esta prueba se efectúa en los pozos-escuela (simulador equipo de perforación) con el propósito de demostrar a las cuadrillas la eficiencia de la fuente independiente que podrá utilizarse como último recurso, para cerrar los preventores. Los equipos terrestres y marinos que cuenten con este sistema de respaldo estarán supeditados a las instrucciones del personal técnico para accionarlo: 1. Quitar tapones laterales de 4 pg (No. 37) del tanque de almacenamiento. 2. Verificar que la válvula de purga (No. 29) esté cerrada y que ninguna válvula ram-lok (No. 28) esté parcialmente activada. 3. Aislar el banco de acumuladores (cerrar) con la válvula (No. 19) 4. Posicionar en alta la válvula de by-pass (No. 25)
Conexiones Superficiales de Control
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Pruebas de operación y funcionamiento del sistema 5.
Colocar en posición de cerrar, la válvula ram-lok del preventor seleccionado y posicionar en abierto el ram-lok que acciona la válvula hidráulica de la línea de estrangular. 6. Abrir la válvula del cilindro de N2 (núm. 38) seleccionado, observando que tenga una presión mínima de 80 kg/cm2en el manómetro del banco (No. 39). 7. Abrir la válvula general de N2 (No. 40), verifique el cierre del preventor. Una vez accionado cierre la válvula del cilindro de gas.
3.5. Recomendaciones ! ! ! ! !
Antes de utilizar el nitrógeno: Revise que las válvulas de los cilindros y la válvula general de N2 estén cerradas. Observe el cierre del preventor y de inmediato cierre las válvulas del N2 Nunca opere las válvulas ramlok de una posición a otra (abrir a cerrar o viceversa) estando la línea represionada con N2, ya que originará un accidente. Es recomendable purgar lentamente la presión por la válvula No. 29 antes de realizar cualquier operación en el sistema de la unidad de cierre.
40
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Conexiones Superficiales de Control
Cabezal de tubería de revestimiento
4. Cabezal de tubería de revestimiento
E
l cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación permanente del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubería de revestimiento.
Por diseño, puede ser roscable, soldable o bridado; además, se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores. Las salidas laterales del cabezal pueden utilizarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para casos de emergencia estrictamente. Cuando las líneas no estén instaladas, es recomendable disponer de una válvula y un manómetro en dichas salidas. La norma API-6A establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento: ! La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión superficial máxima que se espere manejar. ! Resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API y a la tubería en que se conecte. ! Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la tubería de revestimiento en que se conecta. ! Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TRs que se van a colocar.
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Cabezal de tubería de revestimiento
TORNILLOS OPRESORES BOLA COLGADORA
CABEZAL DE PRODUCCIÓN
CUÑAS DE TR CABEZAL DE TR
DOBLE SELLO CABEZAL DE TR
CUÑAS DE TR
SISTEMA DE CABEZALES
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Conexiones Superficiales de Control
Carrete de control
5. Carrete de control
E
l carrete de control se instala para conectar las líneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de preventores. El API-RP-53 recomienda que estas líneas se conecten a un preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran ventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, así como el número de bridas que, como se mencionó, es el punto más débil del conjunto. Sin embargo, en la mayoría de los casos se prefiere usar un carrete, ya que, como están sujetos a la erosión, resulta más económico eliminar un carrete que un preventor; también se dispone de mayor espacio entre preventores, lo que facilita la introducción de la tubería a presión.
5.1. Especificaciones y recomendaciones de operación !Para rangos de presión de 2,000 y 3,000 Ib/pg2 (141 y 211 kg/cm2) las salidas laterales deben tener un diámetro interior mínimo de 2 pg y ser bridadas o de grampa. !El diámetro interior debe ser por lo menos igual al del último cabezal instalado en el pozo. !Tomando en consideración las ventajas descritas, es conveniente tener instalado un preventor de arietes en la parte inferior del carrete de control. !Para los rangos de presión de trabajo 5,000, 10,000 y 15,000 Ib/pg2 (352, 703 y 1,055 kg/cm2) las salidas deben ser de un diámetro interior mínimo de 2 pg para la línea de matar y de 3 pg para la línea de estrangular. !El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores !Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las líneas primarias de matar y estrangular, con el objeto de evitar el daño que por erosión se puede provocar a la instalación definitiva al pozo. !Estas salidas pueden ser utilizadas como líneas auxiliares (secundarias) de matar y estrangular, debiendo limitar su uso el tiempo mínimo posible cuando ocurran fallas en ellas.
Figura 4. Carrete de control Conexiones Superficiales de Control
24
Preventores de arietes
6. Preventores de arietes 6.1. Preventor de arietes anulares El preventor de arietes tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes, según se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño es considerado como el más seguro.
Fig. 5. Ejemplo de preventores sencillos de arietes marca Cameron tipo U y UM.
25
Conexiones Superficiales de Control
Preventores de arietes Otras características son: ! El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble. ! Puede instalarse en pozos terrestres o en plataformas costa afuera. ! La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes. ! Tiene un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los arietes (candados). ! Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule autoalimentable. ! Modificando los pistones de operación, al usar arietes de corte sirven para cortar tubería quedando el pozo cerrado.
Fig. 6. Preventor doble de arietes tipo U con salidas laterales
6.2. Arietes anulares Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellante diseñado para resistir la compresión y sellar eficazmente. Los tipos de arietes usados en los arreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:
Conexiones Superficiales de Control
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Preventores de arietes
Sello superior
Empaque frontal
Cuerpo del ariete Ariete anular para preventor tipo “U
FIG. 7. Arietes para tubería Cameron
Los arietes para tubería de perforación o revestimiento están constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse independientemente.
6.2.1. Características En caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubería, para lo cual deberá regularse la presión de cierre del preventor. Cuando existe presión en el pozo, evitan la expulsión de la tubería al detenerse la junta en la parte inferior del ariete. En caso de emergencia, permiten colgar la sarta cerrando los candados del preventor.
27
Conexiones Superficiales de Control
Preventores de arietes 6.3. Arietes ajustables Los arietes ajustables son similares a los descritos anteriormente. La característica que los distingue es cerrar sobre un rango de diámetro de tubería, así como de la flecha.
Sello superior
Cuerpo del ariete
Empaque frontal
Ariete anular ajustable para preventor tipo “U”
La Tabla 3 muestra los rangos de cierre para diferentes tamaños de preventores:
Conexiones Superficiales de Control
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Preventores de arietes
Tabla 3. Rango de cierre de arietes ajustables
ÿñ
Tamao
ÿó
(pg)
Presión Presi de trabajo (psi)
Rango de cierre de arietes variables (pg)
7 1/16
3,000; 5,000; 10,000 Y 15,000
3 1/2 - 2 3/8 - 4 - 2 7/8
11
3,000; 5,000; 10,000
5 - 2 7/8 - 5 1/2 - 3 1/2
11 13 5/8 13 5/8
15, 000 3,000, 5,000 y 10,000 15, 000
5 - 2 7/8 7 - 4 ½ - 5 - 3 1/2 7 5 - 5 - 3 1/2
16 3/4
5,000 y 10,000
7 - 3 1/2
16 3/4
10, 000
5 - 2 7/8
20 3/4
3, 000
7 5/8 - 31/2 - 5 - 2 7/8
ÿ½
ÿ½
6.4. Ventajas y desventajas de la posición que guarda el preventor ciego Tomando como base el arreglo más común para la perforación de zonas de alta presión y pozos de desarrollo, los arietes ciegos están colocados arriba del carrete de control.
6.4.1. Ventajas Está demostrado estadísticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con la tubería dentro del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la función de válvula maestra por estar conectada directamente a la boca del pozo evitando las bridas, mismas que están consideradas como las partes más débiles de un conjunto de preventores. ! Se pueden cambiar los arietes ciegos por arietes para la tubería de perforación. ! La tubería de perforación puede suspenderse del preventor inferior y cerrar totalmente el pozo. ! Cuando el pozo está cerrado con el preventor inferior, permite efectuar reparaciones y corregir fugas del conjunto de preventores; además del cambio de unidades completas. ! Cuando el preventor ciego está cerrado, se puede operar a través del carrete de control. ! Si se considera conveniente, se puede introducir tubería de perforación a presión dentro del pozo, utilizando el preventor inferior y alguno de los superiores, previo cambio de los ciegos por arietes para tubería de perforación”.
29
Conexiones Superficiales de Control
Preventores de arietes !
Lo anterior tiene la gran desventaja de deteriorar los arietes inferiores, los cuales no es posible cambiar, por lo que debe procurarse operarios sólo en caso necesario; ya que, como se indicó, deben considerarse como válvula maestra.
6.4.2. Desventajas ! Cuando el preventor ciego esté cerrado, no se tendrá ningún control si ocurre alguna fuga en el preventor inferior en el carrete de control. ! Lo que se manejó como ventaja de que los arietes ciegos se pueden cambiar por arietes para tubería de perforación, funciona ahora como desventaja, ya que en el caso extremo de querer soltar la tubería no se dispondría de una válvula maestra que cerrará totalmente el pozo. ! Cuando se esté perforando la etapa de yacimiento, se deberán utilizar arietes de corte en sustitución de los ciegos. Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetro mayor se instalarán en el preventor inferior, y los de diámetro menor en el superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipo variable. Debe observarse que si ocurre un brote cuando se esté sacando del pozo, la tubería de perforación de diámetro menor, sólo se dispondrá del preventor anular y uno de arietes. Es entonces que no será posible intercambiar arietes de ese mismo diámetro de tubería de perforación en algún otro preventor, por lo que será conveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior del preventor doble, aun cuando las desventajas señaladas anteriormente serían mayores por tener doble brida adicional. Una opción práctica, sin cambiar la posición establecida, recomienda bajar una parada de tubería del diámetro mayor para cerrar el preventor inferior y cambiar arietes al superior.
6.5. Arietes de corte Los arietes de corte están constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas. La función de estos arietes es cortar tubería y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo, cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operación normal de perforación, están instalados en bonetes modificados, aumentando el área del pitón y la carrera de operación.
Conexiones Superficiales de Control
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Preventores de arietes
EMPAQUE LATERAL
EMPAQUE DE CUCHILLA DE CORTE
EMPAQUE LATERAL ARIETE ARMADO
Fig. 9. Arietes ciegos de corte marca Cameron
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Conexiones Superficiales de Control
Preventores de arietes
6.6. Arietes ciegos Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubería en su interior y que por la manifestación del brote no sea posible introducirla. Se instalan en bonetes normales y modificados para arietes de corte.
Conexiones Superficiales de Control
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Preventor esférico
7. Preventor esférico
E
ste preventor anular (también se conoce como esférico), es instalado en la parte superior de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote. El tamaño y su capacidad deberán ser iguales que los preventores de arietes. El preventor anular consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule sintético (dona), que al operarlo se deforma concéntricamente hacia su parte interior efectuando el cierre alrededor de la tubería. Al abrir la "dona" se contrae y queda en posición de abierto al mismo diámetro de paso que los otros preventores. En el preventor anular Hydrill tipo GK la presión hidráulica de cierre se ejerce sobre el pistón de operación y sube conforme asciende el elemento de hule, comprimiéndose hacia adentro hasta efectuar el sello sobre cualquier tubería o herramienta que esté dentro del preventor. Para el preventor anular Cameron tipo D y DL, la presión de cierre fuerza hacia arriba el pistón de operación y el plato impulsor desplaza el aro de hule sólido, forzando a la "dona" a cerrarse, activándose simultáneamente los insertos de acero que refuerzan al elemento de hule, girando interiormente hasta formar un anillo de soporte continúo tanto en la parte superior como en la parte inferior del elemento empacador.
Fig. 10. Preventor esférico Hydrill tipo GK
33
Conexiones Superficiales de Control
Preventor esférico 7.1. Características de diseño El uso del preventor anular posee las características siguientes: ! Cierra sobre cualquier herramienta de perforación sin importar su geometría o diámetro exterior de la sarta de uso, incluyendo la flecha. ! Cierra en agujero a pleno calibre; sin embargo, no se recomienda operarlo en esas condiciones, ya que el elemento sellante sufre un daño considerable, por lo que se limita esta característica a casos críticos. ! Permite introducir o sacar tubería y herramienta con presión en el pozo. ! Permite rotar lentamente la tubería en caso de requerirse. ! Es posible cambiar el elemento sellante con tubería dentro del pozo. ! Cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas de la unidad de registros.
Conexiones Superficiales de Control
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Preventor esférico
7.2. Recomendaciones de operación ! La frecuencia de las pruebas será similar a la del conjunto de preventores. ! El preventor anular debe probarse al 70% de su rango de presión de trabajo y siempre sobre la tubería de perforación, aplicando la presión de cierre recomendada por el fabricante en función del diámetro de la tubería. ! Para rotar lentamente la tubería con el elemento sellante cerrado, deberá ajustarse la presión de cierre, como se indica en los datos de cierre del fabricante. ! Para introducir o sacar tubería en un pozo con presión se ajustará la presión de cierre a la mínima necesaria para permitir el movimiento de la tubería hacia arriba o hacia abajo (esto en función de la presión que exista en el pozo). También se puede estar adicionando continuamente aceite a la tubería para lubricarla. Asimismo, se debe tener la precaución de disminuir la velocidad de introducción o extracción al pasar los coples de la tubería, con objeto de prolongar la vida útil del elemento sellante y permitir que se acople a los diferentes diámetros a que es expuesto, evitando así alguna fuga. ! Los preventores anulares Hydrill poseen características de que la presión contribuye al cierre del mismo.
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Conexiones Superficiales de Control
Preventor esférico
Tabla 4. Presión de cierre en lb/pg2 del preventor anular Hydrill sin presión en el pozo
ÿá
Dim Diámetro tro e a cerrar (pulgadas) 12
Hydrill MSP 29 1/2" 0.5M
Tipo GK 21 1/4" 2M
16 3/4" 5M
13 5/8" - 10M
11" 5M
11" 10M
7 1/6" - 10M
950
6 5/8 5
13 5/8" - 5M
1350
500
550
550
600
600
4 1/2
550
600
650
525
650
420
350
3 1/2
600
650
700
640
700
600
550
2 7/8
650
750
750
815
750
780
750
1100
1150
1150
1150
1150
1150
1150
Ciego
1500
Conexiones Superficiales de Control
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Empaquetadura de preventores (elastómeros)
8. Empaquetadura de preventores (elastómeros)
L
a empaquetadora o partes elásticas de los preventores deberán identificarse por el tipo de caucho, composición, proceso de fabricación empleado, grado de dureza, etcétera. Las características anteriores determinan el uso más apropiado para cada tipo. Las partes elastoméricas deben ser marcadas al moldearse para identificar el tipo de caucho, rango de dureza, número de parte y código empleado. El sistema de código de identificación está compuesta por tres partes: a). Dureza b). Código API c). Número de parte del fabricante
Ejemplo:
Esta marca designa una parte o componente que tiene un rango en la escala de la dureza de 70 -75, fabricado de epiclorohidrina y con número del fabricante de 400. Los diversos fabricantes de los productos elastoméricos recomiendan el uso más apropiado para cada tipo de empaque.
37
Conexiones Superficiales de Control
Empaquetadura de preventores (elastómeros) La tabla 5 contiene los códigos empleados para la selección de los elementos sellantes.
Tabla 5. Guía para la selección del elemento sellante
Tipo de elastómero
Rango de dureza
Código
API
Aplicación típica de servicio
Epiclorohidrina
70 - 75
CO
Fluidos de perforación base agua y bajas temperaturas.
Caucho natural
67 - 75
NR
Fluido de perforación base agua, contaminación con H2S y temperaturas bajas y medias.
Neopreno
70 - 78
CR
Fluidos de perforación base aceite y agua, contaminación con H2S y temperaturas normal y altas.
Nitrilo
70 - 82
NBR
Fluidos de perforación base aceite, contaminación con H2S y temperaturas: normal y altas.
8.1. Inspección y almacenamiento Toda empaquetadura de caucho requiere ser inspeccionada antes de usarse; para ello, los fabricantes recomiendan realizar las pruebas siguientes: Doble, estire y comprima la pieza. Observe si en el área de esfuerzos existen grietas o fisuras, particularmente en las esquinas; de ser así, elimínelas y cámbiela por otra en condiciones adecuadas. Si la pieza es de tamaño muy grande, corte una tira de una área no crítica y efectúele la prueba. Ejemplo: corte una tira de caucho entre los segmentos de un elemento sellante del preventor anular, para realizar el ensayo mencionado. Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la superficie se observe polvorienta y en mal estado aparente, por lo que también deberá efectuarse la prueba anterior. Las condiciones de almacenamiento determinan la duración de los elementos de caucho. Las tablas 6 y 7 indican las condiciones que deben observarse para tal propósito.
Conexiones Superficiales de Control
38
Empaquetadura de preventores (elastómeros)
Tabla 6. Guía para el almacenamiento de empaquetaduras de caucho en general
ÿó
Calidad de almacenamiento
Condicin Condición
Buena
Temperatura
Esfuerzos
Medio ambiente
ÿí
lq s o id u Contacto con líquidos
39
Normal
ÿ°
Hasta 80 fºf
Deficiente
ÿ°
°ÿáÿ
Hasta 120 fºf
Ms d e 1 2 0 f de 120 ºf Más
ÿñ ÿñ
Compartimientos separados para cada pieza sin apilar.
Piezas apiladas en grupos pequeños, sin comprimirlas en pequeo ,s n o p rla im e c las cajas ni estantes, piezas pequeñas puestas en cajas de pequea ts a jd p e u n c poca altura.
Proteger de la luz y del contacto con el aire.
Bajo techo lejos de ventanas y equipo elc eléctrico que produzca equipo trid o a c u z q e p chispas.
A rayo de sol o con luz fuerte, cerca de motores eléctricos, máquinas de elc o ,tric q n s u a m d e soldadura con arco, etcétera. etcte . ra
Secas
Posibilidad de que se mojen con aceite, solventes, agua, ácidos, , s o id c etcétera. etcte . ra
Secas
ÿé
Piezas almacenadas comprimidas, estiradas, dobladas o plegadas, anillos en "O" colgados en clavijas.
áÿéÿ ÿé ÿé
Conexiones Superficiales de Control
ÿá
Empaquetadura de preventores (elastómeros) Tabla 7. Tiempo de conservación de empaquetadura de caucho en general de la calidad de almacenamiento Tipo de caucho
Calidad de almacenamiento Buena
ÿñ ÿñ
Normal
ÿñ íÿóÿ ÿñ íÿóÿ
Deficiente
Epiclorohidrina
6 -- 88 años ao s
4 - 6 ao años s
Distorsión Distorsin is u tc a m e o ln rp b j permanente si los artículos se almacenan bajo esfuerzo.
Neopreno
3 -- 55 años ao s
años 2 - 4 ao s
Distorsión Distorsin is u tc a m e o ln rp b j permanente si los artículos se almacenan bajo esfuerzo.
Nitrilo
2 -- 44 años ao s
Natural
2 -- 44 años ao s
ÿñ
años 1 - 3 ao s
ÿñ
En menos de una semana se puede agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites y disolventes afectan muy adversamente.
ÿñ
años 1 - 3 ao s
ÿñ
En menos de una semana se puede agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites y disolventes afectan muy adversamente.
Conexiones Superficiales de Control
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Conexiones superficiales de control
9. Conexiones superficiales de control 9.1. Consideraciones de diseño Al seleccionar las conexiones superficiales de control del pozo, se deben considerar factores tales como las presiones de la formación y en la superficie, métodos de control de pozos que serán empleados, situación ambiental del pozo, corrosividad, volúmenes, toxicidad y abrasividad de los fluidos esperados, como lo especifican las prácticas recomendadas API-RP53.
9.2. Líneas de matar La línea 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 método normal de control (a través de la flecha o directamente por la tubería) no puede ser empleado. La línea de matar conecta las bombas de Iodo del equipo, con una de las salidas laterales del carrete de control o de los preventores. La conexión de la línea de matar al arreglo de preventores, dependerá de la configuración parcial que tengan, pero debe localizarse de tal manera que se pueda bombear fluido debajo de un preventor de arietes, que posiblemente sea el que se cierre. Sólo en caso de extrema urgencia, la línea de matar podrá conectarse a las salidas laterales del cabezal o carrete de TR o debajo de un preventor de arietes para tubería que se encuentre más abajo en el arreglo. 2 2 Para rangos de presión de trabajo mayores de 5000 Ib/pg (352 kg/cm ), se instalará una línea de matar remota (a una distancia considerable) para permitir el uso de una bomba de alta presión, si las bombas del equipo se vuelven inaccesibles o inoperantes.
Fig.11 Línea de matar para 2,000 y 3,000 lb/pg2 presión de trabajo
41
Conexiones Superficiales de Control
Conexiones superficiales de control El sitio deberá seleccionarse para máxima seguridad y con suficiente acceso. Normalmente esta línea se encuentra unida a la línea de matar, cerca del arreglo de preventores, y se extiende hasta un sitio adecuado donde pueda instalarse un patín con la bomba auxiliar
Fig.12 Línea de matar para 5, 10 y 15 kpsi
9.2.1. Especificaciones y recomendaciones de operación Para la línea de matar son aplicables las especificaciones referidas en la línea y múltiple de estrangulación, las más sobresalientes son las siguientes: ! Todas las líneas, válvulas, conexiones, válvulas de contrapresión, etc., deben ser de un rango de presión de trabajo similar al que tiene el conjunto de preventores como mínimo. ! El diámetro mínimo recomendado es de 2 pg y se deben evitar componentes con diámetro interior reducido. ! Debe tener doble válvula conectada a la salida lateral del conjunto de preventores. ! Todos los componentes de la línea deben protegerse contra el congelamiento o las altas presiones. ! Únicamente se deben utilizar conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de las roscables en todos los componentes cuando el rango de presión sea mayor de 3000 Ib/pg2 (211 kg/cm2). ! Todas las partes integrantes de la línea de matar deben cumplir las especificaciones API, especialmente en lo que se refiere a la presión de trabajo, resistencia a la temperatura y corrosión. ! La línea deberá probarse con la misma frecuencia y a la misma presión del conjunto de preventores; así mismo, en lo que se refiere a la inspección y operación. ! No debe utilizarse como línea de llenado, ya que el uso excesivo provoca desgaste de los componentes que limitarían su empleo en caso de emergencia. ! Deberá estar provista de por lo menos una válvula de contrapresión (check), con el fin de evitar que el pozo quede desprotegido si al estar bombeando por la línea ocurre una fuga.
Conexiones Superficiales de Control
42
Conexiones superficiales de control 9.3. Múltiples y líneas de estrangular El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y tees de flujo, estranguladores y líneas. Se diseñan para controlar el flujo de Iodo y los fluidos invasores durante el proceso de control de un pozo. En un sistema de control superficial está conectado al arreglo de preventores a través de líneas metálicas que proporcionan alternativas a la dirección del flujo o permiten que éste (por medio de las válvulas) sea confinado totalmente.
9.3.1. Consideraciones de diseño La estandarización y aceptación de los múltiples de estrangulación están reglamentados por la Norma API 16C y por las prácticas recomendadas API RP-53. El diseño del múltiple de estrangulación debe considerar varios factores que deberán tenerse en cuenta, siendo estos: ! Primero se debe establecer la presión de trabajo que al igual que el arreglo de preventores, estará en función de la presión máxima superficial que se espera manejar, así como de las presiones anticipadas de la formación. ! El o los métodos de control del pozo a usar para incluir el equipo necesario. ! El entorno ecológico que rodea al pozo. ! La composición, abrasividad y toxicidad de los fluidos congénitos y el volumen por manejar.
Fig. 13. Múltiple de estrangulación típico para rangos de presión de trabajo de 2,000 y 3,000 lb/pg2
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Conexiones Superficiales de Control
Conexiones superficiales de control
Fig. 14. Múltiple de estrangulación típico para rango de presión de trabajo de 5,000 lb/pg2
Conexiones Superficiales de Control
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Conexiones superficiales de control 9.4. Recomendaciones de operación ! La línea y el múltiple de estrangulación deberán probarse a la misma presión y con la misma frecuencia que el conjunto de preventores. ! Todas las válvulas, conexiones y líneas deben cumplir el API RP-53, en relación con su presión de trabajo, temperatura y corrosividad. ! Para rangos de presión de trabajo superiores a 3,000 Ib/pg2 deberán emplearse únicamente conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de las roscables. ! La línea de estrangulación se debe equipar con doble válvula, una de las cuáles será hidráulica 2 2 cuando la presión de trabajo se eleve a 5,000 Ib/pg (352 kg/cm ). ! La línea será lo más recta posible y estará suficientemente anclada para evitar vibraciones. ! El diámetro mínimo de las líneas de descarga de los estranguladores debe ser de 2 pg. ! En lugares donde la temperatura baja a 0 °C deben tomarse las consideraciones necesarias para evitar el obturamiento por congelamiento. ! Debe disponerse de manómetros que registren la presión en las tuberías de perforación y de revestimiento, en el lugar donde se esté llevando el mando de las operaciones de control. ! No debe tener restricciones en el diámetro interior, con el objeto de evitar altas caídas de presión y desgaste por abrasividad. ! Debe haber más de una línea de descarga del estrangulador, con el objeto de no suspender la operación por obturamiento, erosión, fugas, etc. ! Debe haber una línea de desfogue que no pase a través de los estranguladores ajustables y tenga un diámetro menor al de la línea de estrangulación. ! El múltiple debe instalarse en un sitio accesible y fuera de la subestructura del equipo. También permite desfogar altos gastos de fluidos del pozo, evitando represiones en la tubería de revestimiento a pozo cerrado. ! Debe instalarse doble válvula antes de cada estrangulador ajustable (para rangos de presión de trabajo superiores a 3000 Ib/pg2). ! Como mínimo, debe estar instalado permanentemente un estrangulador hidráulico operando a control remoto y dos estranguladores ajustables manuales en localizaciones lacustres, terrestres y marinas. ! En todos los equipos debe instalarse un estrangulador ajustable hidráulico adicional y consola de control remoto Algunas ocasiones, aunque no se muestran en las figuras de los múltiples de estrangulación típicos, se instalan cámaras de amortiguación después del conjunto de estranguladores (como es el caso de las torres de perforación de la Región Marina), con el propósito de conectar líneas de descarga. Al utilizarlos, deberá preverse poder aislarlos en caso de un mal funcionamiento, para no interrumpir el control del flujo. La línea y el múltiple de estrangulación deben estar controlados exclusivamente por la válvula hidráulica y estar dispuestos para que se desfogue por uno de los estranguladores hacia la presa o el separador gas-Iodo.
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Conexiones Superficiales de Control
Conexiones superficiales de control En caso de no disponer de válvula hidráulica en la línea de estrangulación, el control del múltiple se hará con una sola válvula, preferentemente del múltiple de estrangulación, ya que, aunque está retirado, es más fácil y menos riesgoso el acceso. Deben efectuarse inspecciones físicas a la línea y al múltiple, con el objeto de verificar que estén correctamente ancladas tanto la línea que conecta el múltiple como todas las líneas de descarga, así como de algunos otros daños físicos que se pudieran presentar.
Fig. 19. Múltiple de estrangulación terrestre de 5, 10 y 15 m
Fig. 18. Múltiple de estrangulación de 5,000 psi utilizado en plataforma costa afuera Conexiones Superficiales de Control
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Estranguladores ajustables
10. Estranguladores ajustables
L
os estranguladores ajustables son accesorios diseñados para restringir el paso de los fluidos en las operaciones de control, generando con esto contrapresión en la tubería de revestimiento, con el fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita la correcta aplicación de los métodos de control. Se usan las marcas Cameron, Willis, Swaco, etc.
10.1. Instrucciones para su uso La norma API-16C recomienda que se debe disponer de dos estranguladores ajustables manuales y uno hidráulico en pozos terrestres. En los pozos marinos se recomienda utilizar un estrangulador hidráulico adicional. Los métodos vigentes de control de pozos se basan en mantener una presión de fondo constante que equilibre la presión de formación, y están en función de las variables siguientes: ! Gasto y presión de bombeo ! Columna hidrostática en el espacio anular ! Contra presión ejercida en el sistema Por lo que para cumplir con la condición de equilibrio de presión se recurre a las variables señaladas siendo la más sencilla y práctica la contrapresión ejercida, la cual se controla con el estrangulador ajustable. Es decir, que en vez de variar el gasto, la presión de bombeo o la densidad del fluido de perforación, resulta más fácil estar variando el diámetro del estrangulador para mantener la presión de fondo constante durante la operación de control.
FIG. 16. Estranguladores ajustables
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Conexiones Superficiales de Control
Estranguladores ajustables Estos tipos de estranguladores son usados frecuentemente en las operaciones de control.
10.2. Estrangulador hidráulico Su diseño consta de entrada y salida bridadas. En función a su rango de trabajo, es instalado en el múltiple de estrangulación y se opera por medio de una consola de control remoto. Algunas ventajas adicionales en comparación con un estrangulador ajustable manual son: ! Su velocidad para abrirlo o cerrarlo y las opciones del diámetro de su orificio. ! Cuando se obstruye por pedacerías de hule, formación, fierro, etc., se facilita su apertura hasta el diámetro máximo rápidamente, puede cerrarse posteriormente sin suspender la operación del control.
FIG. 17. Estranguladores hidráulicos variables
Conexiones Superficiales de Control
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Estranguladores ajustables 10.3. Consolas de control remoto Son unidades auxiliares cuya función es accionar el estrangulador hidráulico por medio de una palanca que regula el cierre y apertura del mismo, siendo registrada en la carátula que muestra la posición del estrangulador. Cuenta además con manómetros que señalan las presiones en TP y TR así como un contador de EPM que indica la velocidad de la bomba. Las señales son enviadas por un transmisor a través de mangueras y los valores se registran en los manómetros de la consola. Se tienen las marcas Swaco, Cameron, Willis, etc; y son instaladas en el lugar donde se observe totalmente el escenario durante el control del pozo.
FIG. 18. Consola de control remoto
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Conexiones Superficiales de Control
Estranguladores ajustables 10.3.1. Mantenimiento y operación Es recomendable que la operación del estrangulador ajustable forme parte de las pruebas de operación del conjunto de preventores descrito anteriormente. Cada vez que se pruebe el estrangulador debe lavarse perfectamente y operar su apertura y cierre completo, con el fin de verificar que quede libre de obstrucciones; accionado desde la consola. Deberá verificarse continuamente la calibración de los manómetros, el contador de emboladas que señalen las lecturas correctas, que las líneas estén libres de materiales, sedimentos, etc. Nunca deberá sobrestimar la importancia de entrenar constantemente al personal en el manejo adecuado de un estrangulador ajustable ya sea manual o hidráulico. La manera de evitar confusiones es por medio de los simulacros. Las cuadrillas deberán operar el estrangulador ajustable y la consola de control remoto, durante los procedimientos de simulacros y pruebas. Cuándo menos una vez cada siete días.
Conexiones Superficiales de Control
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Bridas y anillos
11. Bridas y anillos
L
as conexiones más usuales en el sistema de control superficial, son las bridas con juntas de anillo metálico.
Existen básicamente dos tipos: El tipo 6B que corresponde al rango de presión de trabajo de 2,000; 3,000 Y 5,000 Ib/pg2. El tipo 6BX el cual es para rangos de 10, 000 y 15, 000 Ib/pg2 Y hasta 20, 000 Ib/pg2 de presión de trabajo. Este tipo de bridas se incluyen para 5000 Ib/pg2 cuando se trate de tamaños de 135/8 Y 16 y pg. De acuerdo a la Norma API 6A las bridas tipo 68 poseen asientos ranurados de fondo plano de forma octagonal y ovalada (siendo esta última forma obsoleta). Las bridas 6B pueden usar anillos tipo R o RX.
Los anillos tipo R son de forma ovalada y octagonal, pero el anillo ovalado tiene la limitante de usarse solo en la ranura de la brida de igual forma.
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Conexiones Superficiales de Control
Bridas y anillos
La brida tipo 6BX usa únicamente anillo BX. Los anillos BX y RX no son intercambiables, pero ambos proveen un sello de presión energizada. La característica principal de los anillos con sellos energizados, es evitar que el peso del conjunto de preventores y las vibraciones deformen los mismos anillos y aflojen los birlos de las bridas. Esto ocasionaría el aflojamiento de los tomillos del conjunto de preventores, los cuales tendrían que apretarse periódicamente; además no deben instalarse anillos que se hayan usado con anterioridad. No debe usarse caucho, teflón u otro material elástico para recubrir los anillos. La tabla 8 contiene los tipos de anillos y bridas, usados en los conjuntos de preventores.
Conexiones Superficiales de Control
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Bridas y anillos
Tabla 8. Bridas y anillos en el conjunto de preventores
lb/pg
Tamaño nominal pg
500 (0.5 M) 2 000 (2 M)
Presión de trabajo 2
3 000 (3 M)
5 000 (5 M)
10 000 (10 M)
15 000 (15 M)
20 000 (20 M)
53
Tipo de anillo RX
BX
29 ½
95
-
16 3/4 21 1/4
65 73
-
26 3/4
-
167
7 1/6
45
-
9
49
-
11
53
-
13 5/8
57
-
20 3/4
74
-
26 3/4
-
168
7 1/6
46
-
11
54
-
13 5/8
-
160
16 3/4
-
162*
18 3/4
-
163
21 1/4
-
165
7 1/6
-
156
9
-
157
11
-
158
13 5/8
-
159
16 3/4
-
162
18 3/4
-
164
21 1/4
-
166
7 1/6
-
156
9
-
157
11
-
158
13 5/8
-
159
7 1/6
-
156
Conexiones Superficiales de Control
Birlos, espárragos y tuercas
12. Birlos, espárragos y tuercas
L
os birlos, espárragos y tuercas usados en conexiones tipo brida 6B y 6BX, deben cumplir con las especificaciones siguientes:
La calidad y resistencia de los materiales de los birlas o espárragos no deberán ser menores a las establecidas para el grado B-7; especificación ASTM A-193, relativa a los materiales de aleación de acero para servicios de alta temperatura (o comparables a las establecidas por el grado BC, especificación ASTM A-354, aplicables para aleación de acero templado). La calidad y resistencia de los materiales de las tuercas, no deben ser menores que las requeridas en las especificaciones ASTM A-194, referente al carbono y aleación de acero para servicios de alta temperatura y presión, esta especificación establece el grado 1 para bridas 6B y grado 2H para bridas 6BX. Asimismo, la norma NACE MR-O1-75 establece los requerimientos para la resistencia del ácido sulfhídrico, esfuerzo de ruptura, composición química, tratamiento térmico y dureza del acero para birlos, espárragos y tuercas. La tabla 9 contiene la altura de aristas de birlos o espárragos de acuerdo a su diámetro para bridas 6B y 6BX, la altura de cada arista no debe exceder los valores proporcionados de la tabla.
