52310747 Manual de Conexionessuperficialesde20control

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MANUAL Y ESTANDARIZACION

DE CONEXIONES SUPERFICIALES

DE CONTROL

D. R. 2006 Gerencia de Ingeniería y Tecnología Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

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Indice

Prólogo………... Introducción……….. 1. Preventores……….. 1.1 Sistema Desviador de flujo……… 1.2 Preventor Esférico………... 1.3 Preventores de Arietes……….. 1.4 Arietes Anulares……….……….…….….………. 1.5 Arietes Ajustables………..………..……….. 1.6 Arietes Ciegos………. 1.7 Arietes de Corte………... 1.8 Empaquetadura de Preventores (Elastómeros)……….….….………. 1.9 Pruebas con Presión……….….………... 1.10 Arreglos……….. 1.11 Mantenimiento………... 2. Carrete de Control……… 2.1 Especificaciones………... 3. Cabezales de Tuberías de Revestimiento………... 3.1 Tipos……….…….………... 3.2 Selección de Cabezales y Medio Arbol……….. 3.3 Colgadores……….. 4. Conexiones Superficiales de Control………... 4.1 Factores para el Diseño………... 4.2 Especificaciones………. 4.3 Líneas de Matar y Estrangular………. 4.4 Estranguladores……….. 4.5 Múltiple de Estrangulación………..……….. 4.6 Válvulas………..…………... 9 10 11 13 15 18 19 20 20 22 23 25 30 33 35 35 36 37 38 42 44 44 45 46 48 49 52

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4.7 Arreglos……… 4.8 Consola de Control Remoto………. 5. Bridas y Anillos………. 5.1 Bridas……… 5.2 Pista……….. 5.3 Anillos……….. 5.4 Birlos (Espárragos y Tuercas)………..……... 6. Unidad para Operar Preventores……….. 6.1 Depósito Almacenador de Fluidos……….. 6.2 Requerimientos de los Acumuladores………... 6.3 Requerimientos de Volumen de los Acumuladores………. 6.4 Requerimientos de Presión y Precarga de los Acumuladores………... 6.5 Fuentes de Energía……… 7. Separador Gas-Lodo……….. 7.1 Selección del Diámetro Interior del Separador Gas-Lodo……… 8. Desgasificador……….. 9. Válvulas de Contrapresión y de Seguridad Superficial………. 10. Equipo Superficial para Perforación Bajo Balance………... 10.1 Esquema Típico..………... 10.2. Cabeza o Preventor Rotatório………... 10.3. Sistema de Separación de Fases………... 10.4. Equipo de Estrangulación……….. 10.5. Conexiones en el Carrete de Control………... 10.6. Ensamble de Estrangulación Auxiliar……….. 10.7. Seguridad del Personal y Protección Ambiental……… 10.8. Consideraciones Operativas……….. 11. Normas y Reglamentos………... 54 55 55 55 58 58 58 66 66 66 68 71 72 80 81 83 84 87 87 88 90 93 93 93 93 94 98

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12. Arreglos Estándar de Conexiones Superficiales de Control Terrestre……… 12.1. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000

psi con preventores sencillos.

12.1.1. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con preventor doble.

12.2. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi con posible presencia de gas somero.

12.3. Arreglo para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 2000 psi.

12.4. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi.

12.5. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi para perforar bajo balance.

12.6. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 3000 psi para perforar con flujo controlado

12.7. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi.

12.8. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar bajo balance.

12.9. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar con flujo controlado.

12.10. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10000 psi.

12.11. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10000 psi para perforar con flujo controlado.

12.12. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 15000 psi.

13. Arreglos Estándar de Conexiones Superficiales de Control en Plataformas Fijas y Autoelevables.

13.1. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables.

101 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 114

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13.2. Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi en plataformas fijas y autoelevables.

13.3 Arreglo para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y autoelevables.

13.4. Arreglo 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.

13.5. Arreglo para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10000 psi en plataformas fijas y autoelevables para perforar casquete de gas.

14. Arreglo Estándar de Múltiples de Estrangulación para Perforación, Terminación y Mantenimiento de pozos.

14.1. Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento terrestre de 5000 psi. 14.2. Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento terrestre de 10000 psi. 14.3. Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento terrestre de 15000 psi. 14.4. Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento en plataformas fijas y autoelevables de 5000 psi.

14.5. Arreglo para Perforación, Terminación y Mantenimiento en plataformas fijas y autoelevables de 10000 psi.

15. Arreglo Estándar de Conexiones Superficiales de Control para Mantenimiento de Pozos Terrestre.

15.1. Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo I. 15.2. Arreglo estándar mantenimiento Tipo I, con preventores 7 1/16” 10000 psi para pozos de alta presión.

15.3. Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo I, con preventores Cameron UM.

15.4. Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II. 15.5. Arreglo estándar mantenimiento Tipo II, para pozos de mediana presión, con preventores 7 1/16” 10000 psi con restricción de altura mesa rotaria.

15.6. Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con preventores Cameron UM (doble y sencillo).

115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 125 126 127 128 129 130

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15.7. Arreglo para mantenimiento de pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con preventores Cameron UM (doble y esférico).

16. Materiales y Ejemplos de Arreglos de las Conexiones Superficiales de Control para Perforación, Terminación y Mantenimiento de pozos.

16.1. Relación de material necesario para la instalación de conexiones superficiales de control de pozos terrestres.

16.2 Arreglos recomendados de preventores y arietes para perforar y al introducir tuberías de revestimiento.

16.3. Tamaños y rangos de presión de trabajo de los BOP´s y rango de cierre de arietes variables.

16.4. Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres.

16.5. Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres con limitación de altura de mesa rotaria.

16.6. Arreglo para pozos exploratorios de baja presión terrestres, con Divertir. 16.6.1. Arreglo para pozos exploratorios de baja presión terrestres.

16.7. Arreglo para pozos exploratorios de alta presión terrestres, con Diverter. 16.7.1. Arreglo para pozos exploratorios de alta presión terrestres.

16.8. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi para yacimientos de gas en formaciones de terciario.

16.8.1. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, cabezal soldable 16 ¾” 3000 psi.

16.8.2. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, cabezal soldable 20 ¾” 3000 psi.

16.8.3. Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5000 psi, para yacimientos de gas en formaciones de terciario.

16.9. Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi (cabezal compacto).

16.9.1. Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi, con cabezal 20 ¾” 3000 psi. 16.9.2. Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5000 psi, con cabezal 13 5/8” 5000 psi. 16.9.3. Arreglos estándar preventores 13 5/8” 10000 psi, cuando las TR´s de 9 5/8”, 7 5/8” o 7” son Liners. 131 132 132 135 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151

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16.10. Arreglos estándar preventores 11” 5000 psi, cuando la TR de 7” es corrida a superficie o se corre complemento a superficie y se tiene cabezal compacto. 16.10.1. Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 9 5/8” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie.

16.10.2. Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 7” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie.

16.10.3. Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR 7” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto, cabezal soldable 20 ¾” 3000 psi.

16.10.4. Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 7” es corrida a superficie o