Tabla 9. Altura de arista de birlos o espárragos Diámetro del birlo o espárrago en pg
Máxima altura de las aristas en pg
1/2 A 7/8
1/8
Más de 7/8 a 1 1/8
3/16
Más de 1 1/8 a 1 5/8
1/4
Más de 1 5/8 a 1 7/8
5/16
Más de 1 7/8 a 2 1/4
3/8
Conexiones Superficiales de Control
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Birlos, espárragos y tuercas La Tabla 10 presenta el torque recomendado para birlos o espárragos usados en bridas 6BX.
Tabla 10. Especificaciones apriete debirlos Diá metro del birlo enpg
Torque en pie/lb
3/4 - 10 UNC
200
7/8 - 9 UNC
325
1 - 8 UNC
475
1 1/8 - 8 UN
600
1 3/8 - 8 UN
1200
1 1/2 - 8 UN
1400
1 5/8 - 8 UN
1700
1 3/4 - 8 UN
2040
1 7/8 - 8 UN
3220
2 - 8 UN
3850
FIG. 22. Apriete en conexiones bridadas
55
Conexiones Superficiales de Control
Birlos, espárragos y tuercas TABLA 11. Tornillería requerida para bridas 6b y 6bx
Conexiones Superficiales de Control
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Birlos, espárragos y tuercas
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Conexiones Superficiales de Control
Válvulas de control y preventor interior
13. Válvulas de control y preventor interior
L
as normas API y reglamentos internacionales establecen que los equipos de perforación deben estar dotados de las siguientes válvulas:
13.1. Válvulas de las flechas Válvula macho superior. Se instalará entre el extremo superior de ésta y la unión giratoria. Debe ser de una presión de trabajo igual a la del conjunto de preventores. Válvula inferior de la flecha. Se instalará entre el extremo inferior de la flecha y el sustituto de enlace, debe ser de igual presión de trabajo que la superior y pasar libremente a través de los preventores.
Conexiones Superficiales de Control
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Válvulas de control y preventor interior
Las llaves que operan las válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y accesible para la cuadrilla en el piso de perforación.
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Conexiones Superficiales de Control
Válvulas de control y preventor interior 13.2. Válvulas en el piso de perforación Se debe disponer de una válvula de seguridad en posición abierta en cada tipo y medida de rosca que se tenga en la sarta de perforación, de una presión de trabajo similar a la del conjunto de preventores instalado. Estas válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y de fácil acceso para la cuadrilla en el piso de perforación. Para el caso de los lastrabarrenas se pueden utilizar combinaciones en la parte inferior de las válvulas. Se debe tener cuidado de no utilizar tapones de levante u otros accesorios en la parte superior de la válvula, ya que restringe el paso del fluido, dificultando ampliamente su instalación cuando se tiene flujo por la tubería de perforación. Es aconsejable en tal caso y para facilitar su instalación, colocarle una abrazadera atornillada provista de dos manijas, misma que debe retirarse inmediatamente después de su instalación, con objeto de quedar en condiciones de introducirse al pozo. Por otro lado, respecto a las válvulas de seguridad que debe haber en el piso de perforación, cuando se introduzca tubería de revestimiento, la norma establece que debe haber una válvula disponible con la conexión o conexiones apropiadas de la rosca que tenga la tubería. Es conveniente señalar que el cumplimiento de esta norma debe ser más estricto cuando se introducen tuberías de revestimiento de diámetro pequeño (7 ó 5 pg) en zonas productoras.
Conexiones Superficiales de Control
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Válvulas de control y preventor interior
13.3. Preventor interior Los reglamentos citados, también establecen que se debe disponer de un preventor interior (válvula de contrapresión) para tubería de perforación por cada tipo de rosca que se tenga en la sarta y del mismo rango de presión de trabajo del conjunto de preventores. Para este caso, será suficiente con una válvula de este tipo por cada rosca de la tubería de perforación en uso, siempre y cuando todas las válvulas de seguridad tengan en la parte superior, una conexión similar a la de la tubería; ya que al presentarse un brote pueda instalarse en la tubería de perforación, ya sea la válvula de seguridad o el preventor interior. Sin embargo debe comprenderse que si existe flujo a través de la tubería, seria muy difícil instalar el preventor interior por la restricción que ésta herramienta presenta en su diámetro interno. Al presentarse un brote con la tubería muy superficial, es posible introducir con presión más tubería a través del preventor anular.
61
Conexiones Superficiales de Control
Válvulas de control y preventor interior
A continuación se enuncian las ventajas más sobresalientes cuando se dispone el preventor interior:
13.3.1. Ventajas Si al estar llevando a cabo las operaciones de control con unidad de alta presión y se suscitara una fuga superficial o ruptura de la línea y no se dispusiera de este preventor, el pozo podría quedar a la deriva, ya que sería muy riesgoso que una persona se acercara a la tubería y cerrara la válvula de seguridad.
Conexiones Superficiales de Control
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Válvulas de control y preventor interior
Fig. 24. preventor interior de dardo
Fig. 25. preventor de caída o anclaje
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Conexiones Superficiales de Control
Válvulas de control y preventor interior El preventor interior o válvula de contrapresión de caída o anclaje, básicamente está constituido por la válvula de retención y sustituto de fijación, el cual se puede instalar en el extremo inferior o superior de la herramienta (aparejo de fondo). La válvula de retención se lanza por el interior de la tubería de perforación y se hace descender bombeando el fluido de perforación. Hasta llegar al dispositivo de fijación instalado; la válvula ancla y empaca cuando se ejerce la presión del pozo, evitando flujo de fluido por el interior de la tubería de perforación. Otro tipo de preventores interiores son los conocidos como válvulas de contrapresión tipo charnela y pistón; su utilización es recomendable en la sarta de perforación porque permite el manejo de obturantes e inclusive la colocación de tapones. Las figuras 26 y 27 muestran los dos tipos de válvula.
Fig. Válvulas de contrapresión tipo charnela
Fig Válvulas de contrapresión tipo pistón Conexiones Superficiales de Control
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Válvulas de control y preventor interior 13.4. Válvulas de compuerta Las válvulas de compuerta son parte esencial del equipo de control superficial y se localizan en los múltiples del tubo vertical y de estrangulación; en las líneas de matar y estrangular principalmente. También se localizan en los diferentes cabezales de tuberías de revestimiento conforme avance la perforación del pozo. En el mercado existen diferentes tipos de válvulas de compuerta y su selección estará en función de diferentes factores, como se menciona en las prácticas recomendadas por el API RP-53.
13.4.1. Consideraciones de diseño Deben considerarse factores tales como: presiones anticipadas de la formación y en la superficie, método de control a usarse, situación ambiental del pozo; corrosividad, volumen, toxicidad y abrasividad de los fluidos. Principales tipos de válvulas de compuerta: a). De sellos flotantes. b). De equilibrio de presiones. c). De acuñamiento. A continuación se presentan los tipos de válvulas que, en lo referente a su operación, se recomienda que el personal designado para operarlas esté seguro de lo siguiente: ! Identificación. ! Instalación. ! Operación de la válvula. ! Situación de apertura o de cierre. ! Efectividad de retención a la presión. ! Número de vueltas para abrir o cerrar la válvula. ! Mantenimiento, principalmente.
13.5. Válvula Flex SeaL “S”
65
Conexiones Superficiales de Control
Válvulas de control y preventor interior
Conexiones Superficiales de Control
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Conjunto de preventores de superficie
14. Conjunto de preventores de superficie
D
urante las operaciones de perforación, si llegara a manifestarse un brote, el sistema de control superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el pozo y para circular el fluido invasor fuera de él. El control de un pozo lo constituye generalmente, en la superficie, los sistemas independientes, que son el de circulación y el de preventores de reventones. Un conjunto de preventores deberá tener un arreglo que permita: A). Cerrar la parte superior del pozo alrededor de la tubería de perforación o de los lastrabarrenas y, en su caso, bajo condiciones de presión, meter la tubería hasta el fondo del pozo. B). Descargar en forma controlada el gas, Iodo cortado con gas o agua salada. C). Bombear fluidos al interior del pozo y circular el brote a la superficie. D). Colgar la tubería de perforación y, si es necesario, cortarla. E). Conectarse al pozo nuevamente, después de un periodo de abandono temporal. F). Una redundancia en equipo para el caso de que algún componente falle, pueda inmediatamente operarse otro. Las personas claves en un equipo de perforación terrestre o plataforma de perforación costa afuera son el técnico y el perforador. Si ellos se mantienen alertas y están adiestrados en el funcionamiento y operación de los componentes superficiales, así como de los indicadores de la presencia de un brote, no dudarán en aplicar los procedimientos para tener el pozo bajo control. El arreglo de preventores de superficie lo forman varios componentes. Algunos de estos son los preventores anulares (esféricos), los preventores de arietes en sus diversas formas, los carretes de control, y demás componentes, los cuales se describen a continuación.
14.1. Arreglos del conjunto de preventores El criterio para seleccionar el arreglo del conjunto de preventores debe considerar la magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida. Cuando los riesgos son pequeños y conocidos, tales como presiones de formación normales, areas desérticas o montañosas, alejadas de los grandes centros de población, un arreglo de preventores sencillo y de bajo costo puede ser suficiente para la seguridad de la instalación. El riesgo es mayor cuando se tienen: · Presiones de formación anormales. · Yacimientos de alta productividad o presión. · Áreas densamente pobladas. · Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y plataformas marinas. El arreglo requerido debe ser más completo y en consecuencia de mayor costo. La clasificación típica del API para conjuntos de preventores se basa en el rango de presión de trabajo.
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Sistema desviador de flujo Los arreglos que el API RP-53 (3ra. Edición, marzo, 1997) recomienda son los adecuados para operar con 2 2 2,000, 3,000, 5,000, 10,000 Y 15,000 Ib/pg (141; 211; 352; 703 Y 1055 kg/cm de presión de trabajo y el código API empleado en la designación de los diferentes arreglos de preventores es el siguiente: G Cabeza rotaria A Preventor anular R Preventor de arietes para tubería de perforación, ciegos, variables o de corte. Rd Preventor doble de arietes para tubería de perforación, ciegos, variables o de corte. Rt Preventor triple con tres juegos de arietes, instalado al criterio del operador S Carrete de control con salidas laterales para líneas de matar y estrangular K 1000 Ib/pg2 (70 kg/cm2) de presión de trabajo. Para referirse a un conjunto de preventores, se identifica de acuerdo a la clasificación en orden ascendente de la manera siguiente: 5K -13 5/8 - RSRRA. 2 Se refiere a un conjunto de preventores de 13 5/8 pg de una presión de trabajo de 5000 Ib/pg (352 kg/cm2) con un preventor de arietes en la parte inferior, un carrete de control, dos preventores de arietes y un preventor anular en la parte superior. Esta nomenclatura puede variar en la ubicación del preventor ciego de corte y los preventores de arietes con diámetro variable; de acuerdo a la etapa de perforación.
14.2. Candado de preventores Como norma, todos los preventores de arietes deben tener extensión y maneral para asegurar mecánicamente su cierre efectivo. Es adecuado disponer de candados operados hidráulicamente, como es el caso de los preventores submarinos, y operar ambos tipos de candados cada vez que se realicen las pruebas de operación del conjunto de preventores.
15. Sistema desviador de flujo
E
l sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, ya que proporciona un determinado grado de protección antes de que se corra y cemente la tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalarán los preventores. Las prácticas recomendadas API RP-53 establecen los criterios para seleccionar, instalar y operar el equipo de sistemas desviador de flujo (diverters). Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubería de perforación o de revestimiento, lastrabarrenas, y no está diseñado para hacer un cierre completo del pozo o parar el flujo, sino más bien desviarlo abriendo simultáneamente las válvulas de las líneas de desfogue (ventea), derivando el flujo de
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Sistema desviador de flujo formaciones someras hacia sitios alejados del equipo de perforación y del personal, evitando así el fracturamiento de las formaciones, con el consecuente riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la tubería conductora, poniendo en peligro a la cuadrilla y a las instalaciones de perforación.
FIG. 34. Desviador de flujo con líneas de desfogue Cuando se inicia la perforación de un pozo terrestre, se introduce y cementa una TR conductora a poca profundidad. En el caso de pozos en plataformas costa afuera, por lo general se instala una TR conductora de gran diámetro por debajo del fondo (lecho) marino.
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Sistema desviador de flujo El sistema desviador de flujo se instala sobre la tubería conductora o estructural. Básicamente, consiste de un preventor anular (esférico) o cabeza giratoria con el diámetro interior suficiente que permita pasar la barrena para perforar la siguiente etapa. Debajo del desviador deberán instalarse líneas de desfogue de diámetro adecuado y de una longitud suficiente para dirigir los flujos provenientes del pozo lejos de la unidad de perforación. Las válvulas instaladas en las líneas de ventea deberán ser de paso completo y abrir automáticamente en cuanto se cierre el desviador de flujo. Todo el conjunto, después de su instalación, será probado a satisfacción para asegurarse que funcionará correctamente.
FIG. 35. Desviador de flujo en unidad flotante (barco perforador o plataforma semisumergible)
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Sistema desviador de flujo 15.1. Instrucciones de operación y recomendaciones · Verificar diariamente la operación correcta del sistema desviador de flujo, accionándolo desde · · ·
· · · ·
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los controles remotos. Revisar que las líneas de desfogue no estén obstruidas. Inspeccionar y tener la precaución de revisar periódicamente que el desviador y las válvulas no tengan gas producido por los ripios de formación, residuos u otros materiales que puedan afectar su operación. En función de la planeación y programación de la perforación del pozo, después de cementar o hincar la tubería conductora o estructural, deberá instalarse un sistema desviador de flujo consistente de un elemento de sello, líneas de venteo, válvulas de derivación y un sistema de control. La importancia del sistema es que permita manejar los grandes volúmenes de fluido que se encuentren. Las salidas del desviador deberán tener un diámetro interior mínimo de 12 pg al trabajarse en pozos desde plataformas marinas y de 10 pg al operarse en pozos terrestres (de superficie). El sistema deberá tener un control remoto en el piso de perforación y además otro en un lugar de fácil acceso y seguro para su accionamiento. Es conveniente que se tengan disponibles líneas de descarga de diámetros mayores que los convencionalmente utilizados, con la finalidad de que en situaciones críticas, sea rápidamente desfogado el pozo evitando riesgos mayores. Deberán efectuarse simulacros a intervalos apropiados con las cuadrillas de perforación, para entrenarlos y sean capaces para en reaccionar oportunamente ante situaciones que requieran operar el sistema desviador de flujo.
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Inspección física del conjunto de preventores
16. Inspección física del conjunto de preventores
A
ntes de proceder a la instalación de un conjunto de preventores o después de cada etapa de perforación, deberá verificarse en el pozo lo siguiente:
· Inspeccione visualmente el cuerpo de cada preventor, principalmente las cavidades donde se alojan los arietes, el estado que guardan las pistas y los conductos de las salidas laterales, con objeto de verificar que no estén dañados o desgastados. · Inspeccione el tipo y las condiciones que guardan cada uno de los anillos a instalar. En la tabla se detallan las especificaciones de estos anillos. · Revise que todos los birlos o espárragos y tuercas sean de la medida y tipo apropiado, que no estén dañados u oxidados, que cumplan con las especificaciones API para el rango de la presión de trabajo, temperatura y resistencia al ácido sulfhídrico (H2S) si se requiere. · En las tablas adjuntas se proporcionarán más detalles de las especificaciones de estos accesorios. · Inspeccione el buen estado del elemento sellante frontal de cada ariete, así como el del preventor anular. · Verifique la posición en la instalación de cada preventor, así como la correcta conexión de las líneas de apertura y cierre.
Las operaciones de perforación no deben iniciarse hasta que el sistema de control superficial esté debidamente instalado y probado, en lo que respecta a su operación y presión de trabajo.
16.1. Frecuencia de las pruebas con presión El sistema de control superficial deberá probarse en función de las actividades siguientes: · Al instalar o antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento. · Antes de perforar una zona de alta presión o de yacimiento. · Después de efectuarse cualquier reparación o cambio de sello en el conjunto de preventores o en alguno de sus componentes, en el que deberá probarse por lo menos la parte reparada. Las normas citadas también establecen que deberá probarse el sistema de control superficial cuando menos cada 21 días, en caso de no ocurrir ninguno de los eventos anteriores. Esto se deberá realizar con estricto apego a la norma en los casos siguientes: · Si el pozo es considerado exploratorio o por extensión (delimitador). · Cuando se trate de pozos de desarrollo, localizados en áreas o campos específicos con presiones anormales o yacimientos de alta productividad.
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Inspección física del conjunto de preventores · Los arietes ciegos o de corte deberán probarse a presión, por lo menos al instalar el conjunto de preventores y antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento. · Se debe tener la precaución de abrir la válvula en la línea de estrangulación a la línea de desfogue, antes de abrir los arietes con objeto de liberar cualquier presión existente. · Los bonetes deben probarse en cada instalación de arietes en los preventores. · El sistema para accionar el conjunto de preventores se verificará cada vez que se prueben éstos.
16.2. Requerimientos para pruebas con presión Deberá circularse agua limpia en el sistema de control superficial, con objeto de lavar y eliminar los sólidos que pudieran obturar posibles fugas, e instalar el probador adecuado para la prueba. 2 2 · Probar el sistema de control superficial a una presión de 14 a 21 kg/cm (200 a 300 Ib/pg ) con la finalidad de localizar posibles fugas en algunos de los componentes antes de aplicar la presión de prueba que dañará o deteriorará más las partes con fugas. · Los preventores de arietes se probarán a su presión de trabajo, o al equivalente máximo del 80% de la presión interna de la tubería de revestimiento de menor resistencia (menor grado) en que se encuentren instalados. Cuando se tengan pozos depresionados, es conveniente determinar la presión promedio entre las dos presiones anteriores para ser aplicada como presión de prueba, con objeto de proteger la empaquetadura de los preventores y detectar posibles fugas originadas por corrosión, abrasividad, etc. Los arietes variables deben probarse a presión, cerrándolos alrededor de cada diámetro de tubería en la sarta, de acuerdo a su rango de cierre. · El preventor anular se probará al 70% de su presión de trabajo, con objeto de tener mayor duración del elemento de sello. · Al efectuarse las pruebas de preventores, también deberán probarse todos y cada uno de los componentes del sistema de control superficial a la misma presión de prueba de los preventores de arietes. Los componentes que deben probarse son: · Válvulas superior e inferior de la flecha · Preventores interiores que se tienen en el piso de perforación · Válvulas del múltiple de estrangulación, etc. Las pruebas se efectuarán siempre en la dirección del flujo del pozo. La prueba de cada componente se tomará como satisfactoria si se mantiene la presión de prueba durante un período de cinco a quince minutos.
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Inspección física del conjunto de preventores Los resultados de las pruebas con presión, de las inspecciones físicas y de la operación del sistema de control superficial se registrarán en la bitácora del perforador. Si alguno de los componentes primordiales del sistema o de sus controles no funcionan, deben suspenderse las operaciones de perforación para reparar la falla.
16.3. Pruebas al arreglo de preventores y equipo auxiliar Todo personal que labore en los equipos de perforación debe tener los conocimientos sobre funcionalidad y operación del sistema de control superficial, de acuerdo a la categoría que desempeña. Al personal de nuevo ingreso se le orientará sobre los mismos conocimientos antes de iniciar sus labores. Se deben llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar, cada vez que se haga un viaje completo de la tubería como mínimo; pero no más de una vez por día. Estas pruebas consisten en lo siguiente: · Instalar la válvula de seguridad en la tubería de perforación y el preventor interior. · Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. · Cerrar los estranguladores ajustables manuales e hidráulicos, cerrando y abriéndolos. · Cerrar y abrir el preventor de arietes para la tubería en uso. · Por la línea que conecta el tubo vertical con la línea de matar, bombear agua por cada uno de los estranguladores ajustables, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas. En caso de tener llenas las líneas con salmuera, diesel u otro fluido para evitar el congelamiento deberá disponerse del equipo necesario para no derramar fluidos costosos. · Operar el resto de los preventores para la tubería de perforación en el diámetro adecuado. · Si se usa tubería combinada, al sacar la tubería de perforación operar los arietes correspondientes. · El preventor ciego se operará al sacar la barrena del pozo, al término de esta prueba se dejarán todas las válvulas en su posición original, se anotará en el reporte de perforación y se reanudará la operación.
16.4. Pruebas operativas al arreglo de preventores y equipo auxiliar Se deben llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar como mínimo cada 14 días, pero en los pozos exploratorios y cuando estén en la etapa de perforación de la zona productora, se efectuarán como mínimo cada siete días. Las pruebas consisten en lo siguiente: · Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. · Cerrar y abrir el preventor anular sobre la tubería en uso. · Operar los estranguladores ajustables manuales e hidráulicos cerrándolos y abriéndolos · Verificar que la consola opere correctamente y estén calibrados el contador de emboladas y los manómetros de presión. · Cerrar y abrir los preventores de arietes para la tubería en uso.
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Inspección física del conjunto de preventores · Verificar apertura y cierre de cada preventor del control maestro y de cada uno de los controles remotos. · Por la línea que conecta el tubo vertical (stand pipe) con la línea de matar, y teniendo el preventor inferior cerrado para evitar el represionamiento del pozo, bombee agua por cada uno de los estranguladores ajustables y hasta el quemador, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas. Cuando se use Iodo de emulsión inversa en el sistema debe tenerse cuidado al hacer la prueba de las líneas con agua ya que podría provocar que por descuido contaminar el fluido de perforación. o En tal caso, es conveniente hacerlo con diesel, pero sin descargar al mar para no contaminar ni desperdiciar fluidos costosos en el medio marino. · Opere el resto de los preventores para tubería de perforación en el diámetro correspondiente. · Si se usa tubería de perforación combinada, al sacar la tubería de menor diámetro opere los arietes correspondientes. El preventor ciego se operará al sacar la barrena del pozo. Al término de esta prueba se dejarán todas las válvulas en su posición original, se anotará en el reporte de perforación y se reanudará la operación.
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Probadores
17. Probadores
E
stas herramientas hacen posible la prueba de los preventores desde su parte inferior, reteniendo la presión hacia abajo del pozo, permitiendo manejar la presión de prueba en el sentido de trabajo de los preventores. Se fabrican en dos tipos:
17.1. Probador tipo colgador El cuerpo de este tipo de probador es de acero con sus dimensiones externas que corresponden a la configuración del tipo de receptáculo del cabezal. Un elemento de sello entre la superficie del cabezal y el probador proporciona la retención de la presión. Se seleccionan de acuerdo al tipo y medida del cabezal. Por diseño, tiene un bisel para sujetar al probador con los tornillos externos del cabezal. La conexión superior del probador permite su introducción y recuperación. La conexión inferior se puede enlazar al aparejo que se tenga dentro del pozo.
17.2. Probador tipo copa Consiste de un mandril al cual se maquinan sus conexiones de enlace en la parte superior e inferior. El elemento copa permite retener la presión de prueba al conjunto de preventores y manejarla hacia arriba. Se selecciona su capacidad de acuerdo al diámetro y peso de la tubería de revestimiento donde se va a asentar.
Fig. 36 probador tipo colgador
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Probadores
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Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo.
18. Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo.
E
s muy importante disponer de un paquete de refacciones en la localización terrestre o plataforma marina, sobre todo las partes que sufren mayor desgaste y son de vital importancia en el múltiple de estrangulación. Debe procurarse la estandarización de los componentes, con el fin de reducir el paquete de refacciones, el cual consistirá de lo siguiente: · Una válvula completa. · Conexiones diversas como tees (“T”), crucetas, anillos, birlas, etc. · Un estrangulador ajustable completo, incluyendo refacciones para las partes sometidas a mayor daño. · Manómetros, mangueras, tubería flexible, etc. · Un juego completo de arietes por cada diámetro de tubería en uso. · Un juego de elementos de hule para cada diámetro de tubería en uso. · Un juego completo de empaques para bonetes de cada preventor de arietes en uso. · Anillos diversos para cada medida de brida instalada. Todo este refaccionamiento se protegerá contra la corrosión cubriendo las partes metálicas con grasa y guardando las empaquetaduras de hule en recipientes sellados.
Arreglos estándar de conexiones superficiales de control 18.1.
Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con preventores sencillos. 18.1.1. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con preventor doble. 18.2. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con posible presencia de gas somero. 18.3. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de exploración con presiones máximas de 2000 psi. 18.4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi. 18.5. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi para perforar bajo balance.
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Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo. 18.6. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 3000 psi para perforar con flujo controlado 18.7. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi. 18.8. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar bajo balance. 18.9. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar con flujo controlado. 18.10. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10,000 psi. 18.11. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10,000 psi para perforar con flujo controlado. 18.12. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 15,000 psi. 19. Estandarización de las conexiones superficiales de control en plataformas fijas y autoelevables. 19.1. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables. 19.2. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi en plataformas fijas y autoelevables.19.3 arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables. 19.4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas, bajo balance y con flujo controlado. 19.5. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10,000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas. 20. Estandarización de múltiples de estrangulación para perforación, terminación y reparación de pozos. 20.1. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 5000 psi. 20.2. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 10,000 psi. 20.3. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 15,000 psi.
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Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo. 20.4. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación en plataformas fijas y autoelevables 5000 psi. 20.5. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación en plataformas fijas y autoelevables 10,000 psi. 21. Estandarización de las conexiones superficiales de control para reparación de pozos terrestre 21.1. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo i. 21.2. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo i, con preventores Cámeron. 21.3. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo ii. 21.4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo ii, con preventores Cámeron (doble y sencillo) 21.5. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo ii, con preventores Cámeron (doble y esférico) 22. Ejemplos de las conexiones superficiales de control para perforación, terminación y reparación de pozos.
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PARTE II
Estandarización de las conexiones superficiales de control.
Arreglos Estándar de U.P.M.P.
Estandarización de las conexiones superficiales de control terrestre
18.1 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 PSI con preventores sencillos Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
Preventor esférico
2m
MSP *
Preventor anular
2m
“U” Arietes ciegos
Carrete de control
2m
Elemento
Válvulas laterales
2m
( 3 ) MEC. 4” C/ Brida 41/16 ” ( 1 ) HCA. 4” C/Brida 41/16 “
Porta estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular
2m
“U“ Arietes ajustables
Cabezal
2m
Unidad acumuladora 6m.
Tubería de 1 pg, cedula 160
6m.
Unión giratoria Chicksan de 1 pg
6m.
Unión de golpe DE 1 pg
6m.
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m.
( 9 ) Valv. 3m ( 9 ) Valv. 2m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) Est. ajust.manuales cámara de amort.
Separador gas / lodo
2m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
2m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
2m
Cruz de 2 1/16 “
2m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ M-VAM
2m
Válvula check
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
* Ver anexo
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
Anexo
Preventor anular marca Hydril tipo “MSP“ medida 21 ¼” capacidad 2000 PSI Tabla de presiones para control superficial Medida de la tubería Pulgadas
Presión de cierre de pozo ( PSI )
Presión de cierre inicial
500
Lb /pg2
1000
1500
2000
Presión de cierre del preventor ( PSI )
3 ½”
1275
830
570
320
200
4 ½ – 7”
900
670
420
200
200
9 5/8”
600
420
240
200
200
13 3/8” –16”
400
270
240
200
200
Ciego
1300
1300
1300
1300
1300
Preventor anular marca Hydril tipo “MSP“ medida 13 5/8” capacidad 5000 PSI Tabla de presiones para control superficial Medida de la tubería
Presión de cierre inicial
Presión de cierre de pozo ( PSI ) 1500
Lb /pg2
Pulgadas
2500
3500
5000
Presión de cierre del preventor ( PSI )
2 3/8”
950
850
600
350
100
50
2 7/8 ”
750
650
400
150
50
50
3½”
700
550
300
50
50
50
4 ½ “ – 5 ½”
650
500
150
50
50
50
7” – 9 5/8”
600
400
50
50
50
50
Ciego
1150
1150
1150
1150
1150
1150
18.1.1 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 PSI con preventor doble
Elemento
Preventor esférico Preventor anular doble Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( Psi )
Tipo
2m
MSP *
2m
“U” Bop sup. Arietes ciegos Bop inf. Arietes anulares
2m
Válvulas laterales
2m
( 3 ) Mec. 4” c/ brida 41/16 ” ( 1 ) Hca. 4” c/brida 41/16 “
Porta estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Cabezal
2m
Unidad acumuladora
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria Chicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) val.. 3m ( 9 ) val.. 2m ( 1 ) est .Hco. ( 2 ) Est. Ajust . Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
2m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
2m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
* Ver anexo
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
2m
Cruz de 2 1/16 “
2m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “MULTI VAM
2m
Válvula check
18.2 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 PSI con posible presencia de gas somero
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
Sistema desviador de flujo
2m
Se puede emplear un preventor hydril de 29 ½ “ 500 psi.**
Línea de descarga
De 10” o 12 “
Preventor esférico
2m
Esférico
Preventor anular
2m
“U” Arietes ciegos
Carrete de control
2m
Válvulas laterales
2m
( 3 ) Mec. 4” c/ brida 41/16 ” ( 1 ) Hca. 4” c/brida 41/16 “
Porta estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular
2m
“U“ Arietes variables
Cabezal
2m
Unidad acumuladora
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria Chicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) Valv. 3m ( 9 ) Valv. 2m ( 1 ) Est. Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
2m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
2m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
2m
Cruz de 2 1/16 “
2m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ MULTI VAM
2m
Válvula check
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
** Ver anexo
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.3 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de exploración con presiones máximas de 2000 PSI.
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI)
Tipo
Sistema desviador de flujo
2m
Se puede emplear un preventor Hydril de 29 ½ “ 500 PSI.**
Línea de descarga
De 10” o 12 “
Preventor esférico
2m
Esférico
Preventor anular
2m
“U” Arietes ciegos
Carrete de control
2m
Válvulas laterales
2m
( 3 ) Mec. 4” c/ brida 41/16 ” ( 1 ) Hca. 4” c/brida 41/16 “
Porta Estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular
2m
“U“ Arietes variables
Cabezal
2m
Unidad acumuladora
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria Chicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) Valv. 3m ( 9 ) Valv. 2m ( 1 ) Est. Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
2m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
2m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
** Ver anexo
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
2m
Cruz de 2 1/16 “
2m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ MULTI VAM
2m
Válvula check
18.4 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 PSI.
Elemento
Preventor esférico
Preventor anular doble
Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( Psi )
Tipo
3m
Esférico
3m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
3m
Válvulas laterales
3m
( 3 ) mec. 4 1/8 ” brida 41/16” ( 1 ) hca. 4 1/8 ” brida 4 1/16”
Porta estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
3m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
3m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) Valv. 5m ( 9 ) Valv. 3m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical Con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “MULTI VAM
3m
Válvula check
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.5 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi para perforar bajo balance.
Elemento
Cabeza rotatoria Preventor esférico
Preventor anular doble
Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
1500 3m
3m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
3m
Válvulas laterales
3m
( 3 ) Mec. 4 1/8 ” brida 41/16” ( 1 ) Hca. 4 1/8 ” brida 4 1/16”
Porta estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
3m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
3m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHICKSAN de 1 pg
6m
UNION DE GOLPE DE 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) Valv. 5m ( 9 ) Valv. 3m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ m-vam
3m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.6 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 3000 psi para perforar con flujo controlado Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
Preventor rotatorio
2000
Rbop
Preventor esférico
3m
Elemento
Preventor anular doble
Carrete de control
3m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
3m
Válvulas laterales
3m
( 3 ) mec. 4 1/8 ” brida 41/16” ( 1 ) hca. 4 1/8 ” brida 4 1/16”
Porta Estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
3m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
3m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) Valv. 5m ( 9 ) Valv. 3m ( 1 ) Est. Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “MULTI VAM
3m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.7 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 PSI.
Elemento
Preventor esférico
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI)
Tipo
3m o 5m
5m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
5m
Salidas laterales de 3 1/8 ” 5m
Válvulas laterales
5m
( 3 ) Mec. 3 1/8 ” brida ” 3 1/8” ( 1 ) Hca. 3 1/8 ” brida 3 1/8 ” Anillos r - 35
Porta Estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
5m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
5m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
5m
( 9 ) Valv. 5m ( 9 ) Valv. 3m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
5m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “MULTI VAM
3m
Válvula check
Preventor anular doble
Carrete de control
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.8 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar bajo balance.
Elemento
Cabeza rotatoria Preventor esférico
Preventor anular doble
Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( Psi )
Tipo
1500 3m o 5m
5m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
5m
Válvulas laterales
5m
( 3 ) Mec. 3 1/8 ” brida ” 3 1/8” ( 1 ) Hca. 3 1/8 ” brida 3 1/8 ” Anillos r - 35
Porta Estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
5m
“U” Arietes anulares ajustables
Cabezal
5m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
5m
( 9 ) Valv. 5m ( 9 ) Valv. 3m ( 1 ) Est. Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales cámara de amort.
Separador gas / lodo
5m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ MULTI VAM
3m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.9 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar con flujo controlado. Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
Preventor rotatorio
2m
Rbop
Preventor esférico
3m
Elemento
Preventor anular doble
Carrete de control
3m
“U” Bop sup. Arietes anulares ajustables Bop inf. Arietes ciegos
3m
Válvulas laterales
3m
( 3 ) mec. 3 1/8 ” brida ” 3 1/8” ( 1 ) hca. 3 1/8 ” brida 3 1/8 ” Anillos r - 35
Porta Estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
3m
“U” Arietes anulares ajustables
Cabezal
3m
( 4 ) val.. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) val.. 5m ( 9 ) val.. 3m ( 1 ) est .Hco. ( 2 ) est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ m-vam
3m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.10 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10,000 PSI.
Elemento
Preventor esférico
Preventor anular doble
Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( Psi )
Tipo
5m o 10 m
10m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes corte
10m
Válvulas laterales
10m
( 3 ) Mec. 3 1/16” brida 31/8” ( 1 ) Hca. 3 1/16 ” brida 3 1/8” Anillo bx - 154
Porta Estranguladores
10m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
10m
“U” Rams anulares variables
Cabezal
10m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
10m
( 9 ) Valv. 10m ( 9 ) Valv. 5m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
5m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
5m
Cruz de 2 1/16 “
5m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “MULTI VAM
5m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.11 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10,000 PSI para perforar con flujo controlado. Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
Preventor rotatorio
5m
Rbop
Preventor esférico
5m o 10 m
Elemento
Preventor anular doble
Carrete de control
10m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
10m
Válvulas laterales
10m
( 3 ) Mec. 3 1/16” brida 31/8” ( 1 ) Hca. 3 1/16 ” brida 3 1/8” Anillo bx - 154
Porta Estranguladores
10m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
10m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
10m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
10m
( 9 ) Valv. 10m ( 9 ) Valv. 5m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque Atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
5m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
5m
Cruz de 2 1/16 “
5m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ MULTI VAM
5m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.12 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 15,000 PSI.
Elemento
Preventor esférico
Preventor anular doble
Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
10m
Cameron gk
15m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
15m
Válvulas laterales
15m
( 3 ) Mec. 2 1/16 ” brida 21/16” ( 1 ) Hca. 2 1/16 ” brida 2 1/16”
Porta Estranguladores
15m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
15m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
15m
( 4 ) val.. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
15m
( 9 ) Valv. 15m ( 9 ) Valv. 10m ( 1 ) Est. Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
10m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
10m
Cruz de 2 1/16 “
10m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ MULTI VAM
10m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
Arreglos Estándar de U.P.M.P.
19.- Estandarización de las conexiones superficiales de control en plataformas fijas y autoelevables.
19.1 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables.
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo o Cantidad
Bop esférico de 21 1/4”
2m
Preventor anular sencillo tipo “u” de 21 1/4”
2m
Arietes anulares
Carrete de trabajo de 21 1/4”
2m
Salidas laterales de 4 1/16” – 2m psi
Preventor anular sencillo tipo “U” de 21 1/4”
2m
Arietes ciegos
Anillo r –73 Anillo r-74
Brida adaptadora de 21 1/4” 2m x 203/4” 3m.
Válvulas mecánicas 41/16” – 3m PSI
3m
Válvulas hidráulicas de 41/16” –3m PSI
3m
Con bridas de 41/16” con anillo r-37 Con bridas de 41/16” con anillos r- 37 Nota: ( Aplica a lodos base agua biodegradables)
Línea al mar de 6” Línea al separador gas lodo 6” Cabezal de 203/4
3m
Válvula mecánica 2
3m
Birlos con yuercas de 1 5/8”x 12 ¼” Birlos con yuercas de 1 5/8”x 8”
Birlos con yuercas de 2”x 8”
Nota: Si la TR de 20” esta a mas de 700 m , instalar otro preventor sencillo con arietes anulatres con el arreglo convencional
102
24
20
19.2 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 PSI en plataformas fijas y autoelevables.
Elemento
Diverter 21 1/4”
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo o cantidad
2m
Bop esférico de 21 1/4”
2m
Preventor anular sencillo tipo “u” de 21 1/4”
2m
Arietes anulares
Carrete de trabajo de 21 1/4”
2m
Salidas laterales de 4 1/16” – 2m PSI
Preventor anular sencillo tipo “u” de 21 1/4”
2m
Arietes ciegos
Anillo r –73 Anillo r-74
Brida adaptadora de 21 1/4” 2m x 203/4” 3m.
Válvulas mecánicas 41/16” – 3m PSI
3m
Válvula hidráulica de 41/16” –3m PSI
3m
3 válvulas con bridas de 41/16” con anillo r-37 Una válvula con bridas de 41/16” con anillos r- 37 Nota: ( aplica a lodos base agua biodegradables)
Línea al mar de 6” Línea al separador gas lodo 6” Cabezal de 203/4
3m
Válvula mecánica 2
3m
Birlos con yuercas de 1 5/8”x 12 ¼” Birlos con yuercas de 1 5/8”x 8”
Birlos con yuercas de 2”x 8”
102
24
20
19.3 arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 PSI en plataformas fijas y autoelevables. Elemento
Bop esférico de 13 5/8”
Preventor anular doble tipo “u” de 135/8”
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo O cantidad
5m 5m
Con arietes para tp en el bop superior. Arietes ciegos de corte en el bop inferior.
Carrete de trabajo de 135/8 ”
5m
Con dos salidas laterales de 31/8 “ – 5 m psi
Preventor anular sencillo tipo “u” de 135/8”
5m
Arietes para tp
Válvulas mecánicas 31/8”
5m
3 válvulas con bridas de 31/8 ” con anillo r -35
Válvulas hidráulicas de 31/8 ” –5 m psi con bridas de 31/8 ” con anillos r-35
5m
Una válvula con bridas de 31/8 ” con anillos r-35
Válvulas check de 31/8 ”
5m
Anillo bx –160
2 válvulas con bridas de 31/8” con anillos R-35 Cinco
Línea de matar tubo vertical 3 ½”
5m
Cruceta de 10m PSI
10m
Línea de matar
Dos crucetas con cuatro salidas para brida de 31/8” 5m Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular
NOTA: Para pozos de alta presión y que atraviesan el casquete de gas, instalar ram’s de corte en el bop inferior del doble
Cabezal compacto de
5m
135/8” 5m psi x 9 5/8” 5m x 71/16” 5m Cabezal de 203/4”- 3m
3m
Brida adapter 31/8” 5mx 3 1/16” 10m
01
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Brida adapter 13 5/8” 5m x 13 5/8” 10m
01
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
birlos con tuercas de 1 7/8” x 17 ¾”
60
Birlos con tuercas de 1 7/8” x 8 ½ ”
20
Birlos con tuercas de 2” x 8 ½ ”
16
19.4 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas, bajo balance y con flujo controlado. Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo o cantidad
Preventor rotatorio
5m
Con salida y válvula lateral de 7 1/16”
Bop esférico de 13 5/8”
5m
Preventor anular doble tipo “U” de 135/8”
5m
Carrete de trabajo de 135/8 ”
5m
Con dos salidas laterales de 31/8 “ – 5 m PSI
Preventor anular sencillo tipo “u” de 135/8”
5m
Arietes para TP
Válvulas mecánicas 31/8”
5m
3 válvulas con bridas de 31/8 ” con anillo R -35
Válvulas hidráulicas de 31/8 ” –5 m psi con bridas de 31/8 ” con anillos r-35
5m
Una válvula con bridas de 31/8 ” con anillos R-35
Válvulas check de 31/8 ”
5m
Anillo bx –160
Cuando la TR de 9 5/8 “,7 5/8 “ o 7” son liners: 1.-Para la 4a etapa solo se agrega una brida adaptadora de 11 “ 10 m además de instalar cabezal de 13 5/8” 10m x 11” 10m. 2.-Para la 5a estapa, además de instalar el cabezal 11” 10 m x 7 1/16 ” 10m, se instala una brida adaptadora de 7 1/16 “ 10m x 13 5/8 “ 10 m y se aprovecha el mismo arreglo de preventores
Con arietes para tp en el bop superior. Arietes ciegos de corte en el Bop inferior.
2 válvulas con bridas de 31/8” con anillos R-35 Cinco
Línea de matar tubo vertical 3 ½”
5m
Cruceta de 10m PSI
10m
Línea de matar
Dos crucetas con cuatro salidas para brida de 31/8” 5m Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular
Cabezal compacto de NOTA: Para pozos de alta presión y que atraviesan el casquete de gas, instalar ram’s de corte en el bop inferior del doble
5m
135/8” 5m PSI x 9 5/8” 5m x 71/16” 5m Cabezal de 203/4”- 3m
3m
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
19.5 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10,000 PSI en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Preventor rotatorio
5m
Bop esférico de 13 5/8”
5m
Preventor anular doble tipo “U” de 135/8”
10m
Tipo o cantidad
Con arietes para tp en el Bop superior. Arietes ciegos de corte en el Bop inferior.
Carrete de trabajo de 135/8 ”
10m
Con dos salidas laterales de 31/16 “ – 10 m PSI
Preventor anular sencillo tipo “U” de 135/8”
10m
Arietes para TP
Válvulas mecánicas 31/8 ” – 10 m PSI con bridas de 31/16 ” con anillo BX -154
10m
Con bridas de 31/16 ” con anillo BX -154
Válvulas hidráulicas de 31/8 ”
10m
Con bridas de 31/16 ” con anillo BX -154
Válvulas check de 31/8 ”
10m
Anillo BX –158
2 válvulas con bridas de 31/16” con anillos BX 154 Cinco
Línea de matar tubo vertical 3 ½”
NOTA.Este arreglo también se utiliza para reparación de pozos, y se cambia I).- Los rams del preventor sencillo a ciegos de corte, y Ii).- En el preventor inferior del doble se colocan rams anulares variables
Cruceta Línea de matar
10m
Psi con cuatro salidas para brida de 31/16” 10 m PSI Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular
Cabezal de 203/4”- 3m
Brida adapter 31/8” 5m x 3 1/16” 10m
01
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Brida adapter 13 5/8” 5m x 13 5/8” 10m
01
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
Birlos con tuercas de 1 7/8””x 17 ¾”
60
Birlos con tuercas de 1 7/8”x 8 ½”
20
Birlos con tuercas de 2”x 8 ½ ”
16
Arreglos Estándar de U.P.M.P.
20.- Estandarización de múltiples de estrangulación para perforación, terminación y reparación de pozos.
Arreglo Estándar de U.P.M.P.
El múltiple de estrangulación, varia de acuerdo al tipo de intervención que se esta realizando, tanto en numero de válvulas y cuadros, como en el rango de presión de trabajo de sus componentes. Del levantamiento realizado en campo, se determino la necesidad de estandarizar en un solo arreglo o distribución este componente de las conexiones superficiales de control, que pueda satisfacer todas las necesidades operativas que se presentan en la perforación, terminación y reparación de pozos. En la siguiente pagina se presenta una ilustración con el arreglo propuesto, y solo variara el rango de presión de los componentes de acuerdo a las presiones esperadas de campo y tomando en cuenta la economía del conjunto de estrangulación. Para un rango de presiones de 2000 y 3000 psi : Válvulas y cuadros antes de estranguladores 3000psi de presión de trabajo Válvulas y cuadros después de estranguladores 2000psi de presión de trabajo
Para un rango de presiones de 5000 PSI : Válvulas y cuadros antes de estranguladores 5000psi de presión de trabajo Válvulas y cuadros después de estranguladores 3000psi de presión de trabajo
Para un rango de presiones de 10, 000 PSI : Válvulas y cuadros antes de estranguladores 10,000psi de presión de trabajo Válvulas y cuadros después de estranguladores 5000psi de presión de trabajo
Para un rango de presiones de 15,000 PSI :
Válvulas y cuadros antes de estranguladores 15, 000psi de presión de trabajo Válvulas y cuadros después de estranguladores 5000psi de presión de trabajo
20.1 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 5000 PSI
Líneas de desfogue Diámetro nominal mínimo 3” para pozos de gas diámetro nominal mínimo 4” Línea de estrangular primaria diámetro nominal mínimo 3”
Línea de estrangular secundaria diámetro nominal mínimo 3”
Válvulas y cuadros de Válvulas y cuadros de 3 1/16”
Cámara de expansión diámetro mínimo 6”
3 1/16” 3000 o 5000 PSI
5000 PSI
Estrangulador hidráulico a control remoto
Estranguladores ajustables manuales
Carretes de 3 ½” con bridas 3 1/16” 3000 o 5000 PSI
20.2 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 10,000 PSI
Líneas de desfogue Diámetro nominal mínimo 3” para pozos de gas Línea de estrangular primaria diámetro nominal mínimo 3”
Línea de estrangular secundaria diámetro nominal mínimo 3”
diámetro nominal mínimo 4”
Válvulas y cuadros de Cámara de expansión diámetro mínimo 6”
Válvulas y cuadros de 3 1/16”
3 1/16” 5000 PSI
10,000 PSI
Estrangulador hidráulico a control remoto
Estranguladores ajustables manuales
Carretes de 3 ½” con bridas 3 1/16” 5000 PSI
20.3 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 15,000 PSI
Líneas de desfogue diámetro nominal mínimo 3” para pozos de gas diámetro nominal mínimo 4” Línea de estrangular primaria diámetro nominal mínimo 3”
Línea de estrangular secundaria diámetro nominal mínimo 3”
Válvulas y cuadros de Válvulas y cuadros de 3 1/16”
Cámara de expansión diámetro mínimo 6”
3 1/16” 5000 PSI
15,000 PSI
Estrangulador hidráulico a control remoto
Estranguladores ajustables manuales
Carretes de 3 ½” con bridas 3 1/16” 5000 PSI
20.4 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación en plataformas fijas y autoelevables 5000 PSI.
20.5 Arreglo estandar de multiple de estrangulación para perforación, terminacion y reparacion en plataformas fijas y autoelevables 10,000 PSI.
Arreglos Estándar de U.P.M.P.
21.- Estandarización de las conexiones superficiales de control para reparación de pozos terrestre
21.1 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo i.
Llenadera
A
B
A B A quemador
A batería de separación
A quemador
Bombas
Arreglos estándar reparación tipo 1 Preventores 7 1/16 ” 10m para pozos de alta presión Preventores 7 1 /16 ” 10 m
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo o cantidad
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m
10 m
Preventor doble tipo u, de 7 1/16 ”
10m
Ariete superior corte Ariete inferior ajustable Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16”
Preventor sencillo tipo U, 7 1/16 ” 10 m
10m
Arietes ajustables con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 21/16”
Cabezal de 7” x 3 ½”
10m
Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m para bola colgadora de 9 “
Brida doble sello
10m
7 “ serie 11
Cabezal de 9 5/8” x 7”
10m
Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m
5m
Serie 13 5/8” 5m
5m
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Línea de matar tubo vertical 3 ½” Línea de matar
Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular Cabezal de 203/4”- 3m
•Arietes superior del doble : variable •Arietes inferior del doble : ciego/corte •Arietes bop sencillo : variable
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m psi
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
21.2 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo i, con preventores cameron UM.
BOP´S 71/16” TIPO UM
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m
10 m
( compactos )
Tipo o cantidad
Preventor doble tipo UM de 7 1/16 ”
10m
Ariete superior corte Ariete inferior ajustable con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16”
Preventor sencillo tipo UM 7 1/16 ” 10 m
10m
Arietes ajustables con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m con bridas de 21/16”
Cabezal de 7” x 3 ½”
10m
Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m para bola colgadora de 9 “
Brida doble sello
10m
7 “ serie 11
Cabezal de 9 5/8” x 7”
10m
Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m
5m
Serie 13 5/8” 5m
5m
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Línea de matar tubo vertical 3 ½” Línea de matar
Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular Cabezal de 203/4”- 3m
•Arietes superior del doble : variable o ajustable •Arietes inferior del doble : ciego/corte •Arietes Bop sencillo : variable o ajustable
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m psi
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m psi
Dos
21.3 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II.
Llenadera
Bombas
A quemador
A batería de separación
A quemador
Arreglos estándar reparación Tipo II para pozos de mediana presión Preventores 7 1/16 ” 10m con restriccion de altura mesa rotaria PREVENTORES 7 1 /16 ” 10 M
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m
10 m
Preventor doble tipo u de 7 1/16 ”
Tipo o cantidad
10m
Ariete superior corte Ariete inferior ajustable con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16”
Cabezal de 7” x 3 ½”
10m
Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m para bola colgadora de 9 “
Brida doble sello
10m
7 “ serie 11
Cabezal de 9 5/8” x 7”
10m
Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m
5m
Serie 13 5/8” 5m
5m
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Línea de matar tubo vertical 3 ½” Línea de matar
Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular Cabezal de 203/4”- 3m
•Arietes superior del doble : corte •Arietes inferior del doble : variable o ajustable
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
21.4 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con Preventores Cameron UM ( doble y sencillo ) BOP´S 71/16” TIPO UM
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI)
Tipo o cantidad
Preventor doble tipo um de 7 1/16 ”
10m
Arietes superior ajustables o variable ariete inferior ciego Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16”
Preventor sencillo tipo um 7 1/16”“
10m
Arietes ajustables Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 21/16”
Cabezal de 7” x 3 ½”
10m
Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m Para bola colgadora de 9 “
Brida doble sello
10m
7 “ serie 11
Cabezal de 9 5/8” x 7”
10m
Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m
5m
Serie 13 5/8” 5m
5m
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
( compactos )
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Línea de matar tubo vertical 3 ½”
•Arietes superior del doble : variable •Arietes inferior del doble : ciego/corte •Arietes bop sencillo : variable
Línea de matar
Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular Cabezal de 203/4”- 3m Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
21.5 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con Preventores Cameron UM ( doble y esférico ) BOP´S 71/16” TIPO UM
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m
10 m
( compactos )
Preventor doble tipo um de 7 1/16 ”
Tipo o cantidad
10m
Ariete superior corte Ariete inferior ajustable con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16”
Cabezal de 7” x 3 ½”
10m
Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m para bola colgadora de 9 “
Brida doble sello
10m
7 “ serie 11
Cabezal de 9 5/8” x 7”
10m
Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m
5m
Serie 13 5/8” 5m
5m
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Línea de matar tubo vertical 3 ½” Línea de matar
Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular Cabezal de 203/4”- 3m
•Arietes superior del doble : corte •Arietes inferior del doble : variable o ajustable
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
Arreglos de Perforación
22.- Ejemplos de las conexiones superficiales de control para perforación, terminación y reparación de pozos .
Relación de material necesario para la instalación de conexiones superficiales de control de pozos terrestres
Arreglo de conexiones superficiales de control de 3000 psi. Cantidad Pieza 1 1 1 1 2 1 1 120 6 2 2 6 8
Descripción Cabezal soldable de 20 3/4" 3000 psi R-74 con 4 válvulas laterales de 2 1/16" 5000 psi R-24 Carrete espaciador de 20 3/4" 3000 psi. Preventor de arietes sencillo de 20 3/4" 3000 psi. Carrete de control de 20 3/4" y 4 1/8" 3000 psi. Preventor de arietes sencillo de 20 3/4" 3000 psi. Preventor esférico de 20 3/4" ó 21 1/4" 3000-2000 psi. Brida adaptadora de 20 3/4" 3000 psi a 21 1/4" 2000 psi. Espárragos con tuercas de 2" x 15 1/4". Anillos selladores R-74. Porta estranguladores positivos 2 1/16" 5000 psi. Bridas compañeras 2 1/16" 5000 psi con niple integral conexión 3 1/2" VAM. Espárragos con tuercas de 7/8" x 8 1/4". Anillos selladores R-24.
Líneas de Control de Preventores Cantidad Pieza 50 20 20 10
Descripción Tramos de tubería de 1" x 600 m Cédula 160 Unión giratoria Chicksan de 1" 6000 psi. Unión de golpe de 1" 6000 psi. Niple de 1" x 4" Cédula 160
Línea de matar Cantidad Pieza 1 1 1 2 1 3 2 8 8 1
Descripción Tee bridada de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi. Válvula de compuerta de 2 1/16" 10000 psi. Válvula de compuerta de 3 1/16" 10000 psi. Bridas compañeras de 3 1/16" 10000 psi. Brida compañera de 2 1/16" 10000 psi. Anillo sellador BX-154. Anillo sellador BX-152. Espárragos con tuercas de 1" x 7 1/4". Espárragos con tuercas de 3/4" x 5 1/2". Múltiple de estrangulación completo de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi.
Descarga del múltiple Cantidad Pieza 2 5 3 12 40 20 50 260
Descripción Cruz de 2 1/16" 5000 psi. Válvulas de compuerta de 2 1/16" 5000 psi. Bridas compañeras de 2 1/16" 5000 con niple integral 3 1/2" Multi-Vam. Anillos selladores R-24. Espárragos con tuercas de 7/8" x 6 1/4". Tramos de TP de 3 1/2" 12.7 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Tramos de TP de 3 1/2" 9.2 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Estacas de TP 3 1/2" x 1.30 m.
Relación de material necesario para la instalación de conexiones superficiales de control de pozos terrestres
Arreglo de conexiones superficiales de control de 5000 psi Cantidad Pieza 1 3 1 2 2 7 40 30 40 20
Descripción Carrete de control 13 5/8" 5000 psi X 3 1/8" 5000 psi Válvulas de 2 1/16" 5000 psi R-24 Cruz bridada 2 1/16" 5000 psi R-24 Portaestranguladores positivos 2 1/16" 5000 psi Bridas compañeras 2 1/16" 5000 psi con niple integral 2 1/2" Vam Anillos selladores R-24 Espárragos con tuerca de 7/8" x 6 1/4" Tramos de TP 3 1/4" 9.2 lb/pie Rosca Vam Estacas de TP 3 1/2" x 1.30 m Protectores de tubería de 10 3/4"
Línea de matar Cantidad Pieza 1 1 1 2 1 3 2 8 8 1
Descripción Cruz bridada de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi Válvula de compuerta de 2 1/16" 10000 psi Válvula de compuerta de 3 1/16" 10000 psi Bridas compañeras de 3 1/16" 1000 psi Brida compañera 2 1/16" 10000 psi Anillo sellador BX-154 Anillo sellador BX-152 Espárragos con tuercas de 1" x 7 1/4" Espárragos con tuercas de 13/4" x 5 1/2" Múltiple de estrangulación completo de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi
Descarga del múltiple Cantidad Pieza 2 5 3 12 40 20 50 260
Descripción Cruz de 2 1/16" 5000 psi. Válvulas de compuerta de 2 1/16" 5000 psi. Bridas compañeras de 2 1/16" 5000 con niple integral 3 1/2" Multi-Vam. Anillos selladores R-24. Espárragos con tuercas de 7/8" x 6 1/4". Tramos de TP de 3 1/2" 12.7 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Tramos de TP de 3 1/2" 9.2 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Estacas de TP 3 1/2" x 1.30 m.
Relación de material necesario para la instalación de conexiones superficiales de control de pozos terrestres
Arreglo de conexiones superficiales de control de 10 000 psi Cantidad Pieza 1 jgo. 1 1 1 2 2 6 32 30
Descripción Arreglo de preventores de 11" 10000 psi. Carrete de control 11" 10000 psi X 3 1/16" 10000 psi Válvula de 2 1/16" 10000 psi BX-152 Cruz bridada 2 1/16" 10000 psi Portaestranguladores 2 1/16" 10000 psi Bridas compañeras 2 1/16" 10000 psi con niple integral 3 1/2" rosca Vam Anillos selladores BX-152 Espárragos con tuercas de 3/4" x 5 1/2" Tramos de TP 3 1/2" Vam
Línea de matar Cantidad Pieza 1 1 1 2 1 3 2 8 8 1
Descripción Cruz bridada de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi. Válvula de compuerta de 2 1/16" 10000 psi. Válvula de compuerta de 3 1/16" 10000 psi. Bridas compañeras de 3 1/16" 10000 psi. Brida compañera de 2 1/16" 10000 psi. Anillo sellador BX-154 Anillo sellador BX-152 Espárragos con tuercas de 1" x 7 1/4". Espárragos con tuercas de 3/4" x 5 1/2". Múltiple de estrangulación completo de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi.
Descarga de retroceso del múltiple Cantidad Pieza 2 5 3 12 40 20 50 260
Descripción Cruz de 2 1/16" 5000 psi R-24 Válvulas de compuerta de 2 1/16" 5000 psi. Bridas compañeras de 2 1/16" 5000 con niple integral 3 1/2" Multi-Vam. Anillos selladores R-24. Espárragos con tuercas de 7/8" x 6 1/4". Tramos de TP de 3 1/2" 12.7 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Tramos de TP de 3 1/2" 9.2 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Estacas de TP 3 1/2" x 1.30 m.
Arreglos recomendados de preventores y arietes para perforar y al introducir tuberías de revestimiento.
ARREGLO AL INTRODUCCIR T.R.
ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 13 3/8" CARRETE DE CONTROL CARRETE ESPACIADOR
ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 13 3/8" CARRETE DE CONTROL 5" ó 4 1/2" CARRETE ESPACIADOR
OBSERVACIONES
ARREGLO UTILIZABLE AL DISPONER DE DOS PREVENTO RES SENCILLO, ARREGLO AL DISPONER DE TRES PREVENTO RES SENCILLOS , ESFÉRICO E
Cuando se utilizan tuberías combinadas , por ejemplo 5” y 3 ½”, en el preventor sencillo se colocaran los arietes del diámetro de la tubería que tenga mayor longitud o de preferencia arietes variables
Arreglos recomendados de preventores y arietes para perforar y al introducir tuberías de revestimiento.
ULTIMA TR CEMENTADA
16"
10 3/4"
10 3/4"
9 5/8"
7 5/8" - 7"
ARREGLO AL PERFORAR
ARREGLO AL INTRODUCCIR T.R.
ANULAR (ESFÉRICO) 5" ó 4 1/2" CIEGOS CARRETE DE CONTROL 5" ó 4 1/2" ANULAR (ESFÉRICO) 5" ó 4 1/2" CIEGOS CARRETE DE CONTROL 5" ó 4 1/2" (ESFÉRICO) ANULAR CIEGOS 3 1/2" CARRETE DE CONTROL 5" (ESFÉRICO) ANULAR 5" CIEGOS CARRETE DE CONTROL 5" - 3 1/2" (ESFÉRICO) ANULAR 3 1/2" CIEGOS CARRETE DE CONTROL 3 1/2"
ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 10 3/4" CARRETE DE CONTROL 5" ó 4 1/2" ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 7 5/8" ó 7" CARRETE DE CONTROL 5" ó 4 1/2" ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 3 1/2" CARRETE DE CONTROL 5" ESFÉRICO (ANULAR) CIEGOS 7" CARRETE DE CONTROL 5" - 3 1/2" ESFÉRICO (ANULAR) CIEGOS 4 1/2" ó 5" CARRETE DE CONTROL 3 1/2"
OBSERVACIONES
AL PERFORAR CON T.P. DE 5" ó 4 1/2" E INTRODUCCIÓN DE T.R. 10 3/4" UTILIZAR DURANTE LA INTRODUCCIÓN DE T.R. DE 7 5/8" O PROLONGACIÓN DE 7" VALIDO AL NO PROLONGAR T.R. A SUPERFICIE Y AL INTRODUCIR T.R. DE 5" APLICABLE AL INTRODUCIR O PROLONGAR T.R. DE 7" APLICABLE AL INTRODUCIR LINER DE 4 1/2" ó 5"
NOTA: LOS ARREGLOS DE ARIETES RECOMENDADOS SON LOS QUE PRESENTAN MAS VENTAJAS EN CADA CASO, LO CUAL PUEDE SER MODIFICADO EN SITUACIONES MUY "ESPECIALES" DE ACUERDO CON LA JEFATURA DE DEPARTAMENTO.
Tamaños y rangos de presión de trabajo de los Bop’s y rango de cierre de arietes variables
Tamaño y presión de trabajo de los preventores en PSI. ( lb/pg2)
Rango de cierre de los arietes ajustables
71/16”
3m,10m y15m
3 ½” – 2 3/8” Y 4” – 2 7/8”
11”
3m, 5m y 10 m
5” – 2 7/8” Y 5 ½” – 3 ½”
11”
15m
5” – 2 7/8”
13 5/8”
3m, 5m y 10 m
5” – 2 7/8”
13 5/8”
15m
16 ¾”
5m y 10m
18 ¾”
10m
7” – 4 ½” – 5” – 3 ½”
5 ½” – 3 ½” Y 5” – 2 7/8”
7 5/8” – 3 ½” Y 5 ½” - 3 ½”
Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres Arreglos estándar preventores 21 ¼” 2 m
Preventor esférico 21 ¼” 2m Preventor sencillo 21 ¼” o 2m Arietes 5” o 4 ½” Carrete de control 21 ¼” 2m, con salidas laterales de 4 1/16 ” válvulas laterales : 3 mecánicas de 4” 2m con bridas de 4 1/16” 1 hidráulica de 4” 2m con bridas de 4 1/16” Preventor sencillo 21 ¼” 2m arietes ciegos Carrete espaciador 21 ¼” 2m Brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16 ” 3m Tr de 20 “
Múltiple de estrangulación
Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres con limitación de altura de mesa rotaria Preventores 21 ¼” Preventor esférico 21 ¼” 2m Preventor doble 21 ¼” 2m Arietes superior ciegos Arietes inferior 5” o 4 ½ ”
Carrete de control 21 ¼” 2m, con salidas Laterales de 4 1/16 ” Válvulas laterales : 3 mecánicas de 4” 2m con bridas de 4 1/16” 1 hidráulicas de 4” 2m con bridas de 4 1/16” Carrete espaciador 21 ¼” 2m Brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 21/16” 3m Tr de 20 “
MULTIPLE DE ESTRANGULACION
Arreglo para pozos de exploración de baja presión terrestres DIVERTER 21 ¼” 2m con Valv.
Arreglos estándar Preventores 20 ¾ ” 3 m
Preventor esférico 20 ¾” 3M o 21 ¼” 2m ( Si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de 20 ¾” 3M a 21 ¼” 2m) Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes 5” o 4 ½” Carrete de control 20 ¾” 3m, con salidas laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1 válvula hca. De 4 1/8” 3m
Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes ciegos Carrete espaciador 20 ¾” 3m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16” 3m Tr de 20 “
Múltiple de estrangulación
Arreglo para pozos de exploración de baja presión terrestres Arreglos estándar Preventores 20 ¾ ” 3 m
Preventor esférico 20 ¾” 3m o 21 ¼” 2m ( Si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m) Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes 5” o 4 ½” Carrete de control 20 ¾” 3m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m
Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes ciego Carrete espaciador 20 ¾” 3m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “
Múltiple de estrangulación
Arreglo para pozos de exploración de alta presión terrestres Diverter 21 ¼” 2m
Arreglos estándar preventores 20 ¾” 3m
Preventor esférico 20 ¾” 3m o 21 ¼” 2m ( Si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m) Preventor doble 20 ¾” 3m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego Carrete de control 20 ¾” 3m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Preventor sencillo 20 ¾” 3m Ariete 5” o 4 ½” Carrete espaciador 20 ¾” 3m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “
Múltiple de estrangulación
Arreglo para pozos de exploración de alta presión terrestres Arreglos estándar preventores 20 ¾” 3m
Preventor esférico 20 ¾” 3m o 21 ¼” 2m ( Si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m) Preventor doble 20 ¾” 3m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego Carrete de control 20 ¾” 3m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Preventor sencillo 20 ¾” 3m Ariete 5” o 4 ½” Carrete espaciador 20 ¾” 3m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5m para yacimientos de gas en formaciones de terciario
Cabeza rotatoria
Preventor esférico 16 ¾” 5m
Preventor doble 16 ¾” 5m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego
Preventores 16 ¾” 5m
Carrete espaciador 16 ¾” 5m Preventor sencillo 16 ¾” 5m Ariete 5” o 4 ½” Carrete de control 216 ¾” 5m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Carrete cabezal 20 ¾” 3m x16 ¾” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “ Tr de 16 “ Tr de 11 7/8 ”
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5m
Preventores 16 ¾” 5m Preventor esférico 16 ¾” 5m Preventor doble 16 ¾” 5m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego Carrete de control 16 ¾” 5m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Preventor sencillo 16 ¾” 5m Ariete 5” o 4 ½” Cabezal soldable 16 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 16 “ Tr de 11 7/8 ” ,11 ¾” o 10 ¾”
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5m
Preventores 16 ¾” 5m Preventor esférico 16 ¾” 5M Preventor doble 16 ¾” 5m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego Preventor sencillo 16 ¾” 5m Ariete 5” o 4 ½” Carrete de control 16 ¾” 5m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Carrete cabezal 20 ¾” 3m x16 ¾” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “ Tr de 16 “ Tr de 11 7/8 ” ,11 ¾” o 10 ¾”
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5m para yacimientos de gas en formaciones de terciario Preventores 16 ¾” 5m
Preventor rotatorio ( Rbop ) Preventor esférico 16 ¾” 5m Preventor doble 16 ¾” 5m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego
Carrete de control 216 ¾” 5m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Preventor sencillo 16 ¾” 5m Ariete 5” o 4 ½” Carrete cabezal 20 ¾” 3m x16 ¾” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “ Tr de 16 “ Tr de 11 7/8 ” ,11 ¾” o 10 ¾”
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5m ( Cabezal compacto )
Preventores 13 5/8 ” 5m
Preventor esférico 13 5/8” 5m Preventor doble13 5/8” 5m Ariete superior ciego Ariete inferior 5” o 41/2”
Carrete de control 13 5/8” 5m Válvulas laterales 3 mec. 3 1/8 ” 5m 1 hca. 3 1/8 ” 5m Preventor sencillo 13 5/8” 5m Ariete 5” o 4 ½” Cabezal compacto de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5 m x 9 5/8” 5m x 7 1/16” 5m
Cabezal soldable 20 ¾” con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m
Tr de 20 “ Tr de 13 3/8” “
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 13 5/8 ” 5m
Preventores 13 5/8 ” 5m
Preventor esférico 13 5/8 “ 5m
Preventor doble 13 5/8 “ ” 5m Ariete superior 5” o 41/2 ” Ariete inferior ciego
Carrete de control 13 5/8 ” 5m Preventor sencillo 13 5/8 ” 5m Ariete 5” o 4 ½” Cabezal Medida 13 5/8 ” x 9 5/8 “ Serie inf. 20 ¾ ”x sup. 13 5/8”5m Brida doble sello Medida 13 3/8 “ Serie 20 ¾” 3m Cabezal Serie 20 ¾ ” 3m Medida 20 “ x 13 5/8 “ Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 13 5/8 ” 5m
Preventores 13 5/8 ” 5m
Preventor esférico 13 5/8 “ 5m
Preventor doble 13 5/8 “ ” 5m Ariete superior 5” o 41/2 ” Ariete inferior ciego
Carrete de control 13 5/8 ” 5m Preventor sencillo 13 5/8 ” 5m Ariete 5” o 4 ½” Brida doble sello Medida 13 3/8 “ Serie 13 5/8”5m Cabezal Serie 135/8 ” 5m Tr de 13 3/8 “
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 13 5/8 ” 10m cuando las TR’S de 95/8”, 7 5/8” o 7” son LINERS
Preventores 13 5/8 ” 10 m
Preventor esférico 13 5/8 “ 5m Preventor doble 13 5/8 “ ” 10m Ariete superior 5” o 41/2 ” Ariete inferior ciego Carrete de control 13 5/8 ” 10m Preventor sencillo 13 5/8 ” 10 m Ariete 5” o 4 ½” Brida adaptadora De 13 5/8” 5m x 13 5/8” 10m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Cuando la tr de 9 5/8 “, 7 5/8 “ o 7” son liners: 1.- Para la 4a etapa solo de agrega una brida adaptadora de 11 “ 10 m además de instalar cabezal de 13 5/8” 10M X 11” 10 m. 2.-Para la 5a etapa, además de instalar el cabezal 11” 10 m X 7 1/16 ” 10 m, se instala una brida adapatadora de 7 1/16 “ 10M X 13 5/8 “ 10 my se aprovecha el mismo arreglo de preventore
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 11 ” 5m Cuando la TR de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto
Preventores 11 ” 5 m
Preventor esférico 11 ” 5 m Preventor doble 11 ” 5 m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte Carrete de control 11” 5m, con salidas lat. 3 1/16” 5 m y 3 val.. Mec. 3 1/8” 5m Con bridas de 3 1/16” 1 val.. Hca. 3 1/8” 5m Con bridas de 3 1/16” Preventor sencillo 11” 5 m Ariete 5” o 4 ½”
Brida adaptadora 13 5/8” x 9 5/8” 5m
Cabezal compacto de 13 5/8 ” 5M X 7 1/16 ” x 3 ½” x 11 ” 5m
Cabezal soldable 13 5/8 ” 5m
Tr de 13 3/8 “
Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Cuando la TR de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a sup.
Arreglos estándar preventores 11 ” 10m Cuando la TR de 9 5/8 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a SUP
Preventores 11 ” 10 m
Preventor esférico 11“ 10m
Preventor doble 11 ” 10m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte
Carrete de control 11” 10m, con salidas lat. 3 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” Preventor sencillo 11” 10 m Ariete 5” o 4 ½” Cabezal de 9 5/8” x 7” Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Brida doble sello 13 3/8” serie 20 3/4”” 5m
Cabezal soldable 20 ¾” 3m Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Cuando la tr de 9 5/8 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a sup.
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 11 ” 10m Cuando la TR de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a SUP
Preventores 11 ” 10 m
Preventor esférico 11“ 10m
Preventor doble 11 ” 10m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte Carrete de control 11” 10m, con salidas lat. 3 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” Preventor sencillo 11” 10 m Ariete 5” o 4 ½” Brida adaptadora 9” 10 m x 11” 10 m Cabezal de 7” x 3 ½” Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m Brida doble sello 7 “ serie 11 “ 10 m Cabezal de 9 5/8” x 7” Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m
Cabezal soldable 20 ¾” 3m Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
Cuando la TR de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a sup.
Arreglos estándar preventores 11 ” 10m Cuando la tr de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto
Preventores 11 ” 10 m
Preventor esférico 11“ 10m
Preventor doble 11 ” 10m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte Carrete de control 11” 10m, con salidas lat. 3 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” Preventor sencillo 11” 10 m Ariete 5” o 4 ½” Brida adaptadora 9” 10 m x 11” 10 m
Cabezal compacto de 13 5/8 ” 5m x 95/8 ” 10m x 7 1/16” 10m Brida adaptadora 20 ¾ x 13 5/8” 5m
Cabezal soldable 20 ¾” 3m
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m
Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Cuando la TR de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a sup.
Arreglos estándar preventores 11 ” 10m Cuando la tr de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto
Preventores 11 ” 10 m
Preventor esférico 11“ 10m Preventor doble 11 ” 10m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte Carrete de control 11” 10m, con salidas lat. 3 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” Preventor sencillo 11” 10 m Ariete 5” o 4 ½” Brida adaptadora 11 “ 5 m x 11” 10 m Brida adaptadora 13 5/8” x 9 5/8” 5m
Cabezal compacto de 13 5/8 ” 5m x 7 1/16 ” x 3 ½” x 11” 10m
Cabezal soldable 13 5/8 ” 5m
Tr de 13 3/8 “
Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Cuando la tr de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a sup.
Arreglos estándar preventores 11 ” 10m Cuando la tr de 7 “es LINER y se cuenta con cabezal compacto
Preventores 11 ” 10 m
Preventor esférico 11“ 5 m
Preventor doble 11 ” 10m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte Carrete de control 11” 10m, con salidas lat. 3 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” Preventor sencillo 11” 10 m Arietes ajustables Carrete adaptador 13 3/8”” 10 m x 11” 10 m
Cabezal compacto de 16 3/4 ” 5m x 95/8 ” 10m x 13 3/8” 10m Brida doble sello 16 ¾ x 16 ¾ ” 5m
Cabezal soldable 16 ¾” 3m Tr de 16 “ Tr de 11 3/4 “ Tr de 9 5/8 “
Cuando la tr de 7 “,es liner
Arreglos estándar reparación Tipo 1 Preventores 7 1/16 ” 10m para pozos de alta presión Preventores 7 1 /16 ” 10 m
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m Preventor sencillo 7 1/16 ” 10 m Arietes ajustables Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 21/16” Preventor doble 7 1/16 ” 10m Ariete superior corte Ariete inferior ajustable Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16” Cabezal de 7” x 3 ½” Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m Para bola colgadora de 9 “ Brida doble sello 7 “ serie 11 “ 10 m Cabezal de 9 5/8” x 7” Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Arreglos estándar reparación Tipo I para pozos de alta presión Preventores 7 1/16 ” 10m Cabezal compacto Preventores 7 1 /16 ” 10 m
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m Preventor sencillo 7 1/16 ” 10 m Arietes ajustables Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 21/16” Preventor doble 7 1/16 ” 10m Ariete superior corte Ariete inferior variable Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16” Cabezal de 13 5/8” 5M x 9 5/8” 10M X 71/16” 10M Serie inf. 13 5/8” 5m x 71/16 ” 10m
Brida adaptadora 20 ¾” x13 5/8” 5m
Cabezal soldable 20 ¾” 3m Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Arreglos estándar reparación Tipo II para pozos de mediana presión Preventores 7 1/16 ” 10m con restriccion de altura Mesa rotaria Preventores 7 1 /16 ” 10 m
Preventor esférico 7 1/16 ” 10m Preventor doble 7 1/16 ” 10m Ariete superior corte Ariete inferior ajustable con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. mec. 2 1/16 ” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16”
Cabezal de 7” x 3 ½” Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m para bola colgadora de 9 “ Brida doble sello 7 “ serie 11 “ 10 m Cabezal de 9 5/8” x 7” Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m
Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Arreglos estándar reparación Tipo II para pozos de mediana presión Preventores 7 1/16 ” 10m con restriccion de altura Mesa rotaria y cabezal compacto Preventores 7 1 /16 ” 10 m
Preventor esférico 7 1/16 ” 10m
Preventor doble 7 1/16 ” 10m Ariete superior corte Ariete inferior ajustable Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16”
Cabezal de13 5/8” 5m x 9 5/8” 10M X 71/16” 10m Serie inf. 13 5/8” 5m x 71/16 ” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m
Tr de 20 “ Tr de13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables.
Mesa rotaria
12.89
Campana
16.90 Anillo r 73
1.30
Hydrill MSP 21 1/ 4" - 2m Preventor sencillo Cameron 21 1/4" - 2m
Anillo r-73
0.95
Arietes de 5“ Tipo u Línea al mar
Línea al separador
Anillo r-73
Gas-lodo
0.66 M
M
M
H
Anillo r-73
1.10 Preventor sencillo cameron 21 1/4" - 2m Brida adaptadora 20 3/4" 3m x 21 1/4" 2m
Cabezal soldable FIP 20 3/4" - 3m
Carrete de trabajo de 21 1/4" 2m Arietes ciegos tipo u
Anillo r-73
72 Birlos de 15/8” x 121/4”
Anillo r-74
Tr 20" Tr 30"
Nota: Si la tr de 20” esta a mas de 700 m , instalar otro preventor sencillo con arietes anulatres con el arreglo convencional
Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 PSI en plataformas fijas y autoelevables.
Diverter 21 ¼” 2m con Valv. Preventor esférico 20 ¾” 3m o 21 ¼” 2m ( si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m) Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes 5” o 4 ½” Carrete de control 20 ¾” 3m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m
Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes ciegos Carrete espaciador 20 ¾” 3m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “
Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables.
Piso rotaria
Campana
10.84
1.57
L.
Hydrill l- gk 16 3/4" - 5 m No. 45430
d e
1.73
Arietes de 4 1/2”
E s t r a n g.
L. Preventor doble 13 5/8" - 5 m
d e
Arietes ciegos
M a t a r
C.de trabajo 13 5/8”- 5 m.
Ch
0.76 H
M
M
M
Preventor sencillo 16 3/4" - 5 m
1.08 Arietes 5" Brida d.S. 16 3/4” 5m. - 13 5/8” 5m.
0.77
Cabezal 16 3/4" -5m
0.90
Brida d.S 20 3/4" 3m x 16 3/4” 3m.
Válvula lateral 2 1/16”
Cabezal sold. 20 3/4" - 3m
Tr 20"
Cabezal 16 3/4" –3m x 11” x 7 1/16” – 5m
Tr 30"
Nota: para pozos de alta presión y que atraviesan el casquete de gas, instalar ram’s de corte en el bop inferior del doble
Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 PSI en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas, bajo balance y con flujo controlado. Línea a temblorinas
Línea al mar
Línea de Matar
Preventor esférico 16 3/4“ 5m Línea de Igualación
Preventor doble 16 3/4 ” 5m Arietes superior 5” o 41/2 ” Arietes inferior ciego
Piso de preventores Carrete espaciador 16 3/4 ” 5m
Línea de Matar
Carrete de control 16 3/4 ” 5 m
Línea de U. De alta
Preventor sencillo 16 3/4 ” 5 m Arietes 5” o 4 ½”
Línea de Estrangulación Carrete cabezal de 20 ¾” 3m x 16 3/4” 5m
Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Conductor 30”
Piso de producción Cabezal soldable 20 ¾” 3m
Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10,000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas
Cuando la Tr de 9 5/8 “,7 5/8 “ o 7” son liners: 1.- Para la 4a etapa solo se agrega una brida adaptadora de 11 “ 10 M además de adaptar un cabezal de 13 5/8” 10m X 11” 10m. 2.-Para la 5a etapa, además de instalar el cabezal 11” 10 M X 7 1/16 ” 10m, se instala una brida adaptadora de 7 1/16 “ 10M X 13 5/8 “ 10 m y se aprovecha el mismo arreglo de preventores
Línea a temblorinas
Línea al mar
Línea de Matar
Preventor esférico 13 5/8 “ 5m Línea de Igualación
Preventor doble 13 5/8 ” 5m Arietes superior 5” o 41/2 ” Arietes inferior ciego
Piso de preventores Carrete espaciador 13 5/8 ” 10m
Línea de Matar
Carrete de control 13 5/8 ” 10m
Línea de U. De alta
Preventor sencillo 13 5/8 ” 10 m Arietes 5” o 4 ½” Línea de Estrangulación
Brida adaptadora 13 5/8” 5m x 13 5/8 ” 10 m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m
Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Conductor 30”
Piso de producción Cabezal soldable 20 ¾” 3m
Nota.Este arreglo también se utiliza para reparación de pozos, y se cambia I).- Los rams del preventor sencillo a ciegos de corte, y Ii).- En el preventor inferior del doble se colocan rams anulares variables
Arreglos estándar de U.P.M.P.
Anexo Técnico
Anexo técnico BOP´S 71/16” 10M TIPO UM ( compactos )
23.12 pg.
39.12 pg.
Anexo técnico Cabeza rotatoria ( ejemplo )
Anexo técnico Preventor rotatoria ( ejemplo )
Anexo técnico Preventor rotatoria ( ejemplo )
Anexo técnico Preventor rotatoria ( ejemplo )
ANEXO TECNICO PREVENTOR ROTATORIA ( EJEMPLO )
Anexo técnico Preventor rotatoria ( ejemplo )
Estandarización de Conexiones Superficiales de Control (Manual de referencia)
Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos
Estandarización de Conexiones Superficiales de Control (Manual de referencia)
Estandarización de Conexiones Superficiales de Control (Manual de referencia)
D. R. 2003 Gerencia de Tecnología Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos
Prólogo
E
n este nuevo milenio, uno de los aspectos más importantes que se manejan en los ámbitos de calidad y normatividad de cualquier empresa, es la estandarización de sus procesos para poder medir su desempeño. Aunque las actividades de perforación y de mantenimiento de pozos se efectúan de diferente manera y en condiciones de trabajo distintas, dada la diversidad de campos petroleros donde participa la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP), es necesario hacer un esfuerzo por estandarizar los criterios que aplicamos, tanto en los procesos de ingeniería de diseño como en la ejecución de las operaciones de campo más importantes. El diseño, instalación y operación de los sistemas de control de pozos resultan ser actividades de vital importancia, ya que sus prácticas deben realizarse con el nivel de seguridad requerido, reduciendo al mínimo los riesgos de un accidente o de un impacto adverso al entorno. Entre los beneficios más importantes que pueden obtenerse con la homologación de las conexiones superficiales de control de pozos, es una mayor confiabilidad de los diseños de ingeniería, mayor rapidez y facilidad en su instalación y operación, y reducción de costos por servicios de mantenimiento y refacciones. Es deseo de la Gerencia de Tecnología de la UPMP, que este manual sea de utilidad para todo el personal técnico involucrado en el diseño, adquisición, instalación y mantenimiento de los sistemas de control superficial de pozos petroleros. Nuestro agradecimiento a las autoridades de la UPMP y a todo el personal técnico operativo de las divisiones Norte, Sur y Marina que participó en la integración del presente documento, y en particular a los siguientes profesionistas: Ing. Felipe Sierra González Ing. Eliseo Rodríguez Roque Ing. Miguel Pacheco Acosta Ing. Bulmaro Castro Mutio Ing. Armando Flores González Ing. David E. Blasio Cedillo Coordinación: M.I. Juan Alfredo Ríos Jiménez. Ing. Miguel Ángel Aguilar de la Serna
Introducción
U
na de las políticas empresariales más importantes de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP), es salvaguardar la seguridad del personal que desarrolla las actividades sustantivas en diferentes campos del sistema petrolero nacional. Para conseguir este objetivo, uno de los aspectos más importantes es proporcionar capacitación a todo el personal técnico-operativo, así como estandarizar sus instalaciones, métodos, procedimientos, tecnologías y equipos. En este camino de la estandarización se ubica el esfuerzo que realizan especialistas de las tres divisiones y sede de la UPMP, uno de cuyos resultados es este volumen donde se integran las características más importantes de las conexiones superficiales de control, así como los arreglos que se pueden utilizar en nuestros campos, ya que garantizan resultados satisfactorios ante cualquier eventualidad que se pueda presentar durante la intervención de un pozo, en cualesquiera de sus fases operativas. El presente documento busca convertirse en un manual de trabajo que pueda ser consultado cotidianamente por todo el personal de la UPMP en la realización de sus actividades. La primera parte del manual comprende una breve descripción de los componentes de las conexiones superficiales, así como recomendaciones prácticas de mantenimiento y cuidados durante la instalación y uso de las mismas. La segunda parte contiene los arreglos de preventores y árboles de estrangulación que deben usarse en las diferentes etapas de perforación, terminación y reparación de pozos, señalando las características y especificaciones mínimas necesarias que garanticen la seguridad de su uso, sólo limitadas por los rangos de presión de trabajo y los espacios para su instalación. Sinceramente, esperamos que este documento abrevie las búsquedas de información técnica y les ofrezca a todos ustedes la respuesta a los problemas técnicos que se les presentan en sus funciones, cuya solución anticipada en el diseño ingenieril suele evitar muchos dolores de cabeza en el campo, a la hora de la hora, y le ahorran muchos recursos a la empresa.
Indice P Introducción 1. Unidad para operar preventores ................................................................................................6 1.1. Depósito almacenador de fluido .............................................................................................6 1.2. Requerimientos de los acumuladores ....................................................................................6 1.3. Requerimientos de volumen de los acumuladores ..............................................................7 1.4. Requerimientos de presión y precarga de los acumuladores ............................................11 1.5. Fuentes de energía, requerimientos de las bombas ............................................................13 1.5. Requerimientos de consolas de control remoto ...................................................................17 2. Requerimientos para válvulas, conexiones, líneas .................................................................18 3. Pruebas de operación y funcionamiento del sistema ............................................................19 3.1. Recomendaciones .....................................................................................................................19 3.2. Prueba de efectividad de tiempo de respuesta al sistema de bomba ...............................19 3.3. Prueba de operación y funcionamiento del sistema de acumuladores ............................20 3.4. Cierre de preventor usando el sistema de respaldo ............................................................20 3.5. Recomendaciones .....................................................................................................................21 4. Cabezal de tubería de revestimiento ........................................................................................22 5. Carrete de control .......................................................................................................................24 5.1. Especificaciones y recomendaciones de operación .............................................................24 6. Preventores de arietes .................................................................................................................25 6.1. Preventor de arietes anulares .................................................................................................25 6.2. Arietes anulares ........................................................................................................................26 6.2.1. Características ........................................................................................................................27 6.3. Arietes ajustables ......................................................................................................................28 6.4. Ventajas y desventajas de la posición que guarda el preventor ciego ..............................29 6.4.1. Ventajas ...................................................................................................................................29 6.4.2. Desventajas ............................................................................................................................30 6.5. Arietes de corte .........................................................................................................................30 6.6. Arietes ciegos ............................................................................................................................32 7. Preventor esférico ........................................................................................................................33 7.1. Características de diseño .........................................................................................................34 7.2. Recomendaciones de operación .............................................................................................35 8. Empaquetadura de preventores (elastómeros) .......................................................................37 8.1. Inspección y almacenamiento ................................................................................................38 9. Conexiones superficiales de control .........................................................................................41
9.1. Consideraciones de diseño ...............................................................................................41 9.2. Líneas de matar ...................................................................................................................41 9.2.1. Especificaciones y recomendaciones de operación ....................................................42 9.3. Múltiples y líneas de estrangular .....................................................................................43 9.3.1. Consideraciones de diseño .............................................................................................43 9.4. Recomendaciones de operación .......................................................................................45 10. Estranguladores ajustables .................................................................................................47 10.1. Instrucciones para su uso ................................................................................................47 10.2. Estrangulador hidráulico ................................................................................................48 10.3. Consolas de control remoto ............................................................................................49 10.3.1. Mantenimiento y operación .........................................................................................50 11. Bridas y anillos .....................................................................................................................51 12. Birlos, espárragos y tuercas ...............................................................................................54 13. Válvulas de control y preventor interior .........................................................................58 13.1. Válvulas de las flechas .....................................................................................................58 13.2. Válvulas en el piso de perforación .................................................................................60 13.3. Preventor interior .............................................................................................................61 13.3.1. Ventajas ...........................................................................................................................62 13.4. Válvulas de compuerta ....................................................................................................65 13.4.1. Consideraciones de diseño ..........................................................................................65 13.5. Válvula Flex SeaL "S" ......................................................................................................65 14. Conjunto de preventores de superficie ............................................................................67 14.1. Arreglos del conjunto de preventores ..........................................................................67 14.2. Candado de preventores .................................................................................................68 15. Sistema desviador de flujo .................................................................................................68 15.1. Instrucciones de operación y recomendaciones ...........................................................71 16. Inspección física del conjunto de preventores ..............................................................72 16.1. Frecuencia de las pruebas con presión ..........................................................................72 16.2. Requerimientos para pruebas con presión ...................................................................73 16.3. Pruebas al arreglo de preventores y equipo auxiliar ..................................................73 16.4. Pruebas operativas al arreglo de preventores y equipo auxiliar ..............................74 17. Probadores ............................................................................................................................76 17.1. Probador tipo colgador ....................................................................................................76 17.2. Probador tipo copa ...........................................................................................................76 18. Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo ...........................................................78 Arreglos estándar de conexiones superficiales de control ..................................................78
Unidad para operar preventores
1. Unidad para operar preventores
E
l sistema de control que acciona un arreglo de preventores, permite aplicar la potencia hidráulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y válvulas hidráulicas instaladas. Las prácticas recomendadas API RP-16E del Instituto Americano del Petróleo y el Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS por sus siglas en inglés), establecen los requerimientos que se deberán tener en cuenta para la selección de una adecuada unidad de cierre en función al tamaño, tipo y número de elementos hidráulicos que serán operados para lograr un cierre. Los elementos básicos de un sistema de control son: !Depósito almacenador de fluido. Acumuladores. !Fuentes de energía. Unidades de cierre. !Consolas de control remoto. !Válvula de control para operar los preventores.
1.1. Depósito almacenador de fluido Cada unidad de cierre tiene un depósito de fluido hidráulico, el cual debe tener cuando menos el doble de la capacidad del banco de acumuladores. Por su diseño de fabricación rectangular, cuentan con dos tapones de 4 pulgadas (pg) en cada extremo, que al quitarlos permite observar el interior cuando se inspeccionan las descargas de las válvulas de cuatro pasos (ram-lock). Por la parte inferior del depósito, salen en forma independiente las líneas de succión para las bombas hidroneumáticas y la bomba hidroeléctrica. Al tanque de almacenamiento descargan las líneas de las válvulas de seguridad, en caso de presentarse un incremento de presión dentro del sistema. Debe utilizarse un fluido hidráulico (aceite lubricante MH-150; MH-220, turbinas-9) que no dañe los sellos de hule que tenga el sistema de cierre. Para ambiente con temperaturas menores a O °C (32 °F), deberá agregarse un volumen suficiente de glicol al fluido de operación que contenga agua.
1.2. Requerimientos acumuladores
de
los
Los acumuladores son recipientes que almacenan fluidos hidráulicos bajo presión. Los términos acumulador y unidad de cierre con frecuencia son empleados en forma intercambiable. Precisando, una unidad de cierre es una manera de cerrar el preventor, mientras que un acumulador es una parte del sistema que almacena fluido hidráulico bajo presión, para que éste actúe
Conexiones Superficiales de Control
6
Unidad para operar preventores hidráulicamente en el cierre de los preventores. Por medio del gas de nitrógeno comprimido, los acumuladores almacenan energía, la cuál será usada para efectuar un cierre rápido. Hay dos tipos de acumuladores: El tipo separador. Usa un diafragma flexible (vejiga), el cual es de hule sintético, resistente y separa completamente la precarga de nitrógeno del fluido hidráulico. El tipo flotador. Utiliza un pistón flotante para separar el nitrógeno del fluido hidráulico. Capacidad volumétrica. Como un requerimiento mínimo, todas las unidades de cierre deberán estar equipadas de un banco de acumuladores con suficiente capacidad volumétrica para suministrar un volumen usable de fluido para cerrar un preventor de arietes, un preventor anular, más el volumen requerido para abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación (con las bombas paradas). El volumen utilizable de fluido se define como el volumen líquido recuperable de los acumuladores a la presión de operación que contengan y 14 kg/cm2 (200 Ib/pg2) por arriba de la presión de precarga de los mismos. La presión de operación del banco de acumuladores es la presión a la cual son cargados con fluido hidráulico. Tiempo de respuesta: El banco de acumuladores deberá accionar el sistema para que cada preventor de arietes cierre en un tiempo no mayor de 30 segundos. El tiempo de cierre para preventores anulares menores de 20 pg de diámetro no deberá ser mayor de 30 segundos. Si el preventor anular tiene más de 20 pg de diámetro deberá cerrarse en 45 segundos.
1.3. Requerimientos de volumen de los acumuladores Las prácticas recomendadas API RP-53 señalan que los sistemas acumuladores deben tener una cantidad mínima de fluido igual a tres veces el volumen requerido para cerrar el preventor anular más un preventor de arietes. Esto ofrecerá un margen de seguridad igual a 50 por ciento. Una regla empírica aplicada en el campo petrolero sugiere tres veces el volumen necesario para cerrar todos los preventores instalados. Por su parte, el MMS establece que debe tenerse una cantidad mínima de fluido equivalente a 1.5 veces la cantidad necesaria para cerrar todo el arreglo de preventores instalados, dejando un margen de 14 kg/cm2 (200 Ib/pg2) por arriba de la presión de precarga de los acumuladores. El sistema de acumuladores debe tener capacidad suficiente en proporcionar el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. Existen varios métodos para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema de acumuladores, de tal forma que pueda accionarse el arreglo de preventores y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno. El número de acumuladores que debe tener el sistema es el que permita almacenar fluido con la energía suficiente para cerrar todos los preventores instalados y abrir la válvula hidráulica de la línea de
7
Conexiones Superficiales de Control
Unidad para operar preventores estrangulación con un 50% de exceso como factor de seguridad y terminar con una presión final mínima de 1,200 Ib/pg2 arriba de la precarga, teniendo el conjunto de bombeo hidroneumático e hidroeléctrico parados. Ejemplo: Cuando se usan tres preventores de arietes de 11 pg 10,000 Ib/pg2, un preventor anular Hydril "GK" y la válvula hidráulica, se requiere el volumen de fluido siguiente:
Preventor anular Hydril"GK. 11 pg 10,000 Ib/pg2 Preventor Cameron "U" (TP) 11 pg 10,000 Ib/pg2 Preventor Cameron "U" (ciegos) 11 pg 10,000 Ib pg2 Válvula Hidráulica 3 pg 10,000 Ib/pg2 Preventor Cameron "U" (TP) 11 pg 10,000 Ib/pg2
25.10 Gal 3.3 Gal 7.6 Gal 0.59 (cerrar) 3.3 Gal. 39.89 Gal.
Suma de volúmenes de fluidos para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica más un 50 por ciento de exceso como factor de seguridad. 39.89 Gal +19.94 Gal VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO REQUERIDO 59.83
Considerando acumuladores de diez galones de volumen total, el número necesario se calcula de la forma siguiente:
Num. Acum. =
Volumen para cerrar preventores + 50% exceso 5 Galones útiles por acumulador
Num. Acum. =
39.89 gal + 19.94 5 gal /Acumulador
Num. Acum. = 11.96=12 Acumuladores
Concluyendo. Se requieren doce acumuladores con capacidad total de diez galones cada uno. Existe un método práctico y confiable para calcular el número de acumuladores requeridos; este método consiste en multiplicar el total de galones requeridos para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica por 0.3 acum/gal para el caso del ejemplo anterior, se tiene:
Conexiones Superficiales de Control
8
Unidad para operar preventores Núm. Acum. = Volumen para cerrar preventores x 0.3 acum. gal Núm. Acum. = 39.89 gal x 0.3 acum. = 11.96 = 12 acumuladores gal Considerando los arreglos actuales de preventores, es conveniente disponer siempre de un mínimo de 16 botellas, de diez galones cada una, en condiciones de trabajo y con la precarga establecida en cada unidad para accionar el conjunto de preventores.
9
Conexiones Superficiales de Control
Unidad para operar preventores
Tabla 1. Volumen de fluido para operar preventores anulares Cameron, Shaffer Y Hydril
ÿñ
Tamao Tamaño pg 7 1/16
ÿó
Presión Presin d e de trabajo lb/pg2 3,000
7 1/16
5,000
7 1/16
10,000
7 1/16
15,000
7 1/16
20,000
11
3,000
11
5,000
11
10,000
11
15,000
13 5/8
3,000
13 5/8
5,000
13 5/8
10,000
13 5/8
15,000
16 3/4
3,000
16 3/4
5,000
16 3/4
10,000
18 3/4
5,000
18 3/4
10,000
20 3/4
3,000
21 3/4
2,000
áÿáÿ
Fluido requerido gal
Cameron
Shaffer
Hydril
Cerrar
1.69
4.57
2.85
Abrir
1.39
3.21
2.24
Cerrar
1.69
4.57
3.86
Abrir
1.39
3.21
3.30
Cerrar
2.04
17.11
9.42
Abrir
2.55
13.95
7.08
Cerrar
6.94
11.20
Abrir
6.12
7.25
Cerrar
8.38
11.00
Abrir
7.56
Cerrar
5.65
11.00
2.43
Abrir
4.69
6.78
5.54
Cerrar
5.65
18.67
9.81
Abrir
4.69
14.59
7.98
Cerrar
10.15
30.58
25.10
Abrir
9.06
24.67
18.97
Cerrar
23.5
Abrir
21.30
Cerrar
12.12
23.50
11.36
Abrir
10.34
14.67
8.94
Cerrar
12.12
23.58
17.98
Abrir
10.34
17.41
14.16
Cerrar
18.10
40.16
37.18
Abrir
16.15
32.64
26.50
Cerrar
26.00
34.00
Abrir
22.50
34.00
Cerrar
22.32
21.02
Abrir
19.00
Cerrar
22.32
37.26
28.70
Abrir
19.00
25.61
19.93
Cerrar
40.75
Abrir
35.42
Cerrar
35.60
48.16
64.00
Abrir
29.00
37.61
44.00
Cerrar
50.00
118.50
Abrir
45.10
99.50
Cerrar
39.70
Abrir
24.10
Cerrar
39.70
22.59
31.05
Abrir
24.10
16.92
18.93
7.20
15.80
Nota: La válvula vle v d c a ilz o u rh m n t hidráulica utiliza un volumen de fluido de + 0.5 gal, para accionar, cerrar o abrir
Conexiones Superficiales de Control
10
Unidad para operar preventores
1.4. Requerimientos de presión y precarga de los acumuladores. Los acumuladores no deben operar normalmente a más de 3,000 Ib/pg2, su presión de precarga debe ser de 1,000 a 1 ,100 Ib/pg2 y usar únicamente nitrógeno (N2). Estos se encuentran provistos de una válvula de seguridad que abre a las 3,500 Ib/pg2, cuándo se requiera operar entre 3,000 y 5,000 Ib/pg2, que es la máxima presión de operación del sistema, deben cerrarse las válvulas aisladoras de los acumuladores.
11
Conexiones Superficiales de Control
Unidad para operar preventores
Tabla 2. Volumen de fluidos requeridos para operar preventores de arietes Cameron tipo "U” Tamao Presin e d Tamaño Presión de
ÿñ
ÿó
Galones para cerrar
Galones para abrir
3,000
1.2
1.2
7 1/6
5,000
1.2
1.2
7 1/6
10,000
1.2
1.2
7 1/6
15,000
1.2
1.2
11
3,000
3.3
3.2
11
5,000
3.3
3.2
11
10,000
3.3
3.2
11
15,000
5.5
5.4
13 5/8
3,000
5.5
5.2
13 5/8
5,000
5.5
5.2
13 5/8
10,000
5.5
5.2
13 5/8
15,000
11.6
11.4
16 3/4
3,000
10.2
9.4
16 3/4
5,000
10.2
9.4
16 3/4
10,000
12
11.2
18 3/4
10,000
24
23
20 3/4
3,000
8.1
7.2
21 1/4
2,000
8.1
7.2
21 1/4
5,000
30.9
28.1
21 1/4
10,000
26.5
24.1
26 3/4
3,000
10.5
9.8
11*
3,000
7.6
7.4
11*
5,000
7.6
7.4
11*
10,000
7.6
7.4
11*
15,000
9
8.9
13 5/8*
3,000
10.9
10.5
13 5/8*
5,000
10.9
10.5
13 5/8*
10,000
10.9
10.5
13 5/8*
15,000
16.2
16
16 3/4*
3,000
19.0
18.1
16 3/4*
5,000
19.0
18.1
16 3/4*
10,000
19.1
18.2
20 3/4*
3,000
14.9
14.3
18 3/4*
10,000
24.7
22.3
18 3/4*
15,000
34.7
32.3
nominal pg
trabajo lb/pg2
7 1/6*
* Para arietes de corte
Conexiones Superficiales de Control
12
Unidad para operar preventores
1.5. Fuentes de energía, requerimientos de las bombas Capacidad de las bombas. Cada unidad de cierre deberá contar con el suficiente número y tamaño de bombas que cumplan satisfactoriamente con las operaciones descritas en éste párrafo. Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deberán ser capaces de cerrar el preventor anular sobre la tubería en uso, abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y mantener una presión mínima de 14 kg/cm2 (200Ib/pg2) por arriba de la presión de precarga de N2 en un tiempo de dos minutos. Presión en las bombas. Cada unidad de cierre deberá estar equipada con bombas que proporcionen una presión de descarga equivalente a la presión de operación y máxima de trabajo. El sistema de la unidad de cierre está formado por una combinación de bombas de aire y eléctricas. Básicamente cada bomba opera a bajo volumen de fluido y alta presión, accionándose por medio de una fuente neumática y la otra por medio de energía eléctrica. Normalmente en cada sistema lo constituyen dos bombas hidroneumáticas y una bomba triplex eléctrica. Potencia de bomba. La combinación de las bombas deberá tener capacidad para cargar el banco de acumuladores en un tiempo máximo de 15 minutos o menos a partir de su presión de precarga a la presión máxima de operación. Las bombas son instaladas de tal manera que cuándo la presión en los acumuladores baje al 90% de la presión de operación, se active un interruptor electromagnético y arranquen automáticamente para restablecer la presión Todo el tiempo estará disponible una fuente de potencia para que las bombas accionen automáticamente en todo el sistema de la unidad de cierre, cuando disminuyan al 90% de su presión de operación. El sistema de la unidad de cierre debe contar de dos fuentes de energía dependientes del equipo de perforación y de una fuente independiente que deberá considerarse como último recurso para cerrar los preventores. Cada fuente deberá ser autosuficiente para operar las bombas a una velocidad tal que permita cumplir satisfactoriamente con los requerimientos establecidos. Sistema de potencia. El sistema dual de potencia recomendado es un sistema de aire más un sistema eléctrico. Las recomendaciones mínimas para un sistema dual aire y otra fuente de potencia dual son: Un sistema dual neumático-eléctrico puede consistir del sistema de aire del equipo más el generador del equipo. Un sistema dual neumático puede consistir del sistema de aire del equipo más un tanque de almacenamiento de aire que esté separado por medio de válvulas de contra flujo (check) de los compresores de aire y del tanque de almacenamiento general de aire del equipo. Los valores mínimos aceptables para éste tanque aislado serán el volumen y la presión, cuyos valores permitirán utilizar solamente este aire para que operen las bombas a una velocidad para que cumplan con las funciones requeridas. Un sistema dual eléctrico puede consistir del sistema normal de energía eléctrica del equipo más un
13
Conexiones Superficiales de Control
Unidad para operar preventores generador independiente. Un sistema dual aire-nitrógeno puede consistir del sistema de aire del equipo más un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión (energía adicional). Un sistema dual eléctrico-nitrógeno puede consistir del sistema de corriente eléctrica del equipo más un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión. En las divisiones Norte, Sur y Marina, la UPMP tiene equipos y plataformas marinas que cuentan cada uno con sistemas de unidades de cierre marcas Koomey (la mayoría) y Cameron. Por lo que a continuación se presenta una figura del primer sistema, indicando el nombre de cada accesorio y la función correspondiente. Además como un respaldo en apoyo al cierre de preventores. Cada instalación terrestre o costa afuera, deberá contar con un sistema de energía adicional con nitrógeno; incorporado al sistema de control de cierre. El procedimiento de operación se describe en otro módulo del manual.
Figura 1. Sistema unidad de cierre Koomey
Conexiones Superficiales de Control
14
Unidad para operar preventores Descripción de partes sistema Koomey con energía adicional N2 Partes
Características
1. Acumuladores.
Su presión de trabajo es de 3,000 lb/pg2 y la presión de precarga con nitrógeno de 1,000 a 1,100 lb/pg2 se tiene que verificar la presión de precarga en cada botella cada 30 días, las botellas deben contener solamente nitrógeno, ya que el aire y otros gases pueden causar fuego o explosión.
2. Válvulas aisladoras del banco acumulador.
Normalmente deben estar abiertas y cerradas cuando desee aplicar una presión mayor de 3,000 lb/pg2 o cuándo realice pruebas de efectividad de tiempo de respuesta del sistema.
3. Válvula de seguridad del banco acumulador. 4. Filtro de la línea suministro de aire.
Debe limpiarlo cada 30 días
5. Lubricador de aire.
Debe usar lubricante SAE-10 o equivalente y ajustarlo para que provea seis gotas de aceite por minuto, además de revisarlo semanalmente.
6. Manómetro indicador de la presión de la línea de suministro del aire.
Rango de presión de 0-300 lb/pg2
7. Interruptor de presión automática hidroneumático.
Normalmente está regulado para cortar a 2,900 lb/pg2 en unidades que cuentan con bombas de aire y bomba eléctrica. Cuándo la presión en el sistema desciende a 2,700 lb/pg2 automáticamente permite que el aire fluya y arranque la bomba. Para incrementar la presión de corte, gire la tuerca que ajusta el resorte de izquierda a derecha y de derecha a izquierda para disminuirla
8. Válvula para aislar el interruptor hidroneumático
Normalmente ésta válvula debe encontrarse cerrada. Cuándo se requieran presiones mayores de 3,000 lb/pg2, primero cierre la válvula que aísla la bomba eléctrica (19) gire la válvula (25) hacia la derecha (alta presión) y finalmente abra esta válvula, lo que permitirá manejar presiones hasta de 5,500 lb/pg2.
9. Válvulas para suministrar aire a las bombas hidráulicas impulsadas por aire.
Normalmente deben estar abiertas.
10. Válvulas de cierre de succión.
Siempre permanecerán abiertas
11. Filtros de succión
La limpieza se realizará cada 30 días.
12. Bombas hidráulicas impulsadas por aire.
Este tipo de bombas operan con 125 lb/pg2 de presión de aire. Cada lb/pg2 de presión de aire produce 60 lb/pg2 de presión hidráulica.
13. Válvulas de contrapresión (check).
Su función es permitir reparar o cambiar las bombas hidroneumáticas sin perder presión en el banco acumulador
14. Motor eléctrico y arrancador
El motor eléctrico opera con tensión eléctrica de 220 a 440 voltios, 60 ciclos, tres fases; la corriente requerida depende de la potencia del motor. El arrancador acciona y para automáticamente el motor eléctrico que controla la bomba triplex o dúplex; trabaja conjuntamente con el interruptor manual de sobrecontrol para accionar o parar. El interruptor
15. Bomba triplex (o dúplex) accionada por motor eléctrico.
Cada 30 días se debe revisar el nivel (SAE-30W). Además se tiene que revisar el nivel de aceite en la coraza de la cadena (30 ó 40W), el cual debe llegar hasta el tapón de llenado.
16. Válvula de cierre de succión.
Normalmente debe estar abierta
17. Filtro de succión.
Normalmente debe estar abierta
18. Válvula de contrapresión (check).
Su función es permitir reparar el extremo hidráulico de la bomba sin perder presión en el Sistema.
15
Conexiones Superficiales de Control
Unidad para operar preventores
19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica
Debe estar abierta normalmente y sólo tiene que cerrarla cuando vaya a generar presiones mayores de 3,000 Ib/pg2 con las bombas hidroneumáticas.
20. Interruptor de presión automático hidroeléctrico.
El motor de la bomba hidroeléctrica arranca automáticamente cuando la presión en el banco acumulador desciende a 2700 Ib/pg2 y para cuando la presión llega a 3,000 Ib/pg2. Al ajustar la presión de paro del motor eléctrico, quite el protector del tomillo regulador y gírelo en sentido contrario a las manecillas del reloj para disminuir la presión o en el sentido de las mismas manecillas para incrementar la presión. Para ajustar la presión de arranque del motor eléctrico quite la tapa a prueba de explosión, purgue la presión del sistema a la presión de arranque deseada y mueva la
21. Manómetro indicador de la presión en el sistema acumulador.
Rango de presión de 0-6,000 Ib/pg2
22. Filtro para fluido en el sistema acumulador.
Revisarlo cada 30 días.
23. Válvula reguladora y reductora de presión
Reduce la presión del Sistema a 1,500 Ib/pg2 para operar los preventores de arietes y las válvulas con operador hidráulico. Para ajustar esta válvula, primero afloje la tuerca candado de la manija y gírela hacia la derecha para incrementar la presión y hacia la izquierda para reducirla, observando siempre el manómetro al fijar la presión en el regulador del múltiple de distribución; finalmente, apriete la tuerca
24. Manómetro indicador de presión en el múltiple de distribución de
Rango de presión de 0-10,000 lb/pg2
25. Válvula para aislar la válvula reductora de presión.
Debe estar en posición abierta, y cuando se necesiten aplicar presiones mayores de 1,500 Ib/pg2 a los preventores de arietes, gírela a la posición de cerrada, así se aísla la válvula (23).
26. Válvula reguladora y reductora de presión impulsada por aire.
Regula la presión para el preventor anular. La presión puede variar dependiendo del diámetro del tubo contra el que cierra el preventor
27. Manómetro indicador de presión del preventor anular.
Rango de presión de 0-3,000 Ib/pg2.
28. Válvulas de cuatro vías.
Permiten cerrar o abrir los preventores y las válvulas hidráulicas
29. Válvula de purga.
Normalmente debe estar cerrada. Esta válvula debe mantenerse abierta cuando se precargan las botellas del acumulador.
30. Caja de empalme de aire.
Se usa para conectar las líneas de aire en el Sistema a las líneas de aire que vienen del tablero de control remoto.
31. Transmisión de presión neumática para la presión del preventor anular.
Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que la presión del manómetro del preventor anular en el tablero remoto sea igual a la del manómetro del Sistema. (27)
32. Transmisor de presión neumática para la presión del múltiple de fluido.
Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro de los preventores de arietes en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro del sistema. (24)
33. Transmisor de presión neumática para la presión del sistema acumulador
Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro que indica la presión del acumulador en el tablero remoto registre la misma presión que el manómetro del sistema. (21)
34. Válvula neumática reguladora de la válvula (26).
Se utiliza para regular la presión de operación del preventor anular. El giro a la izquierda disminuye presión y a la derecha la incrementa. Vigile siempre el manómetro cuando ajuste la presión. (27)
35. Selector de regulador de presión del preventor anular.
Se usa para seleccionar el tablero (unidad o control remoto) desde donde se desea controlar la válvula reguladora (26).
36. Válvula de seguridad del múltiple distribuidor de fluido.
Está regulada para que abra a 5,500 lb/pg2.
Conexiones Superficiales de Control
16
Unidad para operar preventores
1.5 Requerimientos control remoto
de
consolas
de
Todos los equipos terrestres o de plataforma de perforación costa afuera deberán estar equipados con el número suficiente de tableros de control remoto, ubicados estratégicamente, donde el perforador o el técnico puedan llegar con rapidez. Normalmente se tiene una consola en el piso de perforación y otra en un lugar accesible. En las plataformas marinas, deberá tenerse un tablero de control remoto en la oficina del superintendente y una consola adicional ubicada en el muelle que esté situado a favor de los vientos dominantes.
Figura 2. Consola de control remoto Koomey Al término de cada instalación del arreglo de preventores, según la etapa de perforación por continuar, deberán efectuarse todas las pruebas de apertura y cierre desde la misma unidad y posteriormente desde cada estación de control remoto que se encuentre en operación, para verificar el funcionamiento integral del sistema.
17
Conexiones Superficiales de Control
Requerimientos para válvulas, conexiones, líneas
2. Requerimientos para válvulas, conexiones, líneas
T
odas las válvulas, conexiones, líneas y demás accesorios de la unidad de cierre y el arreglo de preventores deberán estar construidos de acero, para una presión mayor o igual a la presión máxima de trabajo hasta de 352 kg/cm2 (5,000 Ib/pg.). En toda instalación, todas las válvulas, conexiones y demás componentes requeridos, deberán estar equipados con lo siguiente: rCada múltiple de la unidad de cierre deberá contar con válvulas de paso completo en las cuáles puedan conectarse fácilmente y por separado las líneas del fluido hidráulico. rCada unidad de cierre deberá equiparse con las suficientes válvulas de contra flujo (check) o de cierre que permitan aislar las bombas y los acumuladores del múltiple de la unidad de cierre y el regulador de presión del preventor anular del múltiple de la unidad de cierre. rLa unidad de cierre deberá contar con los manómetros necesarios y precisos que indiquen la operación, tanto flujo abajo como arriba de la válvula reguladora de presión del preventor anular. rEn cada unidad de cierre deberá tener una válvula reguladora de presión que permita controlar manualmente la presión para operar el preventor anular. rLa unidad de cierre que esté equipada con una válvula reguladora que controle la presión de operación de los preventores de arietes; deberá contar con una válvula y línea de paso que permita aplicar toda la presión del banco de acumuladores en el múltiple de la unidad. rLas válvulas de control (ram-lok) para operar el sistema deberán tener indicadores precisos de la posición, tipo y medida de los arietes instalados en el arreglo de preventores. Los letreros estarán en español e indicarán la posición de apertura o cierre. rPosición de las válvulas de control: Durante las operaciones normales de perforación del pozo; cada una de las válvulas que operen los preventores deberán estar siempre en la posición de abierto y en la posición de cerrado, (únicamente) la que opera la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. rVálvula de control del preventor ciego: Deberá estar equipada con una cubierta (protector) sobre la palanca manual para evitar que se opere accidentalmente
Conexiones Superficiales de Control
18
Pruebas de operación y funcionamiento del sistema
3. Pruebas de operación y funcionamiento del sistema 3.1. Recomendaciones 1. Revise que la presión del banco de acumuladores indique 211 kg/cm2 (3,000 Ib/pg2) la presión en el múltiple de distribución 105 kg/pg2 (1,500 Ib/pg2) y la del preventor anular de 56 a 105 kg/cm2 (800 a 1500 Ib/pg2) conforme a la presión óptima de trabajo recomendada por el fabricante de este último preventor. Consulte las tablas correspondientes en la descripción del preventor anular. 2. Verifique que el fluido del sistema esté libre de fluido de perforación o de cualquier otro fluido extraño, sedimentos, piedras o basura. 3. Revise mensualmente la precarga de cada botella aislando los bancos acumuladores para no tener que retirar del servicio ambos bancos a la vez. 4. Certifique que el personal de electromecánica proporcione el mantenimiento adecuado al sistema conforme a las recomendaciones del fabricante y en especial la lubricación de las bombas hidroneumáticas (transmisión, extremo mecánico e hidráulico), limpieza de filtros, calibración de manómetros en el sistema y controles remotos, etc. 5. Verifique diariamente el nivel de aceite hidráulico en el depósito (3/4 de su capacidad de almacenamiento, es suficiente teniendo el sistema en operación, con objeto de poder recibir fluido de los acumuladores). 6. Deben taponarse las descargas de las válvulas que estén fuera de operación con objeto de evitar que se descargue el sistema por descuido.
3.2. Prueba de efectividad de tiempo de respuesta al sistema de bomba ! El sistema debe ser capaz de cerrar cada preventor de arietes y los preventores anulares menores de 20 pg en 30 segundos como máximo y hasta 45 segundos para los de 20 pg y de mayor diámetro. ! La bomba hidroeléctrica por si misma, es decir, con los acumuladores bloqueados y las bombas hidroneumáticas paradas, debe ser capaz de abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación, cerrar el preventor anular sobre la tubería y obtener un mínimo de 1,200 Ib/pg2 de presión en un tiempo que no exceda de dos minutos. ! De igual forma, las bombas hidroneumáticas por sí mismas deben ser capaces de llevar a cabo lo indicado en el inciso anterior. ! La prueba de los acumuladores consiste en abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y cerrar el preventor anular sobre la tubería de perforación en un tiempo que no exceda de 30
19
Conexiones Superficiales de Control
Pruebas de operación y funcionamiento del sistema segundos, conservando una presión final mínima de 84 kg/cm2 (1,200 Ib/pg2) y teniendo las bombas hidroneumáticas e hidroeléctricas paradas. ! Esta prueba de efectividad de tiempo de respuesta del sistema debe llevarse a cabo antes de efectuar cada prueba a presión del sistema de control superficial.
3.3. Prueba de operación y funcionamiento del sistema de acumuladores Esta prueba debe llevarse a cabo antes de que se efectúe la prueba hidráulica del Sistema de Control Superficial. 1. Aísle las fuentes de energía hidroeléctrica e hidroneumática del Sistema y verifique que estén abiertas las válvulas de los acumuladores. 2. En caso de no tener tubería dentro del pozo introduzca una lingada de TP. 3. Abra la válvula hidráulica de la línea de estrangular, cierre el preventor anular y el preventor de arietes del diámetro de la TP correspondiente. Registre el tiempo que tarda en efectuar estas tres operaciones. El máximo tiempo requerido es de 50 segundos, debiendo conservar una presión final mínima de 1,200 Ib/pg2 (84 kg/cm2). 4. Seguidamente, recargue los acumuladores a 3,000 Ib/pg2 (211 kg/cm2) con las dos fuentes de energía y registre el tiempo empleado el cual debe ser de 5 minutos como máximo. 5. La bomba hidroeléctrica por sí misma, es decir con los acumuladores bloqueados y las bombas hidroneumáticas paradas, debe ser capaz de abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y cerrar el preventor anular sobre la tubería en un tiempo que no exceda de dos minutos, debiendo conservar una presión final mínima de 1,200 Ib/pg2 (84 kg/cm2) 6. De igual manera, las bombas hidroneumáticas, por sí mismas, deberán ser capaces de llevar a cabo lo indicado en el inciso anterior.
3.4. Cierre de preventor usando el sistema de respaldo Esta prueba se efectúa en los pozos-escuela (simulador equipo de perforación) con el propósito de demostrar a las cuadrillas la eficiencia de la fuente independiente que podrá utilizarse como último recurso, para cerrar los preventores. Los equipos terrestres y marinos que cuenten con este sistema de respaldo estarán supeditados a las instrucciones del personal técnico para accionarlo: 1. Quitar tapones laterales de 4 pg (No. 37) del tanque de almacenamiento. 2. Verificar que la válvula de purga (No. 29) esté cerrada y que ninguna válvula ram-lok (No. 28) esté parcialmente activada. 3. Aislar el banco de acumuladores (cerrar) con la válvula (No. 19) 4. Posicionar en alta la válvula de by-pass (No. 25)
Conexiones Superficiales de Control
20
Pruebas de operación y funcionamiento del sistema 5.
Colocar en posición de cerrar, la válvula ram-lok del preventor seleccionado y posicionar en abierto el ram-lok que acciona la válvula hidráulica de la línea de estrangular. 6. Abrir la válvula del cilindro de N2 (núm. 38) seleccionado, observando que tenga una presión mínima de 80 kg/cm2en el manómetro del banco (No. 39). 7. Abrir la válvula general de N2 (No. 40), verifique el cierre del preventor. Una vez accionado cierre la válvula del cilindro de gas.
3.5. Recomendaciones ! ! ! ! !
Antes de utilizar el nitrógeno: Revise que las válvulas de los cilindros y la válvula general de N2 estén cerradas. Observe el cierre del preventor y de inmediato cierre las válvulas del N2 Nunca opere las válvulas ramlok de una posición a otra (abrir a cerrar o viceversa) estando la línea represionada con N2, ya que originará un accidente. Es recomendable purgar lentamente la presión por la válvula No. 29 antes de realizar cualquier operación en el sistema de la unidad de cierre.
40
21
Conexiones Superficiales de Control
Cabezal de tubería de revestimiento
4. Cabezal de tubería de revestimiento
E
l cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación permanente del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubería de revestimiento.
Por diseño, puede ser roscable, soldable o bridado; además, se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores. Las salidas laterales del cabezal pueden utilizarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para casos de emergencia estrictamente. Cuando las líneas no estén instaladas, es recomendable disponer de una válvula y un manómetro en dichas salidas. La norma API-6A establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento: ! La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión superficial máxima que se espere manejar. ! Resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API y a la tubería en que se conecte. ! Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la tubería de revestimiento en que se conecta. ! Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TRs que se van a colocar.
Conexiones Superficiales de Control
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Cabezal de tubería de revestimiento
TORNILLOS OPRESORES BOLA COLGADORA
CABEZAL DE PRODUCCIÓN
CUÑAS DE TR CABEZAL DE TR
DOBLE SELLO CABEZAL DE TR
CUÑAS DE TR
SISTEMA DE CABEZALES
23
Conexiones Superficiales de Control
Carrete de control
5. Carrete de control
E
l carrete de control se instala para conectar las líneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de preventores. El API-RP-53 recomienda que estas líneas se conecten a un preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran ventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, así como el número de bridas que, como se mencionó, es el punto más débil del conjunto. Sin embargo, en la mayoría de los casos se prefiere usar un carrete, ya que, como están sujetos a la erosión, resulta más económico eliminar un carrete que un preventor; también se dispone de mayor espacio entre preventores, lo que facilita la introducción de la tubería a presión.
5.1. Especificaciones y recomendaciones de operación !Para rangos de presión de 2,000 y 3,000 Ib/pg2 (141 y 211 kg/cm2) las salidas laterales deben tener un diámetro interior mínimo de 2 pg y ser bridadas o de grampa. !El diámetro interior debe ser por lo menos igual al del último cabezal instalado en el pozo. !Tomando en consideración las ventajas descritas, es conveniente tener instalado un preventor de arietes en la parte inferior del carrete de control. !Para los rangos de presión de trabajo 5,000, 10,000 y 15,000 Ib/pg2 (352, 703 y 1,055 kg/cm2) las salidas deben ser de un diámetro interior mínimo de 2 pg para la línea de matar y de 3 pg para la línea de estrangular. !El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores !Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las líneas primarias de matar y estrangular, con el objeto de evitar el daño que por erosión se puede provocar a la instalación definitiva al pozo. !Estas salidas pueden ser utilizadas como líneas auxiliares (secundarias) de matar y estrangular, debiendo limitar su uso el tiempo mínimo posible cuando ocurran fallas en ellas.
Figura 4. Carrete de control Conexiones Superficiales de Control
24
Preventores de arietes
6. Preventores de arietes 6.1. Preventor de arietes anulares El preventor de arietes tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes, según se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño es considerado como el más seguro.
Fig. 5. Ejemplo de preventores sencillos de arietes marca Cameron tipo U y UM.
25
Conexiones Superficiales de Control
Preventores de arietes Otras características son: ! El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble. ! Puede instalarse en pozos terrestres o en plataformas costa afuera. ! La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes. ! Tiene un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los arietes (candados). ! Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule autoalimentable. ! Modificando los pistones de operación, al usar arietes de corte sirven para cortar tubería quedando el pozo cerrado.
Fig. 6. Preventor doble de arietes tipo U con salidas laterales
6.2. Arietes anulares Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellante diseñado para resistir la compresión y sellar eficazmente. Los tipos de arietes usados en los arreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:
Conexiones Superficiales de Control
26
Preventores de arietes
Sello superior
Empaque frontal
Cuerpo del ariete Ariete anular para preventor tipo “U
FIG. 7. Arietes para tubería Cameron
Los arietes para tubería de perforación o revestimiento están constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse independientemente.
6.2.1. Características En caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubería, para lo cual deberá regularse la presión de cierre del preventor. Cuando existe presión en el pozo, evitan la expulsión de la tubería al detenerse la junta en la parte inferior del ariete. En caso de emergencia, permiten colgar la sarta cerrando los candados del preventor.
27
Conexiones Superficiales de Control
Preventores de arietes 6.3. Arietes ajustables Los arietes ajustables son similares a los descritos anteriormente. La característica que los distingue es cerrar sobre un rango de diámetro de tubería, así como de la flecha.
Sello superior
Cuerpo del ariete
Empaque frontal
Ariete anular ajustable para preventor tipo “U”
La Tabla 3 muestra los rangos de cierre para diferentes tamaños de preventores:
Conexiones Superficiales de Control
28
Preventores de arietes
Tabla 3. Rango de cierre de arietes ajustables
ÿñ
Tamao
ÿó
(pg)
Presión Presi de trabajo (psi)
Rango de cierre de arietes variables (pg)
7 1/16
3,000; 5,000; 10,000 Y 15,000
3 1/2 - 2 3/8 - 4 - 2 7/8
11
3,000; 5,000; 10,000
5 - 2 7/8 - 5 1/2 - 3 1/2
11 13 5/8 13 5/8
15, 000 3,000, 5,000 y 10,000 15, 000
5 - 2 7/8 7 - 4 ½ - 5 - 3 1/2 7 5 - 5 - 3 1/2
16 3/4
5,000 y 10,000
7 - 3 1/2
16 3/4
10, 000
5 - 2 7/8
20 3/4
3, 000
7 5/8 - 31/2 - 5 - 2 7/8
ÿ½
ÿ½
6.4. Ventajas y desventajas de la posición que guarda el preventor ciego Tomando como base el arreglo más común para la perforación de zonas de alta presión y pozos de desarrollo, los arietes ciegos están colocados arriba del carrete de control.
6.4.1. Ventajas Está demostrado estadísticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con la tubería dentro del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la función de válvula maestra por estar conectada directamente a la boca del pozo evitando las bridas, mismas que están consideradas como las partes más débiles de un conjunto de preventores. ! Se pueden cambiar los arietes ciegos por arietes para la tubería de perforación. ! La tubería de perforación puede suspenderse del preventor inferior y cerrar totalmente el pozo. ! Cuando el pozo está cerrado con el preventor inferior, permite efectuar reparaciones y corregir fugas del conjunto de preventores; además del cambio de unidades completas. ! Cuando el preventor ciego está cerrado, se puede operar a través del carrete de control. ! Si se considera conveniente, se puede introducir tubería de perforación a presión dentro del pozo, utilizando el preventor inferior y alguno de los superiores, previo cambio de los ciegos por arietes para tubería de perforación”.
29
Conexiones Superficiales de Control
Preventores de arietes !
Lo anterior tiene la gran desventaja de deteriorar los arietes inferiores, los cuales no es posible cambiar, por lo que debe procurarse operarios sólo en caso necesario; ya que, como se indicó, deben considerarse como válvula maestra.
6.4.2. Desventajas ! Cuando el preventor ciego esté cerrado, no se tendrá ningún control si ocurre alguna fuga en el preventor inferior en el carrete de control. ! Lo que se manejó como ventaja de que los arietes ciegos se pueden cambiar por arietes para tubería de perforación, funciona ahora como desventaja, ya que en el caso extremo de querer soltar la tubería no se dispondría de una válvula maestra que cerrará totalmente el pozo. ! Cuando se esté perforando la etapa de yacimiento, se deberán utilizar arietes de corte en sustitución de los ciegos. Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetro mayor se instalarán en el preventor inferior, y los de diámetro menor en el superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipo variable. Debe observarse que si ocurre un brote cuando se esté sacando del pozo, la tubería de perforación de diámetro menor, sólo se dispondrá del preventor anular y uno de arietes. Es entonces que no será posible intercambiar arietes de ese mismo diámetro de tubería de perforación en algún otro preventor, por lo que será conveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior del preventor doble, aun cuando las desventajas señaladas anteriormente serían mayores por tener doble brida adicional. Una opción práctica, sin cambiar la posición establecida, recomienda bajar una parada de tubería del diámetro mayor para cerrar el preventor inferior y cambiar arietes al superior.
6.5. Arietes de corte Los arietes de corte están constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas. La función de estos arietes es cortar tubería y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo, cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operación normal de perforación, están instalados en bonetes modificados, aumentando el área del pitón y la carrera de operación.
Conexiones Superficiales de Control
30
Preventores de arietes
EMPAQUE LATERAL
EMPAQUE DE CUCHILLA DE CORTE
EMPAQUE LATERAL ARIETE ARMADO
Fig. 9. Arietes ciegos de corte marca Cameron
31
Conexiones Superficiales de Control
Preventores de arietes
6.6. Arietes ciegos Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubería en su interior y que por la manifestación del brote no sea posible introducirla. Se instalan en bonetes normales y modificados para arietes de corte.
Conexiones Superficiales de Control
32
Preventor esférico
7. Preventor esférico
E
ste preventor anular (también se conoce como esférico), es instalado en la parte superior de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote. El tamaño y su capacidad deberán ser iguales que los preventores de arietes. El preventor anular consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule sintético (dona), que al operarlo se deforma concéntricamente hacia su parte interior efectuando el cierre alrededor de la tubería. Al abrir la "dona" se contrae y queda en posición de abierto al mismo diámetro de paso que los otros preventores. En el preventor anular Hydrill tipo GK la presión hidráulica de cierre se ejerce sobre el pistón de operación y sube conforme asciende el elemento de hule, comprimiéndose hacia adentro hasta efectuar el sello sobre cualquier tubería o herramienta que esté dentro del preventor. Para el preventor anular Cameron tipo D y DL, la presión de cierre fuerza hacia arriba el pistón de operación y el plato impulsor desplaza el aro de hule sólido, forzando a la "dona" a cerrarse, activándose simultáneamente los insertos de acero que refuerzan al elemento de hule, girando interiormente hasta formar un anillo de soporte continúo tanto en la parte superior como en la parte inferior del elemento empacador.
Fig. 10. Preventor esférico Hydrill tipo GK
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Conexiones Superficiales de Control
Preventor esférico 7.1. Características de diseño El uso del preventor anular posee las características siguientes: ! Cierra sobre cualquier herramienta de perforación sin importar su geometría o diámetro exterior de la sarta de uso, incluyendo la flecha. ! Cierra en agujero a pleno calibre; sin embargo, no se recomienda operarlo en esas condiciones, ya que el elemento sellante sufre un daño considerable, por lo que se limita esta característica a casos críticos. ! Permite introducir o sacar tubería y herramienta con presión en el pozo. ! Permite rotar lentamente la tubería en caso de requerirse. ! Es posible cambiar el elemento sellante con tubería dentro del pozo. ! Cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas de la unidad de registros.
Conexiones Superficiales de Control
34
Preventor esférico
7.2. Recomendaciones de operación ! La frecuencia de las pruebas será similar a la del conjunto de preventores. ! El preventor anular debe probarse al 70% de su rango de presión de trabajo y siempre sobre la tubería de perforación, aplicando la presión de cierre recomendada por el fabricante en función del diámetro de la tubería. ! Para rotar lentamente la tubería con el elemento sellante cerrado, deberá ajustarse la presión de cierre, como se indica en los datos de cierre del fabricante. ! Para introducir o sacar tubería en un pozo con presión se ajustará la presión de cierre a la mínima necesaria para permitir el movimiento de la tubería hacia arriba o hacia abajo (esto en función de la presión que exista en el pozo). También se puede estar adicionando continuamente aceite a la tubería para lubricarla. Asimismo, se debe tener la precaución de disminuir la velocidad de introducción o extracción al pasar los coples de la tubería, con objeto de prolongar la vida útil del elemento sellante y permitir que se acople a los diferentes diámetros a que es expuesto, evitando así alguna fuga. ! Los preventores anulares Hydrill poseen características de que la presión contribuye al cierre del mismo.
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Conexiones Superficiales de Control
Preventor esférico
Tabla 4. Presión de cierre en lb/pg2 del preventor anular Hydrill sin presión en el pozo
ÿá
Dim Diámetro tro e a cerrar (pulgadas) 12
Hydrill MSP 29 1/2" 0.5M
Tipo GK 21 1/4" 2M
16 3/4" 5M
13 5/8" - 10M
11" 5M
11" 10M
7 1/6" - 10M
950
6 5/8 5
13 5/8" - 5M
1350
500
550
550
600
600
4 1/2
550
600
650
525
650
420
350
3 1/2
600
650
700
640
700
600
550
2 7/8
650
750
750
815
750
780
750
1100
1150
1150
1150
1150
1150
1150
Ciego
1500
Conexiones Superficiales de Control
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Empaquetadura de preventores (elastómeros)
8. Empaquetadura de preventores (elastómeros)
L
a empaquetadora o partes elásticas de los preventores deberán identificarse por el tipo de caucho, composición, proceso de fabricación empleado, grado de dureza, etcétera. Las características anteriores determinan el uso más apropiado para cada tipo. Las partes elastoméricas deben ser marcadas al moldearse para identificar el tipo de caucho, rango de dureza, número de parte y código empleado. El sistema de código de identificación está compuesta por tres partes: a). Dureza b). Código API c). Número de parte del fabricante
Ejemplo:
Esta marca designa una parte o componente que tiene un rango en la escala de la dureza de 70 -75, fabricado de epiclorohidrina y con número del fabricante de 400. Los diversos fabricantes de los productos elastoméricos recomiendan el uso más apropiado para cada tipo de empaque.
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Conexiones Superficiales de Control
Empaquetadura de preventores (elastómeros) La tabla 5 contiene los códigos empleados para la selección de los elementos sellantes.
Tabla 5. Guía para la selección del elemento sellante
Tipo de elastómero
Rango de dureza
Código
API
Aplicación típica de servicio
Epiclorohidrina
70 - 75
CO
Fluidos de perforación base agua y bajas temperaturas.
Caucho natural
67 - 75
NR
Fluido de perforación base agua, contaminación con H2S y temperaturas bajas y medias.
Neopreno
70 - 78
CR
Fluidos de perforación base aceite y agua, contaminación con H2S y temperaturas normal y altas.
Nitrilo
70 - 82
NBR
Fluidos de perforación base aceite, contaminación con H2S y temperaturas: normal y altas.
8.1. Inspección y almacenamiento Toda empaquetadura de caucho requiere ser inspeccionada antes de usarse; para ello, los fabricantes recomiendan realizar las pruebas siguientes: Doble, estire y comprima la pieza. Observe si en el área de esfuerzos existen grietas o fisuras, particularmente en las esquinas; de ser así, elimínelas y cámbiela por otra en condiciones adecuadas. Si la pieza es de tamaño muy grande, corte una tira de una área no crítica y efectúele la prueba. Ejemplo: corte una tira de caucho entre los segmentos de un elemento sellante del preventor anular, para realizar el ensayo mencionado. Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la superficie se observe polvorienta y en mal estado aparente, por lo que también deberá efectuarse la prueba anterior. Las condiciones de almacenamiento determinan la duración de los elementos de caucho. Las tablas 6 y 7 indican las condiciones que deben observarse para tal propósito.
Conexiones Superficiales de Control
38
Empaquetadura de preventores (elastómeros)
Tabla 6. Guía para el almacenamiento de empaquetaduras de caucho en general
ÿó
Calidad de almacenamiento
Condicin Condición
Buena
Temperatura
Esfuerzos
Medio ambiente
ÿí
lq s o id u Contacto con líquidos
39
Normal
ÿ°
Hasta 80 fºf
Deficiente
ÿ°
°ÿáÿ
Hasta 120 fºf
Ms d e 1 2 0 f de 120 ºf Más
ÿñ ÿñ
Compartimientos separados para cada pieza sin apilar.
Piezas apiladas en grupos pequeños, sin comprimirlas en pequeo ,s n o p rla im e c las cajas ni estantes, piezas pequeñas puestas en cajas de pequea ts a jd p e u n c poca altura.
Proteger de la luz y del contacto con el aire.
Bajo techo lejos de ventanas y equipo elc eléctrico que produzca equipo trid o a c u z q e p chispas.
A rayo de sol o con luz fuerte, cerca de motores eléctricos, máquinas de elc o ,tric q n s u a m d e soldadura con arco, etcétera. etcte . ra
Secas
Posibilidad de que se mojen con aceite, solventes, agua, ácidos, , s o id c etcétera. etcte . ra
Secas
ÿé
Piezas almacenadas comprimidas, estiradas, dobladas o plegadas, anillos en "O" colgados en clavijas.
áÿéÿ ÿé ÿé
Conexiones Superficiales de Control
ÿá
Empaquetadura de preventores (elastómeros) Tabla 7. Tiempo de conservación de empaquetadura de caucho en general de la calidad de almacenamiento Tipo de caucho
Calidad de almacenamiento Buena
ÿñ ÿñ
Normal
ÿñ íÿóÿ ÿñ íÿóÿ
Deficiente
Epiclorohidrina
6 -- 88 años ao s
4 - 6 ao años s
Distorsión Distorsin is u tc a m e o ln rp b j permanente si los artículos se almacenan bajo esfuerzo.
Neopreno
3 -- 55 años ao s
años 2 - 4 ao s
Distorsión Distorsin is u tc a m e o ln rp b j permanente si los artículos se almacenan bajo esfuerzo.
Nitrilo
2 -- 44 años ao s
Natural
2 -- 44 años ao s
ÿñ
años 1 - 3 ao s
ÿñ
En menos de una semana se puede agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites y disolventes afectan muy adversamente.
ÿñ
años 1 - 3 ao s
ÿñ
En menos de una semana se puede agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites y disolventes afectan muy adversamente.
Conexiones Superficiales de Control
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Conexiones superficiales de control
9. Conexiones superficiales de control 9.1. Consideraciones de diseño Al seleccionar las conexiones superficiales de control del pozo, se deben considerar factores tales como las presiones de la formación y en la superficie, métodos de control de pozos que serán empleados, situación ambiental del pozo, corrosividad, volúmenes, toxicidad y abrasividad de los fluidos esperados, como lo especifican las prácticas recomendadas API-RP53.
9.2. Líneas de matar La línea 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 método normal de control (a través de la flecha o directamente por la tubería) no puede ser empleado. La línea de matar conecta las bombas de Iodo del equipo, con una de las salidas laterales del carrete de control o de los preventores. La conexión de la línea de matar al arreglo de preventores, dependerá de la configuración parcial que tengan, pero debe localizarse de tal manera que se pueda bombear fluido debajo de un preventor de arietes, que posiblemente sea el que se cierre. Sólo en caso de extrema urgencia, la línea de matar podrá conectarse a las salidas laterales del cabezal o carrete de TR o debajo de un preventor de arietes para tubería que se encuentre más abajo en el arreglo. 2 2 Para rangos de presión de trabajo mayores de 5000 Ib/pg (352 kg/cm ), se instalará una línea de matar remota (a una distancia considerable) para permitir el uso de una bomba de alta presión, si las bombas del equipo se vuelven inaccesibles o inoperantes.
Fig.11 Línea de matar para 2,000 y 3,000 lb/pg2 presión de trabajo
41
Conexiones Superficiales de Control
Conexiones superficiales de control El sitio deberá seleccionarse para máxima seguridad y con suficiente acceso. Normalmente esta línea se encuentra unida a la línea de matar, cerca del arreglo de preventores, y se extiende hasta un sitio adecuado donde pueda instalarse un patín con la bomba auxiliar
Fig.12 Línea de matar para 5, 10 y 15 kpsi
9.2.1. Especificaciones y recomendaciones de operación Para la línea de matar son aplicables las especificaciones referidas en la línea y múltiple de estrangulación, las más sobresalientes son las siguientes: ! Todas las líneas, válvulas, conexiones, válvulas de contrapresión, etc., deben ser de un rango de presión de trabajo similar al que tiene el conjunto de preventores como mínimo. ! El diámetro mínimo recomendado es de 2 pg y se deben evitar componentes con diámetro interior reducido. ! Debe tener doble válvula conectada a la salida lateral del conjunto de preventores. ! Todos los componentes de la línea deben protegerse contra el congelamiento o las altas presiones. ! Únicamente se deben utilizar conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de las roscables en todos los componentes cuando el rango de presión sea mayor de 3000 Ib/pg2 (211 kg/cm2). ! Todas las partes integrantes de la línea de matar deben cumplir las especificaciones API, especialmente en lo que se refiere a la presión de trabajo, resistencia a la temperatura y corrosión. ! La línea deberá probarse con la misma frecuencia y a la misma presión del conjunto de preventores; así mismo, en lo que se refiere a la inspección y operación. ! No debe utilizarse como línea de llenado, ya que el uso excesivo provoca desgaste de los componentes que limitarían su empleo en caso de emergencia. ! Deberá estar provista de por lo menos una válvula de contrapresión (check), con el fin de evitar que el pozo quede desprotegido si al estar bombeando por la línea ocurre una fuga.
Conexiones Superficiales de Control
42
Conexiones superficiales de control 9.3. Múltiples y líneas de estrangular El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y tees de flujo, estranguladores y líneas. Se diseñan para controlar el flujo de Iodo y los fluidos invasores durante el proceso de control de un pozo. En un sistema de control superficial está conectado al arreglo de preventores a través de líneas metálicas que proporcionan alternativas a la dirección del flujo o permiten que éste (por medio de las válvulas) sea confinado totalmente.
9.3.1. Consideraciones de diseño La estandarización y aceptación de los múltiples de estrangulación están reglamentados por la Norma API 16C y por las prácticas recomendadas API RP-53. El diseño del múltiple de estrangulación debe considerar varios factores que deberán tenerse en cuenta, siendo estos: ! Primero se debe establecer la presión de trabajo que al igual que el arreglo de preventores, estará en función de la presión máxima superficial que se espera manejar, así como de las presiones anticipadas de la formación. ! El o los métodos de control del pozo a usar para incluir el equipo necesario. ! El entorno ecológico que rodea al pozo. ! La composición, abrasividad y toxicidad de los fluidos congénitos y el volumen por manejar.
Fig. 13. Múltiple de estrangulación típico para rangos de presión de trabajo de 2,000 y 3,000 lb/pg2
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Conexiones Superficiales de Control
Conexiones superficiales de control
Fig. 14. Múltiple de estrangulación típico para rango de presión de trabajo de 5,000 lb/pg2
Conexiones Superficiales de Control
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Conexiones superficiales de control 9.4. Recomendaciones de operación ! La línea y el múltiple de estrangulación deberán probarse a la misma presión y con la misma frecuencia que el conjunto de preventores. ! Todas las válvulas, conexiones y líneas deben cumplir el API RP-53, en relación con su presión de trabajo, temperatura y corrosividad. ! Para rangos de presión de trabajo superiores a 3,000 Ib/pg2 deberán emplearse únicamente conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de las roscables. ! La línea de estrangulación se debe equipar con doble válvula, una de las cuáles será hidráulica 2 2 cuando la presión de trabajo se eleve a 5,000 Ib/pg (352 kg/cm ). ! La línea será lo más recta posible y estará suficientemente anclada para evitar vibraciones. ! El diámetro mínimo de las líneas de descarga de los estranguladores debe ser de 2 pg. ! En lugares donde la temperatura baja a 0 °C deben tomarse las consideraciones necesarias para evitar el obturamiento por congelamiento. ! Debe disponerse de manómetros que registren la presión en las tuberías de perforación y de revestimiento, en el lugar donde se esté llevando el mando de las operaciones de control. ! No debe tener restricciones en el diámetro interior, con el objeto de evitar altas caídas de presión y desgaste por abrasividad. ! Debe haber más de una línea de descarga del estrangulador, con el objeto de no suspender la operación por obturamiento, erosión, fugas, etc. ! Debe haber una línea de desfogue que no pase a través de los estranguladores ajustables y tenga un diámetro menor al de la línea de estrangulación. ! El múltiple debe instalarse en un sitio accesible y fuera de la subestructura del equipo. También permite desfogar altos gastos de fluidos del pozo, evitando represiones en la tubería de revestimiento a pozo cerrado. ! Debe instalarse doble válvula antes de cada estrangulador ajustable (para rangos de presión de trabajo superiores a 3000 Ib/pg2). ! Como mínimo, debe estar instalado permanentemente un estrangulador hidráulico operando a control remoto y dos estranguladores ajustables manuales en localizaciones lacustres, terrestres y marinas. ! En todos los equipos debe instalarse un estrangulador ajustable hidráulico adicional y consola de control remoto Algunas ocasiones, aunque no se muestran en las figuras de los múltiples de estrangulación típicos, se instalan cámaras de amortiguación después del conjunto de estranguladores (como es el caso de las torres de perforación de la Región Marina), con el propósito de conectar líneas de descarga. Al utilizarlos, deberá preverse poder aislarlos en caso de un mal funcionamiento, para no interrumpir el control del flujo. La línea y el múltiple de estrangulación deben estar controlados exclusivamente por la válvula hidráulica y estar dispuestos para que se desfogue por uno de los estranguladores hacia la presa o el separador gas-Iodo.
45
Conexiones Superficiales de Control
Conexiones superficiales de control En caso de no disponer de válvula hidráulica en la línea de estrangulación, el control del múltiple se hará con una sola válvula, preferentemente del múltiple de estrangulación, ya que, aunque está retirado, es más fácil y menos riesgoso el acceso. Deben efectuarse inspecciones físicas a la línea y al múltiple, con el objeto de verificar que estén correctamente ancladas tanto la línea que conecta el múltiple como todas las líneas de descarga, así como de algunos otros daños físicos que se pudieran presentar.
Fig. 19. Múltiple de estrangulación terrestre de 5, 10 y 15 m
Fig. 18. Múltiple de estrangulación de 5,000 psi utilizado en plataforma costa afuera Conexiones Superficiales de Control
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Estranguladores ajustables
10. Estranguladores ajustables
L
os estranguladores ajustables son accesorios diseñados para restringir el paso de los fluidos en las operaciones de control, generando con esto contrapresión en la tubería de revestimiento, con el fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita la correcta aplicación de los métodos de control. Se usan las marcas Cameron, Willis, Swaco, etc.
10.1. Instrucciones para su uso La norma API-16C recomienda que se debe disponer de dos estranguladores ajustables manuales y uno hidráulico en pozos terrestres. En los pozos marinos se recomienda utilizar un estrangulador hidráulico adicional. Los métodos vigentes de control de pozos se basan en mantener una presión de fondo constante que equilibre la presión de formación, y están en función de las variables siguientes: ! Gasto y presión de bombeo ! Columna hidrostática en el espacio anular ! Contra presión ejercida en el sistema Por lo que para cumplir con la condición de equilibrio de presión se recurre a las variables señaladas siendo la más sencilla y práctica la contrapresión ejercida, la cual se controla con el estrangulador ajustable. Es decir, que en vez de variar el gasto, la presión de bombeo o la densidad del fluido de perforación, resulta más fácil estar variando el diámetro del estrangulador para mantener la presión de fondo constante durante la operación de control.
FIG. 16. Estranguladores ajustables
47
Conexiones Superficiales de Control
Estranguladores ajustables Estos tipos de estranguladores son usados frecuentemente en las operaciones de control.
10.2. Estrangulador hidráulico Su diseño consta de entrada y salida bridadas. En función a su rango de trabajo, es instalado en el múltiple de estrangulación y se opera por medio de una consola de control remoto. Algunas ventajas adicionales en comparación con un estrangulador ajustable manual son: ! Su velocidad para abrirlo o cerrarlo y las opciones del diámetro de su orificio. ! Cuando se obstruye por pedacerías de hule, formación, fierro, etc., se facilita su apertura hasta el diámetro máximo rápidamente, puede cerrarse posteriormente sin suspender la operación del control.
FIG. 17. Estranguladores hidráulicos variables
Conexiones Superficiales de Control
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Estranguladores ajustables 10.3. Consolas de control remoto Son unidades auxiliares cuya función es accionar el estrangulador hidráulico por medio de una palanca que regula el cierre y apertura del mismo, siendo registrada en la carátula que muestra la posición del estrangulador. Cuenta además con manómetros que señalan las presiones en TP y TR así como un contador de EPM que indica la velocidad de la bomba. Las señales son enviadas por un transmisor a través de mangueras y los valores se registran en los manómetros de la consola. Se tienen las marcas Swaco, Cameron, Willis, etc; y son instaladas en el lugar donde se observe totalmente el escenario durante el control del pozo.
FIG. 18. Consola de control remoto
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Conexiones Superficiales de Control
Estranguladores ajustables 10.3.1. Mantenimiento y operación Es recomendable que la operación del estrangulador ajustable forme parte de las pruebas de operación del conjunto de preventores descrito anteriormente. Cada vez que se pruebe el estrangulador debe lavarse perfectamente y operar su apertura y cierre completo, con el fin de verificar que quede libre de obstrucciones; accionado desde la consola. Deberá verificarse continuamente la calibración de los manómetros, el contador de emboladas que señalen las lecturas correctas, que las líneas estén libres de materiales, sedimentos, etc. Nunca deberá sobrestimar la importancia de entrenar constantemente al personal en el manejo adecuado de un estrangulador ajustable ya sea manual o hidráulico. La manera de evitar confusiones es por medio de los simulacros. Las cuadrillas deberán operar el estrangulador ajustable y la consola de control remoto, durante los procedimientos de simulacros y pruebas. Cuándo menos una vez cada siete días.
Conexiones Superficiales de Control
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Bridas y anillos
11. Bridas y anillos
L
as conexiones más usuales en el sistema de control superficial, son las bridas con juntas de anillo metálico.
Existen básicamente dos tipos: El tipo 6B que corresponde al rango de presión de trabajo de 2,000; 3,000 Y 5,000 Ib/pg2. El tipo 6BX el cual es para rangos de 10, 000 y 15, 000 Ib/pg2 Y hasta 20, 000 Ib/pg2 de presión de trabajo. Este tipo de bridas se incluyen para 5000 Ib/pg2 cuando se trate de tamaños de 135/8 Y 16 y pg. De acuerdo a la Norma API 6A las bridas tipo 68 poseen asientos ranurados de fondo plano de forma octagonal y ovalada (siendo esta última forma obsoleta). Las bridas 6B pueden usar anillos tipo R o RX.
Los anillos tipo R son de forma ovalada y octagonal, pero el anillo ovalado tiene la limitante de usarse solo en la ranura de la brida de igual forma.
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Conexiones Superficiales de Control
Bridas y anillos
La brida tipo 6BX usa únicamente anillo BX. Los anillos BX y RX no son intercambiables, pero ambos proveen un sello de presión energizada. La característica principal de los anillos con sellos energizados, es evitar que el peso del conjunto de preventores y las vibraciones deformen los mismos anillos y aflojen los birlos de las bridas. Esto ocasionaría el aflojamiento de los tomillos del conjunto de preventores, los cuales tendrían que apretarse periódicamente; además no deben instalarse anillos que se hayan usado con anterioridad. No debe usarse caucho, teflón u otro material elástico para recubrir los anillos. La tabla 8 contiene los tipos de anillos y bridas, usados en los conjuntos de preventores.
Conexiones Superficiales de Control
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Bridas y anillos
Tabla 8. Bridas y anillos en el conjunto de preventores
lb/pg
Tamaño nominal pg
500 (0.5 M) 2 000 (2 M)
Presión de trabajo 2
3 000 (3 M)
5 000 (5 M)
10 000 (10 M)
15 000 (15 M)
20 000 (20 M)
53
Tipo de anillo RX
BX
29 ½
95
-
16 3/4 21 1/4
65 73
-
26 3/4
-
167
7 1/6
45
-
9
49
-
11
53
-
13 5/8
57
-
20 3/4
74
-
26 3/4
-
168
7 1/6
46
-
11
54
-
13 5/8
-
160
16 3/4
-
162*
18 3/4
-
163
21 1/4
-
165
7 1/6
-
156
9
-
157
11
-
158
13 5/8
-
159
16 3/4
-
162
18 3/4
-
164
21 1/4
-
166
7 1/6
-
156
9
-
157
11
-
158
13 5/8
-
159
7 1/6
-
156
Conexiones Superficiales de Control
Birlos, espárragos y tuercas
12. Birlos, espárragos y tuercas
L
os birlos, espárragos y tuercas usados en conexiones tipo brida 6B y 6BX, deben cumplir con las especificaciones siguientes:
La calidad y resistencia de los materiales de los birlas o espárragos no deberán ser menores a las establecidas para el grado B-7; especificación ASTM A-193, relativa a los materiales de aleación de acero para servicios de alta temperatura (o comparables a las establecidas por el grado BC, especificación ASTM A-354, aplicables para aleación de acero templado). La calidad y resistencia de los materiales de las tuercas, no deben ser menores que las requeridas en las especificaciones ASTM A-194, referente al carbono y aleación de acero para servicios de alta temperatura y presión, esta especificación establece el grado 1 para bridas 6B y grado 2H para bridas 6BX. Asimismo, la norma NACE MR-O1-75 establece los requerimientos para la resistencia del ácido sulfhídrico, esfuerzo de ruptura, composición química, tratamiento térmico y dureza del acero para birlos, espárragos y tuercas. La tabla 9 contiene la altura de aristas de birlos o espárragos de acuerdo a su diámetro para bridas 6B y 6BX, la altura de cada arista no debe exceder los valores proporcionados de la tabla.
Tabla 9. Altura de arista de birlos o espárragos Diámetro del birlo o espárrago en pg
Máxima altura de las aristas en pg
1/2 A 7/8
1/8
Más de 7/8 a 1 1/8
3/16
Más de 1 1/8 a 1 5/8
1/4
Más de 1 5/8 a 1 7/8
5/16
Más de 1 7/8 a 2 1/4
3/8
Conexiones Superficiales de Control
54
Birlos, espárragos y tuercas La Tabla 10 presenta el torque recomendado para birlos o espárragos usados en bridas 6BX.
Tabla 10. Especificaciones apriete debirlos Diá metro del birlo enpg
Torque en pie/lb
3/4 - 10 UNC
200
7/8 - 9 UNC
325
1 - 8 UNC
475
1 1/8 - 8 UN
600
1 3/8 - 8 UN
1200
1 1/2 - 8 UN
1400
1 5/8 - 8 UN
1700
1 3/4 - 8 UN
2040
1 7/8 - 8 UN
3220
2 - 8 UN
3850
FIG. 22. Apriete en conexiones bridadas
55
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Birlos, espárragos y tuercas TABLA 11. Tornillería requerida para bridas 6b y 6bx
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Birlos, espárragos y tuercas
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Válvulas de control y preventor interior
13. Válvulas de control y preventor interior
L
as normas API y reglamentos internacionales establecen que los equipos de perforación deben estar dotados de las siguientes válvulas:
13.1. Válvulas de las flechas Válvula macho superior. Se instalará entre el extremo superior de ésta y la unión giratoria. Debe ser de una presión de trabajo igual a la del conjunto de preventores. Válvula inferior de la flecha. Se instalará entre el extremo inferior de la flecha y el sustituto de enlace, debe ser de igual presión de trabajo que la superior y pasar libremente a través de los preventores.
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Válvulas de control y preventor interior
Las llaves que operan las válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y accesible para la cuadrilla en el piso de perforación.
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Válvulas de control y preventor interior 13.2. Válvulas en el piso de perforación Se debe disponer de una válvula de seguridad en posición abierta en cada tipo y medida de rosca que se tenga en la sarta de perforación, de una presión de trabajo similar a la del conjunto de preventores instalado. Estas válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y de fácil acceso para la cuadrilla en el piso de perforación. Para el caso de los lastrabarrenas se pueden utilizar combinaciones en la parte inferior de las válvulas. Se debe tener cuidado de no utilizar tapones de levante u otros accesorios en la parte superior de la válvula, ya que restringe el paso del fluido, dificultando ampliamente su instalación cuando se tiene flujo por la tubería de perforación. Es aconsejable en tal caso y para facilitar su instalación, colocarle una abrazadera atornillada provista de dos manijas, misma que debe retirarse inmediatamente después de su instalación, con objeto de quedar en condiciones de introducirse al pozo. Por otro lado, respecto a las válvulas de seguridad que debe haber en el piso de perforación, cuando se introduzca tubería de revestimiento, la norma establece que debe haber una válvula disponible con la conexión o conexiones apropiadas de la rosca que tenga la tubería. Es conveniente señalar que el cumplimiento de esta norma debe ser más estricto cuando se introducen tuberías de revestimiento de diámetro pequeño (7 ó 5 pg) en zonas productoras.
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Válvulas de control y preventor interior
13.3. Preventor interior Los reglamentos citados, también establecen que se debe disponer de un preventor interior (válvula de contrapresión) para tubería de perforación por cada tipo de rosca que se tenga en la sarta y del mismo rango de presión de trabajo del conjunto de preventores. Para este caso, será suficiente con una válvula de este tipo por cada rosca de la tubería de perforación en uso, siempre y cuando todas las válvulas de seguridad tengan en la parte superior, una conexión similar a la de la tubería; ya que al presentarse un brote pueda instalarse en la tubería de perforación, ya sea la válvula de seguridad o el preventor interior. Sin embargo debe comprenderse que si existe flujo a través de la tubería, seria muy difícil instalar el preventor interior por la restricción que ésta herramienta presenta en su diámetro interno. Al presentarse un brote con la tubería muy superficial, es posible introducir con presión más tubería a través del preventor anular.
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Válvulas de control y preventor interior
A continuación se enuncian las ventajas más sobresalientes cuando se dispone el preventor interior:
13.3.1. Ventajas Si al estar llevando a cabo las operaciones de control con unidad de alta presión y se suscitara una fuga superficial o ruptura de la línea y no se dispusiera de este preventor, el pozo podría quedar a la deriva, ya que sería muy riesgoso que una persona se acercara a la tubería y cerrara la válvula de seguridad.
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Válvulas de control y preventor interior
Fig. 24. preventor interior de dardo
Fig. 25. preventor de caída o anclaje
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Válvulas de control y preventor interior El preventor interior o válvula de contrapresión de caída o anclaje, básicamente está constituido por la válvula de retención y sustituto de fijación, el cual se puede instalar en el extremo inferior o superior de la herramienta (aparejo de fondo). La válvula de retención se lanza por el interior de la tubería de perforación y se hace descender bombeando el fluido de perforación. Hasta llegar al dispositivo de fijación instalado; la válvula ancla y empaca cuando se ejerce la presión del pozo, evitando flujo de fluido por el interior de la tubería de perforación. Otro tipo de preventores interiores son los conocidos como válvulas de contrapresión tipo charnela y pistón; su utilización es recomendable en la sarta de perforación porque permite el manejo de obturantes e inclusive la colocación de tapones. Las figuras 26 y 27 muestran los dos tipos de válvula.
Fig. Válvulas de contrapresión tipo charnela
Fig Válvulas de contrapresión tipo pistón Conexiones Superficiales de Control
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Válvulas de control y preventor interior 13.4. Válvulas de compuerta Las válvulas de compuerta son parte esencial del equipo de control superficial y se localizan en los múltiples del tubo vertical y de estrangulación; en las líneas de matar y estrangular principalmente. También se localizan en los diferentes cabezales de tuberías de revestimiento conforme avance la perforación del pozo. En el mercado existen diferentes tipos de válvulas de compuerta y su selección estará en función de diferentes factores, como se menciona en las prácticas recomendadas por el API RP-53.
13.4.1. Consideraciones de diseño Deben considerarse factores tales como: presiones anticipadas de la formación y en la superficie, método de control a usarse, situación ambiental del pozo; corrosividad, volumen, toxicidad y abrasividad de los fluidos. Principales tipos de válvulas de compuerta: a). De sellos flotantes. b). De equilibrio de presiones. c). De acuñamiento. A continuación se presentan los tipos de válvulas que, en lo referente a su operación, se recomienda que el personal designado para operarlas esté seguro de lo siguiente: ! Identificación. ! Instalación. ! Operación de la válvula. ! Situación de apertura o de cierre. ! Efectividad de retención a la presión. ! Número de vueltas para abrir o cerrar la válvula. ! Mantenimiento, principalmente.
13.5. Válvula Flex SeaL “S”
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Válvulas de control y preventor interior
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Conjunto de preventores de superficie
14. Conjunto de preventores de superficie
D
urante las operaciones de perforación, si llegara a manifestarse un brote, el sistema de control superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el pozo y para circular el fluido invasor fuera de él. El control de un pozo lo constituye generalmente, en la superficie, los sistemas independientes, que son el de circulación y el de preventores de reventones. Un conjunto de preventores deberá tener un arreglo que permita: A). Cerrar la parte superior del pozo alrededor de la tubería de perforación o de los lastrabarrenas y, en su caso, bajo condiciones de presión, meter la tubería hasta el fondo del pozo. B). Descargar en forma controlada el gas, Iodo cortado con gas o agua salada. C). Bombear fluidos al interior del pozo y circular el brote a la superficie. D). Colgar la tubería de perforación y, si es necesario, cortarla. E). Conectarse al pozo nuevamente, después de un periodo de abandono temporal. F). Una redundancia en equipo para el caso de que algún componente falle, pueda inmediatamente operarse otro. Las personas claves en un equipo de perforación terrestre o plataforma de perforación costa afuera son el técnico y el perforador. Si ellos se mantienen alertas y están adiestrados en el funcionamiento y operación de los componentes superficiales, así como de los indicadores de la presencia de un brote, no dudarán en aplicar los procedimientos para tener el pozo bajo control. El arreglo de preventores de superficie lo forman varios componentes. Algunos de estos son los preventores anulares (esféricos), los preventores de arietes en sus diversas formas, los carretes de control, y demás componentes, los cuales se describen a continuación.
14.1. Arreglos del conjunto de preventores El criterio para seleccionar el arreglo del conjunto de preventores debe considerar la magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida. Cuando los riesgos son pequeños y conocidos, tales como presiones de formación normales, areas desérticas o montañosas, alejadas de los grandes centros de población, un arreglo de preventores sencillo y de bajo costo puede ser suficiente para la seguridad de la instalación. El riesgo es mayor cuando se tienen: · Presiones de formación anormales. · Yacimientos de alta productividad o presión. · Áreas densamente pobladas. · Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y plataformas marinas. El arreglo requerido debe ser más completo y en consecuencia de mayor costo. La clasificación típica del API para conjuntos de preventores se basa en el rango de presión de trabajo.
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Sistema desviador de flujo Los arreglos que el API RP-53 (3ra. Edición, marzo, 1997) recomienda son los adecuados para operar con 2 2 2,000, 3,000, 5,000, 10,000 Y 15,000 Ib/pg (141; 211; 352; 703 Y 1055 kg/cm de presión de trabajo y el código API empleado en la designación de los diferentes arreglos de preventores es el siguiente: G Cabeza rotaria A Preventor anular R Preventor de arietes para tubería de perforación, ciegos, variables o de corte. Rd Preventor doble de arietes para tubería de perforación, ciegos, variables o de corte. Rt Preventor triple con tres juegos de arietes, instalado al criterio del operador S Carrete de control con salidas laterales para líneas de matar y estrangular K 1000 Ib/pg2 (70 kg/cm2) de presión de trabajo. Para referirse a un conjunto de preventores, se identifica de acuerdo a la clasificación en orden ascendente de la manera siguiente: 5K -13 5/8 - RSRRA. 2 Se refiere a un conjunto de preventores de 13 5/8 pg de una presión de trabajo de 5000 Ib/pg (352 kg/cm2) con un preventor de arietes en la parte inferior, un carrete de control, dos preventores de arietes y un preventor anular en la parte superior. Esta nomenclatura puede variar en la ubicación del preventor ciego de corte y los preventores de arietes con diámetro variable; de acuerdo a la etapa de perforación.
14.2. Candado de preventores Como norma, todos los preventores de arietes deben tener extensión y maneral para asegurar mecánicamente su cierre efectivo. Es adecuado disponer de candados operados hidráulicamente, como es el caso de los preventores submarinos, y operar ambos tipos de candados cada vez que se realicen las pruebas de operación del conjunto de preventores.
15. Sistema desviador de flujo
E
l sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, ya que proporciona un determinado grado de protección antes de que se corra y cemente la tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalarán los preventores. Las prácticas recomendadas API RP-53 establecen los criterios para seleccionar, instalar y operar el equipo de sistemas desviador de flujo (diverters). Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubería de perforación o de revestimiento, lastrabarrenas, y no está diseñado para hacer un cierre completo del pozo o parar el flujo, sino más bien desviarlo abriendo simultáneamente las válvulas de las líneas de desfogue (ventea), derivando el flujo de
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Sistema desviador de flujo formaciones someras hacia sitios alejados del equipo de perforación y del personal, evitando así el fracturamiento de las formaciones, con el consecuente riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la tubería conductora, poniendo en peligro a la cuadrilla y a las instalaciones de perforación.
FIG. 34. Desviador de flujo con líneas de desfogue Cuando se inicia la perforación de un pozo terrestre, se introduce y cementa una TR conductora a poca profundidad. En el caso de pozos en plataformas costa afuera, por lo general se instala una TR conductora de gran diámetro por debajo del fondo (lecho) marino.
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Sistema desviador de flujo El sistema desviador de flujo se instala sobre la tubería conductora o estructural. Básicamente, consiste de un preventor anular (esférico) o cabeza giratoria con el diámetro interior suficiente que permita pasar la barrena para perforar la siguiente etapa. Debajo del desviador deberán instalarse líneas de desfogue de diámetro adecuado y de una longitud suficiente para dirigir los flujos provenientes del pozo lejos de la unidad de perforación. Las válvulas instaladas en las líneas de ventea deberán ser de paso completo y abrir automáticamente en cuanto se cierre el desviador de flujo. Todo el conjunto, después de su instalación, será probado a satisfacción para asegurarse que funcionará correctamente.
FIG. 35. Desviador de flujo en unidad flotante (barco perforador o plataforma semisumergible)
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Sistema desviador de flujo 15.1. Instrucciones de operación y recomendaciones · Verificar diariamente la operación correcta del sistema desviador de flujo, accionándolo desde · · ·
· · · ·
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los controles remotos. Revisar que las líneas de desfogue no estén obstruidas. Inspeccionar y tener la precaución de revisar periódicamente que el desviador y las válvulas no tengan gas producido por los ripios de formación, residuos u otros materiales que puedan afectar su operación. En función de la planeación y programación de la perforación del pozo, después de cementar o hincar la tubería conductora o estructural, deberá instalarse un sistema desviador de flujo consistente de un elemento de sello, líneas de venteo, válvulas de derivación y un sistema de control. La importancia del sistema es que permita manejar los grandes volúmenes de fluido que se encuentren. Las salidas del desviador deberán tener un diámetro interior mínimo de 12 pg al trabajarse en pozos desde plataformas marinas y de 10 pg al operarse en pozos terrestres (de superficie). El sistema deberá tener un control remoto en el piso de perforación y además otro en un lugar de fácil acceso y seguro para su accionamiento. Es conveniente que se tengan disponibles líneas de descarga de diámetros mayores que los convencionalmente utilizados, con la finalidad de que en situaciones críticas, sea rápidamente desfogado el pozo evitando riesgos mayores. Deberán efectuarse simulacros a intervalos apropiados con las cuadrillas de perforación, para entrenarlos y sean capaces para en reaccionar oportunamente ante situaciones que requieran operar el sistema desviador de flujo.
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Inspección física del conjunto de preventores
16. Inspección física del conjunto de preventores
A
ntes de proceder a la instalación de un conjunto de preventores o después de cada etapa de perforación, deberá verificarse en el pozo lo siguiente:
· Inspeccione visualmente el cuerpo de cada preventor, principalmente las cavidades donde se alojan los arietes, el estado que guardan las pistas y los conductos de las salidas laterales, con objeto de verificar que no estén dañados o desgastados. · Inspeccione el tipo y las condiciones que guardan cada uno de los anillos a instalar. En la tabla se detallan las especificaciones de estos anillos. · Revise que todos los birlos o espárragos y tuercas sean de la medida y tipo apropiado, que no estén dañados u oxidados, que cumplan con las especificaciones API para el rango de la presión de trabajo, temperatura y resistencia al ácido sulfhídrico (H2S) si se requiere. · En las tablas adjuntas se proporcionarán más detalles de las especificaciones de estos accesorios. · Inspeccione el buen estado del elemento sellante frontal de cada ariete, así como el del preventor anular. · Verifique la posición en la instalación de cada preventor, así como la correcta conexión de las líneas de apertura y cierre.
Las operaciones de perforación no deben iniciarse hasta que el sistema de control superficial esté debidamente instalado y probado, en lo que respecta a su operación y presión de trabajo.
16.1. Frecuencia de las pruebas con presión El sistema de control superficial deberá probarse en función de las actividades siguientes: · Al instalar o antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento. · Antes de perforar una zona de alta presión o de yacimiento. · Después de efectuarse cualquier reparación o cambio de sello en el conjunto de preventores o en alguno de sus componentes, en el que deberá probarse por lo menos la parte reparada. Las normas citadas también establecen que deberá probarse el sistema de control superficial cuando menos cada 21 días, en caso de no ocurrir ninguno de los eventos anteriores. Esto se deberá realizar con estricto apego a la norma en los casos siguientes: · Si el pozo es considerado exploratorio o por extensión (delimitador). · Cuando se trate de pozos de desarrollo, localizados en áreas o campos específicos con presiones anormales o yacimientos de alta productividad.
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Inspección física del conjunto de preventores · Los arietes ciegos o de corte deberán probarse a presión, por lo menos al instalar el conjunto de preventores y antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento. · Se debe tener la precaución de abrir la válvula en la línea de estrangulación a la línea de desfogue, antes de abrir los arietes con objeto de liberar cualquier presión existente. · Los bonetes deben probarse en cada instalación de arietes en los preventores. · El sistema para accionar el conjunto de preventores se verificará cada vez que se prueben éstos.
16.2. Requerimientos para pruebas con presión Deberá circularse agua limpia en el sistema de control superficial, con objeto de lavar y eliminar los sólidos que pudieran obturar posibles fugas, e instalar el probador adecuado para la prueba. 2 2 · Probar el sistema de control superficial a una presión de 14 a 21 kg/cm (200 a 300 Ib/pg ) con la finalidad de localizar posibles fugas en algunos de los componentes antes de aplicar la presión de prueba que dañará o deteriorará más las partes con fugas. · Los preventores de arietes se probarán a su presión de trabajo, o al equivalente máximo del 80% de la presión interna de la tubería de revestimiento de menor resistencia (menor grado) en que se encuentren instalados. Cuando se tengan pozos depresionados, es conveniente determinar la presión promedio entre las dos presiones anteriores para ser aplicada como presión de prueba, con objeto de proteger la empaquetadura de los preventores y detectar posibles fugas originadas por corrosión, abrasividad, etc. Los arietes variables deben probarse a presión, cerrándolos alrededor de cada diámetro de tubería en la sarta, de acuerdo a su rango de cierre. · El preventor anular se probará al 70% de su presión de trabajo, con objeto de tener mayor duración del elemento de sello. · Al efectuarse las pruebas de preventores, también deberán probarse todos y cada uno de los componentes del sistema de control superficial a la misma presión de prueba de los preventores de arietes. Los componentes que deben probarse son: · Válvulas superior e inferior de la flecha · Preventores interiores que se tienen en el piso de perforación · Válvulas del múltiple de estrangulación, etc. Las pruebas se efectuarán siempre en la dirección del flujo del pozo. La prueba de cada componente se tomará como satisfactoria si se mantiene la presión de prueba durante un período de cinco a quince minutos.
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Inspección física del conjunto de preventores Los resultados de las pruebas con presión, de las inspecciones físicas y de la operación del sistema de control superficial se registrarán en la bitácora del perforador. Si alguno de los componentes primordiales del sistema o de sus controles no funcionan, deben suspenderse las operaciones de perforación para reparar la falla.
16.3. Pruebas al arreglo de preventores y equipo auxiliar Todo personal que labore en los equipos de perforación debe tener los conocimientos sobre funcionalidad y operación del sistema de control superficial, de acuerdo a la categoría que desempeña. Al personal de nuevo ingreso se le orientará sobre los mismos conocimientos antes de iniciar sus labores. Se deben llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar, cada vez que se haga un viaje completo de la tubería como mínimo; pero no más de una vez por día. Estas pruebas consisten en lo siguiente: · Instalar la válvula de seguridad en la tubería de perforación y el preventor interior. · Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. · Cerrar los estranguladores ajustables manuales e hidráulicos, cerrando y abriéndolos. · Cerrar y abrir el preventor de arietes para la tubería en uso. · Por la línea que conecta el tubo vertical con la línea de matar, bombear agua por cada uno de los estranguladores ajustables, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas. En caso de tener llenas las líneas con salmuera, diesel u otro fluido para evitar el congelamiento deberá disponerse del equipo necesario para no derramar fluidos costosos. · Operar el resto de los preventores para la tubería de perforación en el diámetro adecuado. · Si se usa tubería combinada, al sacar la tubería de perforación operar los arietes correspondientes. · El preventor ciego se operará al sacar la barrena del pozo, al término de esta prueba se dejarán todas las válvulas en su posición original, se anotará en el reporte de perforación y se reanudará la operación.
16.4. Pruebas operativas al arreglo de preventores y equipo auxiliar Se deben llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar como mínimo cada 14 días, pero en los pozos exploratorios y cuando estén en la etapa de perforación de la zona productora, se efectuarán como mínimo cada siete días. Las pruebas consisten en lo siguiente: · Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. · Cerrar y abrir el preventor anular sobre la tubería en uso. · Operar los estranguladores ajustables manuales e hidráulicos cerrándolos y abriéndolos · Verificar que la consola opere correctamente y estén calibrados el contador de emboladas y los manómetros de presión. · Cerrar y abrir los preventores de arietes para la tubería en uso.
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Inspección física del conjunto de preventores · Verificar apertura y cierre de cada preventor del control maestro y de cada uno de los controles remotos. · Por la línea que conecta el tubo vertical (stand pipe) con la línea de matar, y teniendo el preventor inferior cerrado para evitar el represionamiento del pozo, bombee agua por cada uno de los estranguladores ajustables y hasta el quemador, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas. Cuando se use Iodo de emulsión inversa en el sistema debe tenerse cuidado al hacer la prueba de las líneas con agua ya que podría provocar que por descuido contaminar el fluido de perforación. o En tal caso, es conveniente hacerlo con diesel, pero sin descargar al mar para no contaminar ni desperdiciar fluidos costosos en el medio marino. · Opere el resto de los preventores para tubería de perforación en el diámetro correspondiente. · Si se usa tubería de perforación combinada, al sacar la tubería de menor diámetro opere los arietes correspondientes. El preventor ciego se operará al sacar la barrena del pozo. Al término de esta prueba se dejarán todas las válvulas en su posición original, se anotará en el reporte de perforación y se reanudará la operación.
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Probadores
17. Probadores
E
stas herramientas hacen posible la prueba de los preventores desde su parte inferior, reteniendo la presión hacia abajo del pozo, permitiendo manejar la presión de prueba en el sentido de trabajo de los preventores. Se fabrican en dos tipos:
17.1. Probador tipo colgador El cuerpo de este tipo de probador es de acero con sus dimensiones externas que corresponden a la configuración del tipo de receptáculo del cabezal. Un elemento de sello entre la superficie del cabezal y el probador proporciona la retención de la presión. Se seleccionan de acuerdo al tipo y medida del cabezal. Por diseño, tiene un bisel para sujetar al probador con los tornillos externos del cabezal. La conexión superior del probador permite su introducción y recuperación. La conexión inferior se puede enlazar al aparejo que se tenga dentro del pozo.
17.2. Probador tipo copa Consiste de un mandril al cual se maquinan sus conexiones de enlace en la parte superior e inferior. El elemento copa permite retener la presión de prueba al conjunto de preventores y manejarla hacia arriba. Se selecciona su capacidad de acuerdo al diámetro y peso de la tubería de revestimiento donde se va a asentar.
Fig. 36 probador tipo colgador
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Probadores
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Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo.
18. Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo.
E
s muy importante disponer de un paquete de refacciones en la localización terrestre o plataforma marina, sobre todo las partes que sufren mayor desgaste y son de vital importancia en el múltiple de estrangulación. Debe procurarse la estandarización de los componentes, con el fin de reducir el paquete de refacciones, el cual consistirá de lo siguiente: · Una válvula completa. · Conexiones diversas como tees (“T”), crucetas, anillos, birlas, etc. · Un estrangulador ajustable completo, incluyendo refacciones para las partes sometidas a mayor daño. · Manómetros, mangueras, tubería flexible, etc. · Un juego completo de arietes por cada diámetro de tubería en uso. · Un juego de elementos de hule para cada diámetro de tubería en uso. · Un juego completo de empaques para bonetes de cada preventor de arietes en uso. · Anillos diversos para cada medida de brida instalada. Todo este refaccionamiento se protegerá contra la corrosión cubriendo las partes metálicas con grasa y guardando las empaquetaduras de hule en recipientes sellados.
Arreglos estándar de conexiones superficiales de control 18.1.
Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con preventores sencillos. 18.1.1. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con preventor doble. 18.2. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con posible presencia de gas somero. 18.3. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de exploración con presiones máximas de 2000 psi. 18.4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi. 18.5. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi para perforar bajo balance.
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Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo. 18.6. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 3000 psi para perforar con flujo controlado 18.7. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi. 18.8. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar bajo balance. 18.9. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar con flujo controlado. 18.10. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10,000 psi. 18.11. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10,000 psi para perforar con flujo controlado. 18.12. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 15,000 psi. 19. Estandarización de las conexiones superficiales de control en plataformas fijas y autoelevables. 19.1. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables. 19.2. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi en plataformas fijas y autoelevables.19.3 arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables. 19.4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas, bajo balance y con flujo controlado. 19.5. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10,000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas. 20. Estandarización de múltiples de estrangulación para perforación, terminación y reparación de pozos. 20.1. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 5000 psi. 20.2. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 10,000 psi. 20.3. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 15,000 psi.
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Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo. 20.4. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación en plataformas fijas y autoelevables 5000 psi. 20.5. Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación en plataformas fijas y autoelevables 10,000 psi. 21. Estandarización de las conexiones superficiales de control para reparación de pozos terrestre 21.1. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo i. 21.2. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo i, con preventores Cámeron. 21.3. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo ii. 21.4. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo ii, con preventores Cámeron (doble y sencillo) 21.5. Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo ii, con preventores Cámeron (doble y esférico) 22. Ejemplos de las conexiones superficiales de control para perforación, terminación y reparación de pozos.
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PARTE II
Estandarización de las conexiones superficiales de control.
Arreglos Estándar de U.P.M.P.
Estandarización de las conexiones superficiales de control terrestre
18.1 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 PSI con preventores sencillos Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
Preventor esférico
2m
MSP *
Preventor anular
2m
“U” Arietes ciegos
Carrete de control
2m
Elemento
Válvulas laterales
2m
( 3 ) MEC. 4” C/ Brida 41/16 ” ( 1 ) HCA. 4” C/Brida 41/16 “
Porta estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular
2m
“U“ Arietes ajustables
Cabezal
2m
Unidad acumuladora 6m.
Tubería de 1 pg, cedula 160
6m.
Unión giratoria Chicksan de 1 pg
6m.
Unión de golpe DE 1 pg
6m.
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m.
( 9 ) Valv. 3m ( 9 ) Valv. 2m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) Est. ajust.manuales cámara de amort.
Separador gas / lodo
2m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
2m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
2m
Cruz de 2 1/16 “
2m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ M-VAM
2m
Válvula check
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
* Ver anexo
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
Anexo
Preventor anular marca Hydril tipo “MSP“ medida 21 ¼” capacidad 2000 PSI Tabla de presiones para control superficial Medida de la tubería Pulgadas
Presión de cierre de pozo ( PSI )
Presión de cierre inicial
500
Lb /pg2
1000
1500
2000
Presión de cierre del preventor ( PSI )
3 ½”
1275
830
570
320
200
4 ½ – 7”
900
670
420
200
200
9 5/8”
600
420
240
200
200
13 3/8” –16”
400
270
240
200
200
Ciego
1300
1300
1300
1300
1300
Preventor anular marca Hydril tipo “MSP“ medida 13 5/8” capacidad 5000 PSI Tabla de presiones para control superficial Medida de la tubería
Presión de cierre inicial
Presión de cierre de pozo ( PSI ) 1500
Lb /pg2
Pulgadas
2500
3500
5000
Presión de cierre del preventor ( PSI )
2 3/8”
950
850
600
350
100
50
2 7/8 ”
750
650
400
150
50
50
3½”
700
550
300
50
50
50
4 ½ “ – 5 ½”
650
500
150
50
50
50
7” – 9 5/8”
600
400
50
50
50
50
Ciego
1150
1150
1150
1150
1150
1150
18.1.1 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 PSI con preventor doble
Elemento
Preventor esférico Preventor anular doble Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( Psi )
Tipo
2m
MSP *
2m
“U” Bop sup. Arietes ciegos Bop inf. Arietes anulares
2m
Válvulas laterales
2m
( 3 ) Mec. 4” c/ brida 41/16 ” ( 1 ) Hca. 4” c/brida 41/16 “
Porta estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Cabezal
2m
Unidad acumuladora
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria Chicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) val.. 3m ( 9 ) val.. 2m ( 1 ) est .Hco. ( 2 ) Est. Ajust . Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
2m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
2m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
* Ver anexo
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
2m
Cruz de 2 1/16 “
2m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “MULTI VAM
2m
Válvula check
18.2 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 PSI con posible presencia de gas somero
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
Sistema desviador de flujo
2m
Se puede emplear un preventor hydril de 29 ½ “ 500 psi.**
Línea de descarga
De 10” o 12 “
Preventor esférico
2m
Esférico
Preventor anular
2m
“U” Arietes ciegos
Carrete de control
2m
Válvulas laterales
2m
( 3 ) Mec. 4” c/ brida 41/16 ” ( 1 ) Hca. 4” c/brida 41/16 “
Porta estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular
2m
“U“ Arietes variables
Cabezal
2m
Unidad acumuladora
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria Chicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) Valv. 3m ( 9 ) Valv. 2m ( 1 ) Est. Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
2m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
2m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
2m
Cruz de 2 1/16 “
2m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ MULTI VAM
2m
Válvula check
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
** Ver anexo
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.3 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de exploración con presiones máximas de 2000 PSI.
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI)
Tipo
Sistema desviador de flujo
2m
Se puede emplear un preventor Hydril de 29 ½ “ 500 PSI.**
Línea de descarga
De 10” o 12 “
Preventor esférico
2m
Esférico
Preventor anular
2m
“U” Arietes ciegos
Carrete de control
2m
Válvulas laterales
2m
( 3 ) Mec. 4” c/ brida 41/16 ” ( 1 ) Hca. 4” c/brida 41/16 “
Porta Estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular
2m
“U“ Arietes variables
Cabezal
2m
Unidad acumuladora
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria Chicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) Valv. 3m ( 9 ) Valv. 2m ( 1 ) Est. Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
2m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
2m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
** Ver anexo
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
2m
Cruz de 2 1/16 “
2m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ MULTI VAM
2m
Válvula check
18.4 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 PSI.
Elemento
Preventor esférico
Preventor anular doble
Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( Psi )
Tipo
3m
Esférico
3m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
3m
Válvulas laterales
3m
( 3 ) mec. 4 1/8 ” brida 41/16” ( 1 ) hca. 4 1/8 ” brida 4 1/16”
Porta estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
3m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
3m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) Valv. 5m ( 9 ) Valv. 3m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical Con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “MULTI VAM
3m
Válvula check
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.5 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi para perforar bajo balance.
Elemento
Cabeza rotatoria Preventor esférico
Preventor anular doble
Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
1500 3m
3m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
3m
Válvulas laterales
3m
( 3 ) Mec. 4 1/8 ” brida 41/16” ( 1 ) Hca. 4 1/8 ” brida 4 1/16”
Porta estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
3m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
3m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHICKSAN de 1 pg
6m
UNION DE GOLPE DE 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) Valv. 5m ( 9 ) Valv. 3m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ m-vam
3m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.6 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 3000 psi para perforar con flujo controlado Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
Preventor rotatorio
2000
Rbop
Preventor esférico
3m
Elemento
Preventor anular doble
Carrete de control
3m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
3m
Válvulas laterales
3m
( 3 ) mec. 4 1/8 ” brida 41/16” ( 1 ) hca. 4 1/8 ” brida 4 1/16”
Porta Estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
3m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
3m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) Valv. 5m ( 9 ) Valv. 3m ( 1 ) Est. Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “MULTI VAM
3m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.7 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 PSI.
Elemento
Preventor esférico
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI)
Tipo
3m o 5m
5m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
5m
Salidas laterales de 3 1/8 ” 5m
Válvulas laterales
5m
( 3 ) Mec. 3 1/8 ” brida ” 3 1/8” ( 1 ) Hca. 3 1/8 ” brida 3 1/8 ” Anillos r - 35
Porta Estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
5m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
5m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
5m
( 9 ) Valv. 5m ( 9 ) Valv. 3m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
5m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “MULTI VAM
3m
Válvula check
Preventor anular doble
Carrete de control
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.8 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar bajo balance.
Elemento
Cabeza rotatoria Preventor esférico
Preventor anular doble
Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( Psi )
Tipo
1500 3m o 5m
5m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
5m
Válvulas laterales
5m
( 3 ) Mec. 3 1/8 ” brida ” 3 1/8” ( 1 ) Hca. 3 1/8 ” brida 3 1/8 ” Anillos r - 35
Porta Estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
5m
“U” Arietes anulares ajustables
Cabezal
5m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
5m
( 9 ) Valv. 5m ( 9 ) Valv. 3m ( 1 ) Est. Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales cámara de amort.
Separador gas / lodo
5m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ MULTI VAM
3m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.9 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar con flujo controlado. Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
Preventor rotatorio
2m
Rbop
Preventor esférico
3m
Elemento
Preventor anular doble
Carrete de control
3m
“U” Bop sup. Arietes anulares ajustables Bop inf. Arietes ciegos
3m
Válvulas laterales
3m
( 3 ) mec. 3 1/8 ” brida ” 3 1/8” ( 1 ) hca. 3 1/8 ” brida 3 1/8 ” Anillos r - 35
Porta Estranguladores
5m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
3m
“U” Arietes anulares ajustables
Cabezal
3m
( 4 ) val.. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
3m
( 9 ) val.. 5m ( 9 ) val.. 3m ( 1 ) est .Hco. ( 2 ) est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
3m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
3m
Cruz de 2 1/16 “
3m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ m-vam
3m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.10 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10,000 PSI.
Elemento
Preventor esférico
Preventor anular doble
Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( Psi )
Tipo
5m o 10 m
10m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes corte
10m
Válvulas laterales
10m
( 3 ) Mec. 3 1/16” brida 31/8” ( 1 ) Hca. 3 1/16 ” brida 3 1/8” Anillo bx - 154
Porta Estranguladores
10m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
10m
“U” Rams anulares variables
Cabezal
10m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
10m
( 9 ) Valv. 10m ( 9 ) Valv. 5m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
5m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
5m
Cruz de 2 1/16 “
5m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “MULTI VAM
5m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.11 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10,000 PSI para perforar con flujo controlado. Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
Preventor rotatorio
5m
Rbop
Preventor esférico
5m o 10 m
Elemento
Preventor anular doble
Carrete de control
10m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
10m
Válvulas laterales
10m
( 3 ) Mec. 3 1/16” brida 31/8” ( 1 ) Hca. 3 1/16 ” brida 3 1/8” Anillo bx - 154
Porta Estranguladores
10m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
10m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
10m
( 4 ) Valv. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
10m
( 9 ) Valv. 10m ( 9 ) Valv. 5m ( 1 ) Est.Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque Atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
5m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
5m
Cruz de 2 1/16 “
5m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ MULTI VAM
5m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
18.12 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 15,000 PSI.
Elemento
Preventor esférico
Preventor anular doble
Carrete de control
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo
10m
Cameron gk
15m
“U” Bop sup. Arietes anulares variables Bop inf. Arietes ciegos
15m
Válvulas laterales
15m
( 3 ) Mec. 2 1/16 ” brida 21/16” ( 1 ) Hca. 2 1/16 ” brida 2 1/16”
Porta Estranguladores
15m
Positivos de 2 1/16”
Preventor anular sencillo
15m
“U” Arietes anulares variables
Cabezal
15m
( 4 ) val.. Mecánicas
6m
Tubería de 1 pg Cedula 160
6m
Unión giratoria CHicksan de 1 pg
6m
Unión de golpe de 1 pg
6m
Niple de 1” x 4” Cedula 160
Múltiple de estrangulación
15m
( 9 ) Valv. 15m ( 9 ) Valv. 10m ( 1 ) Est. Hco. ( 2 ) Est. Ajust. Manuales Cámara de amort.
Separador gas / lodo
3m
Vertical con platos de choque atmosférico
Líneas de estrangular y matar
L - 80
Líneas de descarga
L - 80
3 ½” de producción 9.2 lb / pie MULTI VAM
10m
Válvulas de 2 1/16 “ de compuerta
10m
Cruz de 2 1/16 “
10m
Bridas compañeras 2 1/16 “ con niple integral 3 ½ “ MULTI VAM
10m
Válvula check
Unidad acumuladora
Líneas rígidas y mangueras flexibles de control de la bomba acumuladora a preventores
Sistema de retroceso del múltiple
3 ½” de producción 12.7 lb / pie MULTI VAM
Arreglos Estándar de U.P.M.P.
19.- Estandarización de las conexiones superficiales de control en plataformas fijas y autoelevables.
19.1 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables.
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo o Cantidad
Bop esférico de 21 1/4”
2m
Preventor anular sencillo tipo “u” de 21 1/4”
2m
Arietes anulares
Carrete de trabajo de 21 1/4”
2m
Salidas laterales de 4 1/16” – 2m psi
Preventor anular sencillo tipo “U” de 21 1/4”
2m
Arietes ciegos
Anillo r –73 Anillo r-74
Brida adaptadora de 21 1/4” 2m x 203/4” 3m.
Válvulas mecánicas 41/16” – 3m PSI
3m
Válvulas hidráulicas de 41/16” –3m PSI
3m
Con bridas de 41/16” con anillo r-37 Con bridas de 41/16” con anillos r- 37 Nota: ( Aplica a lodos base agua biodegradables)
Línea al mar de 6” Línea al separador gas lodo 6” Cabezal de 203/4
3m
Válvula mecánica 2
3m
Birlos con yuercas de 1 5/8”x 12 ¼” Birlos con yuercas de 1 5/8”x 8”
Birlos con yuercas de 2”x 8”
Nota: Si la TR de 20” esta a mas de 700 m , instalar otro preventor sencillo con arietes anulatres con el arreglo convencional
102
24
20
19.2 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 PSI en plataformas fijas y autoelevables.
Elemento
Diverter 21 1/4”
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo o cantidad
2m
Bop esférico de 21 1/4”
2m
Preventor anular sencillo tipo “u” de 21 1/4”
2m
Arietes anulares
Carrete de trabajo de 21 1/4”
2m
Salidas laterales de 4 1/16” – 2m PSI
Preventor anular sencillo tipo “u” de 21 1/4”
2m
Arietes ciegos
Anillo r –73 Anillo r-74
Brida adaptadora de 21 1/4” 2m x 203/4” 3m.
Válvulas mecánicas 41/16” – 3m PSI
3m
Válvula hidráulica de 41/16” –3m PSI
3m
3 válvulas con bridas de 41/16” con anillo r-37 Una válvula con bridas de 41/16” con anillos r- 37 Nota: ( aplica a lodos base agua biodegradables)
Línea al mar de 6” Línea al separador gas lodo 6” Cabezal de 203/4
3m
Válvula mecánica 2
3m
Birlos con yuercas de 1 5/8”x 12 ¼” Birlos con yuercas de 1 5/8”x 8”
Birlos con yuercas de 2”x 8”
102
24
20
19.3 arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 PSI en plataformas fijas y autoelevables. Elemento
Bop esférico de 13 5/8”
Preventor anular doble tipo “u” de 135/8”
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo O cantidad
5m 5m
Con arietes para tp en el bop superior. Arietes ciegos de corte en el bop inferior.
Carrete de trabajo de 135/8 ”
5m
Con dos salidas laterales de 31/8 “ – 5 m psi
Preventor anular sencillo tipo “u” de 135/8”
5m
Arietes para tp
Válvulas mecánicas 31/8”
5m
3 válvulas con bridas de 31/8 ” con anillo r -35
Válvulas hidráulicas de 31/8 ” –5 m psi con bridas de 31/8 ” con anillos r-35
5m
Una válvula con bridas de 31/8 ” con anillos r-35
Válvulas check de 31/8 ”
5m
Anillo bx –160
2 válvulas con bridas de 31/8” con anillos R-35 Cinco
Línea de matar tubo vertical 3 ½”
5m
Cruceta de 10m PSI
10m
Línea de matar
Dos crucetas con cuatro salidas para brida de 31/8” 5m Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular
NOTA: Para pozos de alta presión y que atraviesan el casquete de gas, instalar ram’s de corte en el bop inferior del doble
Cabezal compacto de
5m
135/8” 5m psi x 9 5/8” 5m x 71/16” 5m Cabezal de 203/4”- 3m
3m
Brida adapter 31/8” 5mx 3 1/16” 10m
01
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Brida adapter 13 5/8” 5m x 13 5/8” 10m
01
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
birlos con tuercas de 1 7/8” x 17 ¾”
60
Birlos con tuercas de 1 7/8” x 8 ½ ”
20
Birlos con tuercas de 2” x 8 ½ ”
16
19.4 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas, bajo balance y con flujo controlado. Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo o cantidad
Preventor rotatorio
5m
Con salida y válvula lateral de 7 1/16”
Bop esférico de 13 5/8”
5m
Preventor anular doble tipo “U” de 135/8”
5m
Carrete de trabajo de 135/8 ”
5m
Con dos salidas laterales de 31/8 “ – 5 m PSI
Preventor anular sencillo tipo “u” de 135/8”
5m
Arietes para TP
Válvulas mecánicas 31/8”
5m
3 válvulas con bridas de 31/8 ” con anillo R -35
Válvulas hidráulicas de 31/8 ” –5 m psi con bridas de 31/8 ” con anillos r-35
5m
Una válvula con bridas de 31/8 ” con anillos R-35
Válvulas check de 31/8 ”
5m
Anillo bx –160
Cuando la TR de 9 5/8 “,7 5/8 “ o 7” son liners: 1.-Para la 4a etapa solo se agrega una brida adaptadora de 11 “ 10 m además de instalar cabezal de 13 5/8” 10m x 11” 10m. 2.-Para la 5a estapa, además de instalar el cabezal 11” 10 m x 7 1/16 ” 10m, se instala una brida adaptadora de 7 1/16 “ 10m x 13 5/8 “ 10 m y se aprovecha el mismo arreglo de preventores
Con arietes para tp en el bop superior. Arietes ciegos de corte en el Bop inferior.
2 válvulas con bridas de 31/8” con anillos R-35 Cinco
Línea de matar tubo vertical 3 ½”
5m
Cruceta de 10m PSI
10m
Línea de matar
Dos crucetas con cuatro salidas para brida de 31/8” 5m Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular
Cabezal compacto de NOTA: Para pozos de alta presión y que atraviesan el casquete de gas, instalar ram’s de corte en el bop inferior del doble
5m
135/8” 5m PSI x 9 5/8” 5m x 71/16” 5m Cabezal de 203/4”- 3m
3m
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
19.5 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10,000 PSI en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Preventor rotatorio
5m
Bop esférico de 13 5/8”
5m
Preventor anular doble tipo “U” de 135/8”
10m
Tipo o cantidad
Con arietes para tp en el Bop superior. Arietes ciegos de corte en el Bop inferior.
Carrete de trabajo de 135/8 ”
10m
Con dos salidas laterales de 31/16 “ – 10 m PSI
Preventor anular sencillo tipo “U” de 135/8”
10m
Arietes para TP
Válvulas mecánicas 31/8 ” – 10 m PSI con bridas de 31/16 ” con anillo BX -154
10m
Con bridas de 31/16 ” con anillo BX -154
Válvulas hidráulicas de 31/8 ”
10m
Con bridas de 31/16 ” con anillo BX -154
Válvulas check de 31/8 ”
10m
Anillo BX –158
2 válvulas con bridas de 31/16” con anillos BX 154 Cinco
Línea de matar tubo vertical 3 ½”
NOTA.Este arreglo también se utiliza para reparación de pozos, y se cambia I).- Los rams del preventor sencillo a ciegos de corte, y Ii).- En el preventor inferior del doble se colocan rams anulares variables
Cruceta Línea de matar
10m
Psi con cuatro salidas para brida de 31/16” 10 m PSI Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular
Cabezal de 203/4”- 3m
Brida adapter 31/8” 5m x 3 1/16” 10m
01
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Brida adapter 13 5/8” 5m x 13 5/8” 10m
01
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
Birlos con tuercas de 1 7/8””x 17 ¾”
60
Birlos con tuercas de 1 7/8”x 8 ½”
20
Birlos con tuercas de 2”x 8 ½ ”
16
Arreglos Estándar de U.P.M.P.
20.- Estandarización de múltiples de estrangulación para perforación, terminación y reparación de pozos.
Arreglo Estándar de U.P.M.P.
El múltiple de estrangulación, varia de acuerdo al tipo de intervención que se esta realizando, tanto en numero de válvulas y cuadros, como en el rango de presión de trabajo de sus componentes. Del levantamiento realizado en campo, se determino la necesidad de estandarizar en un solo arreglo o distribución este componente de las conexiones superficiales de control, que pueda satisfacer todas las necesidades operativas que se presentan en la perforación, terminación y reparación de pozos. En la siguiente pagina se presenta una ilustración con el arreglo propuesto, y solo variara el rango de presión de los componentes de acuerdo a las presiones esperadas de campo y tomando en cuenta la economía del conjunto de estrangulación. Para un rango de presiones de 2000 y 3000 psi : Válvulas y cuadros antes de estranguladores 3000psi de presión de trabajo Válvulas y cuadros después de estranguladores 2000psi de presión de trabajo
Para un rango de presiones de 5000 PSI : Válvulas y cuadros antes de estranguladores 5000psi de presión de trabajo Válvulas y cuadros después de estranguladores 3000psi de presión de trabajo
Para un rango de presiones de 10, 000 PSI : Válvulas y cuadros antes de estranguladores 10,000psi de presión de trabajo Válvulas y cuadros después de estranguladores 5000psi de presión de trabajo
Para un rango de presiones de 15,000 PSI :
Válvulas y cuadros antes de estranguladores 15, 000psi de presión de trabajo Válvulas y cuadros después de estranguladores 5000psi de presión de trabajo
20.1 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 5000 PSI
Líneas de desfogue Diámetro nominal mínimo 3” para pozos de gas diámetro nominal mínimo 4” Línea de estrangular primaria diámetro nominal mínimo 3”
Línea de estrangular secundaria diámetro nominal mínimo 3”
Válvulas y cuadros de Válvulas y cuadros de 3 1/16”
Cámara de expansión diámetro mínimo 6”
3 1/16” 3000 o 5000 PSI
5000 PSI
Estrangulador hidráulico a control remoto
Estranguladores ajustables manuales
Carretes de 3 ½” con bridas 3 1/16” 3000 o 5000 PSI
20.2 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 10,000 PSI
Líneas de desfogue Diámetro nominal mínimo 3” para pozos de gas Línea de estrangular primaria diámetro nominal mínimo 3”
Línea de estrangular secundaria diámetro nominal mínimo 3”
diámetro nominal mínimo 4”
Válvulas y cuadros de Cámara de expansión diámetro mínimo 6”
Válvulas y cuadros de 3 1/16”
3 1/16” 5000 PSI
10,000 PSI
Estrangulador hidráulico a control remoto
Estranguladores ajustables manuales
Carretes de 3 ½” con bridas 3 1/16” 5000 PSI
20.3 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación terrestre 15,000 PSI
Líneas de desfogue diámetro nominal mínimo 3” para pozos de gas diámetro nominal mínimo 4” Línea de estrangular primaria diámetro nominal mínimo 3”
Línea de estrangular secundaria diámetro nominal mínimo 3”
Válvulas y cuadros de Válvulas y cuadros de 3 1/16”
Cámara de expansión diámetro mínimo 6”
3 1/16” 5000 PSI
15,000 PSI
Estrangulador hidráulico a control remoto
Estranguladores ajustables manuales
Carretes de 3 ½” con bridas 3 1/16” 5000 PSI
20.4 Arreglo estándar de múltiple de estrangulación para perforación, terminación y reparación en plataformas fijas y autoelevables 5000 PSI.
20.5 Arreglo estandar de multiple de estrangulación para perforación, terminacion y reparacion en plataformas fijas y autoelevables 10,000 PSI.
Arreglos Estándar de U.P.M.P.
21.- Estandarización de las conexiones superficiales de control para reparación de pozos terrestre
21.1 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo i.
Llenadera
A
B
A B A quemador
A batería de separación
A quemador
Bombas
Arreglos estándar reparación tipo 1 Preventores 7 1/16 ” 10m para pozos de alta presión Preventores 7 1 /16 ” 10 m
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Tipo o cantidad
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m
10 m
Preventor doble tipo u, de 7 1/16 ”
10m
Ariete superior corte Ariete inferior ajustable Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16”
Preventor sencillo tipo U, 7 1/16 ” 10 m
10m
Arietes ajustables con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 21/16”
Cabezal de 7” x 3 ½”
10m
Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m para bola colgadora de 9 “
Brida doble sello
10m
7 “ serie 11
Cabezal de 9 5/8” x 7”
10m
Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m
5m
Serie 13 5/8” 5m
5m
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Línea de matar tubo vertical 3 ½” Línea de matar
Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular Cabezal de 203/4”- 3m
•Arietes superior del doble : variable •Arietes inferior del doble : ciego/corte •Arietes bop sencillo : variable
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m psi
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
21.2 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios tipo i, con preventores cameron UM.
BOP´S 71/16” TIPO UM
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m
10 m
( compactos )
Tipo o cantidad
Preventor doble tipo UM de 7 1/16 ”
10m
Ariete superior corte Ariete inferior ajustable con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16”
Preventor sencillo tipo UM 7 1/16 ” 10 m
10m
Arietes ajustables con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m con bridas de 21/16”
Cabezal de 7” x 3 ½”
10m
Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m para bola colgadora de 9 “
Brida doble sello
10m
7 “ serie 11
Cabezal de 9 5/8” x 7”
10m
Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m
5m
Serie 13 5/8” 5m
5m
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Línea de matar tubo vertical 3 ½” Línea de matar
Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular Cabezal de 203/4”- 3m
•Arietes superior del doble : variable o ajustable •Arietes inferior del doble : ciego/corte •Arietes Bop sencillo : variable o ajustable
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m psi
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m psi
Dos
21.3 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II.
Llenadera
Bombas
A quemador
A batería de separación
A quemador
Arreglos estándar reparación Tipo II para pozos de mediana presión Preventores 7 1/16 ” 10m con restriccion de altura mesa rotaria PREVENTORES 7 1 /16 ” 10 M
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m
10 m
Preventor doble tipo u de 7 1/16 ”
Tipo o cantidad
10m
Ariete superior corte Ariete inferior ajustable con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16”
Cabezal de 7” x 3 ½”
10m
Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m para bola colgadora de 9 “
Brida doble sello
10m
7 “ serie 11
Cabezal de 9 5/8” x 7”
10m
Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m
5m
Serie 13 5/8” 5m
5m
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Línea de matar tubo vertical 3 ½” Línea de matar
Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular Cabezal de 203/4”- 3m
•Arietes superior del doble : corte •Arietes inferior del doble : variable o ajustable
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
21.4 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con Preventores Cameron UM ( doble y sencillo ) BOP´S 71/16” TIPO UM
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI)
Tipo o cantidad
Preventor doble tipo um de 7 1/16 ”
10m
Arietes superior ajustables o variable ariete inferior ciego Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16”
Preventor sencillo tipo um 7 1/16”“
10m
Arietes ajustables Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 21/16”
Cabezal de 7” x 3 ½”
10m
Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m Para bola colgadora de 9 “
Brida doble sello
10m
7 “ serie 11
Cabezal de 9 5/8” x 7”
10m
Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m
5m
Serie 13 5/8” 5m
5m
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
( compactos )
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Línea de matar tubo vertical 3 ½”
•Arietes superior del doble : variable •Arietes inferior del doble : ciego/corte •Arietes bop sencillo : variable
Línea de matar
Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular Cabezal de 203/4”- 3m Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
21.5 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con Preventores Cameron UM ( doble y esférico ) BOP´S 71/16” TIPO UM
Elemento
Rango mínimo de presión de trabajo ( PSI )
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m
10 m
( compactos )
Preventor doble tipo um de 7 1/16 ”
Tipo o cantidad
10m
Ariete superior corte Ariete inferior ajustable con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16”
Cabezal de 7” x 3 ½”
10m
Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m para bola colgadora de 9 “
Brida doble sello
10m
7 “ serie 11
Cabezal de 9 5/8” x 7”
10m
Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m
5m
Serie 13 5/8” 5m
5m
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Línea de matar tubo vertical 3 ½” Línea de matar
Para conectar a unidad de alta
Línea de estrangular Cabezal de 203/4”- 3m
•Arietes superior del doble : corte •Arietes inferior del doble : variable o ajustable
Válvula mecánica 2 9/16 ” 5m PSI
Cuatro
Válvula mecánica 2 9/16 ” 3m PSI
Dos
Arreglos de Perforación
22.- Ejemplos de las conexiones superficiales de control para perforación, terminación y reparación de pozos .
Relación de material necesario para la instalación de conexiones superficiales de control de pozos terrestres
Arreglo de conexiones superficiales de control de 3000 psi. Cantidad Pieza 1 1 1 1 2 1 1 120 6 2 2 6 8
Descripción Cabezal soldable de 20 3/4" 3000 psi R-74 con 4 válvulas laterales de 2 1/16" 5000 psi R-24 Carrete espaciador de 20 3/4" 3000 psi. Preventor de arietes sencillo de 20 3/4" 3000 psi. Carrete de control de 20 3/4" y 4 1/8" 3000 psi. Preventor de arietes sencillo de 20 3/4" 3000 psi. Preventor esférico de 20 3/4" ó 21 1/4" 3000-2000 psi. Brida adaptadora de 20 3/4" 3000 psi a 21 1/4" 2000 psi. Espárragos con tuercas de 2" x 15 1/4". Anillos selladores R-74. Porta estranguladores positivos 2 1/16" 5000 psi. Bridas compañeras 2 1/16" 5000 psi con niple integral conexión 3 1/2" VAM. Espárragos con tuercas de 7/8" x 8 1/4". Anillos selladores R-24.
Líneas de Control de Preventores Cantidad Pieza 50 20 20 10
Descripción Tramos de tubería de 1" x 600 m Cédula 160 Unión giratoria Chicksan de 1" 6000 psi. Unión de golpe de 1" 6000 psi. Niple de 1" x 4" Cédula 160
Línea de matar Cantidad Pieza 1 1 1 2 1 3 2 8 8 1
Descripción Tee bridada de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi. Válvula de compuerta de 2 1/16" 10000 psi. Válvula de compuerta de 3 1/16" 10000 psi. Bridas compañeras de 3 1/16" 10000 psi. Brida compañera de 2 1/16" 10000 psi. Anillo sellador BX-154. Anillo sellador BX-152. Espárragos con tuercas de 1" x 7 1/4". Espárragos con tuercas de 3/4" x 5 1/2". Múltiple de estrangulación completo de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi.
Descarga del múltiple Cantidad Pieza 2 5 3 12 40 20 50 260
Descripción Cruz de 2 1/16" 5000 psi. Válvulas de compuerta de 2 1/16" 5000 psi. Bridas compañeras de 2 1/16" 5000 con niple integral 3 1/2" Multi-Vam. Anillos selladores R-24. Espárragos con tuercas de 7/8" x 6 1/4". Tramos de TP de 3 1/2" 12.7 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Tramos de TP de 3 1/2" 9.2 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Estacas de TP 3 1/2" x 1.30 m.
Relación de material necesario para la instalación de conexiones superficiales de control de pozos terrestres
Arreglo de conexiones superficiales de control de 5000 psi Cantidad Pieza 1 3 1 2 2 7 40 30 40 20
Descripción Carrete de control 13 5/8" 5000 psi X 3 1/8" 5000 psi Válvulas de 2 1/16" 5000 psi R-24 Cruz bridada 2 1/16" 5000 psi R-24 Portaestranguladores positivos 2 1/16" 5000 psi Bridas compañeras 2 1/16" 5000 psi con niple integral 2 1/2" Vam Anillos selladores R-24 Espárragos con tuerca de 7/8" x 6 1/4" Tramos de TP 3 1/4" 9.2 lb/pie Rosca Vam Estacas de TP 3 1/2" x 1.30 m Protectores de tubería de 10 3/4"
Línea de matar Cantidad Pieza 1 1 1 2 1 3 2 8 8 1
Descripción Cruz bridada de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi Válvula de compuerta de 2 1/16" 10000 psi Válvula de compuerta de 3 1/16" 10000 psi Bridas compañeras de 3 1/16" 1000 psi Brida compañera 2 1/16" 10000 psi Anillo sellador BX-154 Anillo sellador BX-152 Espárragos con tuercas de 1" x 7 1/4" Espárragos con tuercas de 13/4" x 5 1/2" Múltiple de estrangulación completo de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi
Descarga del múltiple Cantidad Pieza 2 5 3 12 40 20 50 260
Descripción Cruz de 2 1/16" 5000 psi. Válvulas de compuerta de 2 1/16" 5000 psi. Bridas compañeras de 2 1/16" 5000 con niple integral 3 1/2" Multi-Vam. Anillos selladores R-24. Espárragos con tuercas de 7/8" x 6 1/4". Tramos de TP de 3 1/2" 12.7 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Tramos de TP de 3 1/2" 9.2 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Estacas de TP 3 1/2" x 1.30 m.
Relación de material necesario para la instalación de conexiones superficiales de control de pozos terrestres
Arreglo de conexiones superficiales de control de 10 000 psi Cantidad Pieza 1 jgo. 1 1 1 2 2 6 32 30
Descripción Arreglo de preventores de 11" 10000 psi. Carrete de control 11" 10000 psi X 3 1/16" 10000 psi Válvula de 2 1/16" 10000 psi BX-152 Cruz bridada 2 1/16" 10000 psi Portaestranguladores 2 1/16" 10000 psi Bridas compañeras 2 1/16" 10000 psi con niple integral 3 1/2" rosca Vam Anillos selladores BX-152 Espárragos con tuercas de 3/4" x 5 1/2" Tramos de TP 3 1/2" Vam
Línea de matar Cantidad Pieza 1 1 1 2 1 3 2 8 8 1
Descripción Cruz bridada de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi. Válvula de compuerta de 2 1/16" 10000 psi. Válvula de compuerta de 3 1/16" 10000 psi. Bridas compañeras de 3 1/16" 10000 psi. Brida compañera de 2 1/16" 10000 psi. Anillo sellador BX-154 Anillo sellador BX-152 Espárragos con tuercas de 1" x 7 1/4". Espárragos con tuercas de 3/4" x 5 1/2". Múltiple de estrangulación completo de 2 1/16" x 3 1/16" 10000 psi.
Descarga de retroceso del múltiple Cantidad Pieza 2 5 3 12 40 20 50 260
Descripción Cruz de 2 1/16" 5000 psi R-24 Válvulas de compuerta de 2 1/16" 5000 psi. Bridas compañeras de 2 1/16" 5000 con niple integral 3 1/2" Multi-Vam. Anillos selladores R-24. Espárragos con tuercas de 7/8" x 6 1/4". Tramos de TP de 3 1/2" 12.7 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Tramos de TP de 3 1/2" 9.2 lbs/pie Rosca Multi-Vam. Estacas de TP 3 1/2" x 1.30 m.
Arreglos recomendados de preventores y arietes para perforar y al introducir tuberías de revestimiento.
ARREGLO AL INTRODUCCIR T.R.
ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 13 3/8" CARRETE DE CONTROL CARRETE ESPACIADOR
ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 13 3/8" CARRETE DE CONTROL 5" ó 4 1/2" CARRETE ESPACIADOR
OBSERVACIONES
ARREGLO UTILIZABLE AL DISPONER DE DOS PREVENTO RES SENCILLO, ARREGLO AL DISPONER DE TRES PREVENTO RES SENCILLOS , ESFÉRICO E
Cuando se utilizan tuberías combinadas , por ejemplo 5” y 3 ½”, en el preventor sencillo se colocaran los arietes del diámetro de la tubería que tenga mayor longitud o de preferencia arietes variables
Arreglos recomendados de preventores y arietes para perforar y al introducir tuberías de revestimiento.
ULTIMA TR CEMENTADA
16"
10 3/4"
10 3/4"
9 5/8"
7 5/8" - 7"
ARREGLO AL PERFORAR
ARREGLO AL INTRODUCCIR T.R.
ANULAR (ESFÉRICO) 5" ó 4 1/2" CIEGOS CARRETE DE CONTROL 5" ó 4 1/2" ANULAR (ESFÉRICO) 5" ó 4 1/2" CIEGOS CARRETE DE CONTROL 5" ó 4 1/2" (ESFÉRICO) ANULAR CIEGOS 3 1/2" CARRETE DE CONTROL 5" (ESFÉRICO) ANULAR 5" CIEGOS CARRETE DE CONTROL 5" - 3 1/2" (ESFÉRICO) ANULAR 3 1/2" CIEGOS CARRETE DE CONTROL 3 1/2"
ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 10 3/4" CARRETE DE CONTROL 5" ó 4 1/2" ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 7 5/8" ó 7" CARRETE DE CONTROL 5" ó 4 1/2" ANULAR (ESFÉRICO) CIEGOS 3 1/2" CARRETE DE CONTROL 5" ESFÉRICO (ANULAR) CIEGOS 7" CARRETE DE CONTROL 5" - 3 1/2" ESFÉRICO (ANULAR) CIEGOS 4 1/2" ó 5" CARRETE DE CONTROL 3 1/2"
OBSERVACIONES
AL PERFORAR CON T.P. DE 5" ó 4 1/2" E INTRODUCCIÓN DE T.R. 10 3/4" UTILIZAR DURANTE LA INTRODUCCIÓN DE T.R. DE 7 5/8" O PROLONGACIÓN DE 7" VALIDO AL NO PROLONGAR T.R. A SUPERFICIE Y AL INTRODUCIR T.R. DE 5" APLICABLE AL INTRODUCIR O PROLONGAR T.R. DE 7" APLICABLE AL INTRODUCIR LINER DE 4 1/2" ó 5"
NOTA: LOS ARREGLOS DE ARIETES RECOMENDADOS SON LOS QUE PRESENTAN MAS VENTAJAS EN CADA CASO, LO CUAL PUEDE SER MODIFICADO EN SITUACIONES MUY "ESPECIALES" DE ACUERDO CON LA JEFATURA DE DEPARTAMENTO.
Tamaños y rangos de presión de trabajo de los Bop’s y rango de cierre de arietes variables
Tamaño y presión de trabajo de los preventores en PSI. ( lb/pg2)
Rango de cierre de los arietes ajustables
71/16”
3m,10m y15m
3 ½” – 2 3/8” Y 4” – 2 7/8”
11”
3m, 5m y 10 m
5” – 2 7/8” Y 5 ½” – 3 ½”
11”
15m
5” – 2 7/8”
13 5/8”
3m, 5m y 10 m
5” – 2 7/8”
13 5/8”
15m
16 ¾”
5m y 10m
18 ¾”
10m
7” – 4 ½” – 5” – 3 ½”
5 ½” – 3 ½” Y 5” – 2 7/8”
7 5/8” – 3 ½” Y 5 ½” - 3 ½”
Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres Arreglos estándar preventores 21 ¼” 2 m
Preventor esférico 21 ¼” 2m Preventor sencillo 21 ¼” o 2m Arietes 5” o 4 ½” Carrete de control 21 ¼” 2m, con salidas laterales de 4 1/16 ” válvulas laterales : 3 mecánicas de 4” 2m con bridas de 4 1/16” 1 hidráulica de 4” 2m con bridas de 4 1/16” Preventor sencillo 21 ¼” 2m arietes ciegos Carrete espaciador 21 ¼” 2m Brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16 ” 3m Tr de 20 “
Múltiple de estrangulación
Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres con limitación de altura de mesa rotaria Preventores 21 ¼” Preventor esférico 21 ¼” 2m Preventor doble 21 ¼” 2m Arietes superior ciegos Arietes inferior 5” o 4 ½ ”
Carrete de control 21 ¼” 2m, con salidas Laterales de 4 1/16 ” Válvulas laterales : 3 mecánicas de 4” 2m con bridas de 4 1/16” 1 hidráulicas de 4” 2m con bridas de 4 1/16” Carrete espaciador 21 ¼” 2m Brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 21/16” 3m Tr de 20 “
MULTIPLE DE ESTRANGULACION
Arreglo para pozos de exploración de baja presión terrestres DIVERTER 21 ¼” 2m con Valv.
Arreglos estándar Preventores 20 ¾ ” 3 m
Preventor esférico 20 ¾” 3M o 21 ¼” 2m ( Si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de 20 ¾” 3M a 21 ¼” 2m) Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes 5” o 4 ½” Carrete de control 20 ¾” 3m, con salidas laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1 válvula hca. De 4 1/8” 3m
Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes ciegos Carrete espaciador 20 ¾” 3m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16” 3m Tr de 20 “
Múltiple de estrangulación
Arreglo para pozos de exploración de baja presión terrestres Arreglos estándar Preventores 20 ¾ ” 3 m
Preventor esférico 20 ¾” 3m o 21 ¼” 2m ( Si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m) Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes 5” o 4 ½” Carrete de control 20 ¾” 3m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m
Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes ciego Carrete espaciador 20 ¾” 3m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “
Múltiple de estrangulación
Arreglo para pozos de exploración de alta presión terrestres Diverter 21 ¼” 2m
Arreglos estándar preventores 20 ¾” 3m
Preventor esférico 20 ¾” 3m o 21 ¼” 2m ( Si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m) Preventor doble 20 ¾” 3m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego Carrete de control 20 ¾” 3m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Preventor sencillo 20 ¾” 3m Ariete 5” o 4 ½” Carrete espaciador 20 ¾” 3m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “
Múltiple de estrangulación
Arreglo para pozos de exploración de alta presión terrestres Arreglos estándar preventores 20 ¾” 3m
Preventor esférico 20 ¾” 3m o 21 ¼” 2m ( Si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m) Preventor doble 20 ¾” 3m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego Carrete de control 20 ¾” 3m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Preventor sencillo 20 ¾” 3m Ariete 5” o 4 ½” Carrete espaciador 20 ¾” 3m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5m para yacimientos de gas en formaciones de terciario
Cabeza rotatoria
Preventor esférico 16 ¾” 5m
Preventor doble 16 ¾” 5m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego
Preventores 16 ¾” 5m
Carrete espaciador 16 ¾” 5m Preventor sencillo 16 ¾” 5m Ariete 5” o 4 ½” Carrete de control 216 ¾” 5m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Carrete cabezal 20 ¾” 3m x16 ¾” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “ Tr de 16 “ Tr de 11 7/8 ”
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5m
Preventores 16 ¾” 5m Preventor esférico 16 ¾” 5m Preventor doble 16 ¾” 5m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego Carrete de control 16 ¾” 5m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Preventor sencillo 16 ¾” 5m Ariete 5” o 4 ½” Cabezal soldable 16 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 16 “ Tr de 11 7/8 ” ,11 ¾” o 10 ¾”
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5m
Preventores 16 ¾” 5m Preventor esférico 16 ¾” 5M Preventor doble 16 ¾” 5m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego Preventor sencillo 16 ¾” 5m Ariete 5” o 4 ½” Carrete de control 16 ¾” 5m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Carrete cabezal 20 ¾” 3m x16 ¾” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “ Tr de 16 “ Tr de 11 7/8 ” ,11 ¾” o 10 ¾”
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5m para yacimientos de gas en formaciones de terciario Preventores 16 ¾” 5m
Preventor rotatorio ( Rbop ) Preventor esférico 16 ¾” 5m Preventor doble 16 ¾” 5m Ariete superior 5” o 4 ½” Ariete inferior ciego
Carrete de control 216 ¾” 5m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m Preventor sencillo 16 ¾” 5m Ariete 5” o 4 ½” Carrete cabezal 20 ¾” 3m x16 ¾” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “ Tr de 16 “ Tr de 11 7/8 ” ,11 ¾” o 10 ¾”
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5m ( Cabezal compacto )
Preventores 13 5/8 ” 5m
Preventor esférico 13 5/8” 5m Preventor doble13 5/8” 5m Ariete superior ciego Ariete inferior 5” o 41/2”
Carrete de control 13 5/8” 5m Válvulas laterales 3 mec. 3 1/8 ” 5m 1 hca. 3 1/8 ” 5m Preventor sencillo 13 5/8” 5m Ariete 5” o 4 ½” Cabezal compacto de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5 m x 9 5/8” 5m x 7 1/16” 5m
Cabezal soldable 20 ¾” con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m
Tr de 20 “ Tr de 13 3/8” “
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 13 5/8 ” 5m
Preventores 13 5/8 ” 5m
Preventor esférico 13 5/8 “ 5m
Preventor doble 13 5/8 “ ” 5m Ariete superior 5” o 41/2 ” Ariete inferior ciego
Carrete de control 13 5/8 ” 5m Preventor sencillo 13 5/8 ” 5m Ariete 5” o 4 ½” Cabezal Medida 13 5/8 ” x 9 5/8 “ Serie inf. 20 ¾ ”x sup. 13 5/8”5m Brida doble sello Medida 13 3/8 “ Serie 20 ¾” 3m Cabezal Serie 20 ¾ ” 3m Medida 20 “ x 13 5/8 “ Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 13 5/8 ” 5m
Preventores 13 5/8 ” 5m
Preventor esférico 13 5/8 “ 5m
Preventor doble 13 5/8 “ ” 5m Ariete superior 5” o 41/2 ” Ariete inferior ciego
Carrete de control 13 5/8 ” 5m Preventor sencillo 13 5/8 ” 5m Ariete 5” o 4 ½” Brida doble sello Medida 13 3/8 “ Serie 13 5/8”5m Cabezal Serie 135/8 ” 5m Tr de 13 3/8 “
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 13 5/8 ” 10m cuando las TR’S de 95/8”, 7 5/8” o 7” son LINERS
Preventores 13 5/8 ” 10 m
Preventor esférico 13 5/8 “ 5m Preventor doble 13 5/8 “ ” 10m Ariete superior 5” o 41/2 ” Ariete inferior ciego Carrete de control 13 5/8 ” 10m Preventor sencillo 13 5/8 ” 10 m Ariete 5” o 4 ½” Brida adaptadora De 13 5/8” 5m x 13 5/8” 10m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Cuando la tr de 9 5/8 “, 7 5/8 “ o 7” son liners: 1.- Para la 4a etapa solo de agrega una brida adaptadora de 11 “ 10 m además de instalar cabezal de 13 5/8” 10M X 11” 10 m. 2.-Para la 5a etapa, además de instalar el cabezal 11” 10 m X 7 1/16 ” 10 m, se instala una brida adapatadora de 7 1/16 “ 10M X 13 5/8 “ 10 my se aprovecha el mismo arreglo de preventore
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 11 ” 5m Cuando la TR de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto
Preventores 11 ” 5 m
Preventor esférico 11 ” 5 m Preventor doble 11 ” 5 m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte Carrete de control 11” 5m, con salidas lat. 3 1/16” 5 m y 3 val.. Mec. 3 1/8” 5m Con bridas de 3 1/16” 1 val.. Hca. 3 1/8” 5m Con bridas de 3 1/16” Preventor sencillo 11” 5 m Ariete 5” o 4 ½”
Brida adaptadora 13 5/8” x 9 5/8” 5m
Cabezal compacto de 13 5/8 ” 5M X 7 1/16 ” x 3 ½” x 11 ” 5m
Cabezal soldable 13 5/8 ” 5m
Tr de 13 3/8 “
Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Cuando la TR de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a sup.
Arreglos estándar preventores 11 ” 10m Cuando la TR de 9 5/8 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a SUP
Preventores 11 ” 10 m
Preventor esférico 11“ 10m
Preventor doble 11 ” 10m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte
Carrete de control 11” 10m, con salidas lat. 3 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” Preventor sencillo 11” 10 m Ariete 5” o 4 ½” Cabezal de 9 5/8” x 7” Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Brida doble sello 13 3/8” serie 20 3/4”” 5m
Cabezal soldable 20 ¾” 3m Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Cuando la tr de 9 5/8 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a sup.
Múltiple de estrangulación
Arreglos estándar preventores 11 ” 10m Cuando la TR de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a SUP
Preventores 11 ” 10 m
Preventor esférico 11“ 10m
Preventor doble 11 ” 10m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte Carrete de control 11” 10m, con salidas lat. 3 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” Preventor sencillo 11” 10 m Ariete 5” o 4 ½” Brida adaptadora 9” 10 m x 11” 10 m Cabezal de 7” x 3 ½” Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m Brida doble sello 7 “ serie 11 “ 10 m Cabezal de 9 5/8” x 7” Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m
Cabezal soldable 20 ¾” 3m Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m
Cuando la TR de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a sup.
Arreglos estándar preventores 11 ” 10m Cuando la tr de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto
Preventores 11 ” 10 m
Preventor esférico 11“ 10m
Preventor doble 11 ” 10m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte Carrete de control 11” 10m, con salidas lat. 3 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” Preventor sencillo 11” 10 m Ariete 5” o 4 ½” Brida adaptadora 9” 10 m x 11” 10 m
Cabezal compacto de 13 5/8 ” 5m x 95/8 ” 10m x 7 1/16” 10m Brida adaptadora 20 ¾ x 13 5/8” 5m
Cabezal soldable 20 ¾” 3m
Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m
Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Cuando la TR de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a sup.
Arreglos estándar preventores 11 ” 10m Cuando la tr de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto
Preventores 11 ” 10 m
Preventor esférico 11“ 10m Preventor doble 11 ” 10m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte Carrete de control 11” 10m, con salidas lat. 3 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” Preventor sencillo 11” 10 m Ariete 5” o 4 ½” Brida adaptadora 11 “ 5 m x 11” 10 m Brida adaptadora 13 5/8” x 9 5/8” 5m
Cabezal compacto de 13 5/8 ” 5m x 7 1/16 ” x 3 ½” x 11” 10m
Cabezal soldable 13 5/8 ” 5m
Tr de 13 3/8 “
Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Cuando la tr de 7 “,es corrida a superficie o se corre el complemento a sup.
Arreglos estándar preventores 11 ” 10m Cuando la tr de 7 “es LINER y se cuenta con cabezal compacto
Preventores 11 ” 10 m
Preventor esférico 11“ 5 m
Preventor doble 11 ” 10m Ariete superior variables Ariete inferior ciego/corte Carrete de control 11” 10m, con salidas lat. 3 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” Preventor sencillo 11” 10 m Arietes ajustables Carrete adaptador 13 3/8”” 10 m x 11” 10 m
Cabezal compacto de 16 3/4 ” 5m x 95/8 ” 10m x 13 3/8” 10m Brida doble sello 16 ¾ x 16 ¾ ” 5m
Cabezal soldable 16 ¾” 3m Tr de 16 “ Tr de 11 3/4 “ Tr de 9 5/8 “
Cuando la tr de 7 “,es liner
Arreglos estándar reparación Tipo 1 Preventores 7 1/16 ” 10m para pozos de alta presión Preventores 7 1 /16 ” 10 m
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m Preventor sencillo 7 1/16 ” 10 m Arietes ajustables Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 21/16” Preventor doble 7 1/16 ” 10m Ariete superior corte Ariete inferior ajustable Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16” Cabezal de 7” x 3 ½” Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m Para bola colgadora de 9 “ Brida doble sello 7 “ serie 11 “ 10 m Cabezal de 9 5/8” x 7” Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Brida doble sello 13 3/8” serie 20 ¾ ” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Arreglos estándar reparación Tipo I para pozos de alta presión Preventores 7 1/16 ” 10m Cabezal compacto Preventores 7 1 /16 ” 10 m
Preventor esférico 7 1/16”“ 10m Preventor sencillo 7 1/16 ” 10 m Arietes ajustables Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 21/16” Preventor doble 7 1/16 ” 10m Ariete superior corte Ariete inferior variable Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16” Cabezal de 13 5/8” 5M x 9 5/8” 10M X 71/16” 10M Serie inf. 13 5/8” 5m x 71/16 ” 10m
Brida adaptadora 20 ¾” x13 5/8” 5m
Cabezal soldable 20 ¾” 3m Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Arreglos estándar reparación Tipo II para pozos de mediana presión Preventores 7 1/16 ” 10m con restriccion de altura Mesa rotaria Preventores 7 1 /16 ” 10 m
Preventor esférico 7 1/16 ” 10m Preventor doble 7 1/16 ” 10m Ariete superior corte Ariete inferior ajustable con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. mec. 2 1/16 ” 10m con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m con bridas de 2 1/16”
Cabezal de 7” x 3 ½” Serie inf. 11” 10m x 9 ” 10m para bola colgadora de 9 “ Brida doble sello 7 “ serie 11 “ 10 m Cabezal de 9 5/8” x 7” Serie inf. 13 5/8” 5m x 11” 10m Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m
Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Arreglos estándar reparación Tipo II para pozos de mediana presión Preventores 7 1/16 ” 10m con restriccion de altura Mesa rotaria y cabezal compacto Preventores 7 1 /16 ” 10 m
Preventor esférico 7 1/16 ” 10m
Preventor doble 7 1/16 ” 10m Ariete superior corte Ariete inferior ajustable Con salidas lat. 2 1/16” 10 m y 3 val.. Mec. 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16” 1 val.. Hca. 2 1/16” 10m Con bridas de 2 1/16”
Cabezal de13 5/8” 5m x 9 5/8” 10M X 71/16” 10m Serie inf. 13 5/8” 5m x 71/16 ” 10m
Brida doble sello 9 5/8” serie 13 5/8” 5m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m Cabezal soldable 20 ¾” 3m
Tr de 20 “ Tr de13 3/8 “ Tr de 9 5/8 “ Tr de 7 “
Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables.
Mesa rotaria
12.89
Campana
16.90 Anillo r 73
1.30
Hydrill MSP 21 1/ 4" - 2m Preventor sencillo Cameron 21 1/4" - 2m
Anillo r-73
0.95
Arietes de 5“ Tipo u Línea al mar
Línea al separador
Anillo r-73
Gas-lodo
0.66 M
M
M
H
Anillo r-73
1.10 Preventor sencillo cameron 21 1/4" - 2m Brida adaptadora 20 3/4" 3m x 21 1/4" 2m
Cabezal soldable FIP 20 3/4" - 3m
Carrete de trabajo de 21 1/4" 2m Arietes ciegos tipo u
Anillo r-73
72 Birlos de 15/8” x 121/4”
Anillo r-74
Tr 20" Tr 30"
Nota: Si la tr de 20” esta a mas de 700 m , instalar otro preventor sencillo con arietes anulatres con el arreglo convencional
Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 PSI en plataformas fijas y autoelevables.
Diverter 21 ¼” 2m con Valv. Preventor esférico 20 ¾” 3m o 21 ¼” 2m ( si lleva BOP de 21 ¼” se requiere de una brida adaptadora de 20 ¾” 3m a 21 ¼” 2m) Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes 5” o 4 ½” Carrete de control 20 ¾” 3m, con salidas Laterales de 4 1/8 ” 3 m y 3 válvulas mec de 4 1/8” 3m 1valvula hca. De 4 1/8” 3m
Preventor sencillo 20 ¾” 3m Arietes ciegos Carrete espaciador 20 ¾” 3m Cabezal soldable 20 ¾” 3m con Válvulas mecánicas 2 1/16”” 3m Tr de 20 “
Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables.
Piso rotaria
Campana
10.84
1.57
L.
Hydrill l- gk 16 3/4" - 5 m No. 45430
d e
1.73
Arietes de 4 1/2”
E s t r a n g.
L. Preventor doble 13 5/8" - 5 m
d e
Arietes ciegos
M a t a r
C.de trabajo 13 5/8”- 5 m.
Ch
0.76 H
M
M
M
Preventor sencillo 16 3/4" - 5 m
1.08 Arietes 5" Brida d.S. 16 3/4” 5m. - 13 5/8” 5m.
0.77
Cabezal 16 3/4" -5m
0.90
Brida d.S 20 3/4" 3m x 16 3/4” 3m.
Válvula lateral 2 1/16”
Cabezal sold. 20 3/4" - 3m
Tr 20"
Cabezal 16 3/4" –3m x 11” x 7 1/16” – 5m
Tr 30"
Nota: para pozos de alta presión y que atraviesan el casquete de gas, instalar ram’s de corte en el bop inferior del doble
Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 5000 PSI en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas, bajo balance y con flujo controlado. Línea a temblorinas
Línea al mar
Línea de Matar
Preventor esférico 16 3/4“ 5m Línea de Igualación
Preventor doble 16 3/4 ” 5m Arietes superior 5” o 41/2 ” Arietes inferior ciego
Piso de preventores Carrete espaciador 16 3/4 ” 5m
Línea de Matar
Carrete de control 16 3/4 ” 5 m
Línea de U. De alta
Preventor sencillo 16 3/4 ” 5 m Arietes 5” o 4 ½”
Línea de Estrangulación Carrete cabezal de 20 ¾” 3m x 16 3/4” 5m
Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Conductor 30”
Piso de producción Cabezal soldable 20 ¾” 3m
Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10,000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas
Cuando la Tr de 9 5/8 “,7 5/8 “ o 7” son liners: 1.- Para la 4a etapa solo se agrega una brida adaptadora de 11 “ 10 M además de adaptar un cabezal de 13 5/8” 10m X 11” 10m. 2.-Para la 5a etapa, además de instalar el cabezal 11” 10 M X 7 1/16 ” 10m, se instala una brida adaptadora de 7 1/16 “ 10M X 13 5/8 “ 10 m y se aprovecha el mismo arreglo de preventores
Línea a temblorinas
Línea al mar
Línea de Matar
Preventor esférico 13 5/8 “ 5m Línea de Igualación
Preventor doble 13 5/8 ” 5m Arietes superior 5” o 41/2 ” Arietes inferior ciego
Piso de preventores Carrete espaciador 13 5/8 ” 10m
Línea de Matar
Carrete de control 13 5/8 ” 10m
Línea de U. De alta
Preventor sencillo 13 5/8 ” 10 m Arietes 5” o 4 ½” Línea de Estrangulación
Brida adaptadora 13 5/8” 5m x 13 5/8 ” 10 m Cabezal de 20 ¾” 3m x 13 5/8” 5m
Tr de 20 “ Tr de 13 3/8 “ Conductor 30”
Piso de producción Cabezal soldable 20 ¾” 3m
Nota.Este arreglo también se utiliza para reparación de pozos, y se cambia I).- Los rams del preventor sencillo a ciegos de corte, y Ii).- En el preventor inferior del doble se colocan rams anulares variables
Arreglos estándar de U.P.M.P.
Anexo Técnico
Anexo técnico BOP´S 71/16” 10M TIPO UM ( compactos )
23.12 pg.
39.12 pg.
Anexo técnico Cabeza rotatoria ( ejemplo )
Anexo técnico Preventor rotatoria ( ejemplo )
Anexo técnico Preventor rotatoria ( ejemplo )
Anexo técnico Preventor rotatoria ( ejemplo )
ANEXO TECNICO PREVENTOR ROTATORIA ( EJEMPLO )
Anexo técnico Preventor rotatoria ( ejemplo )
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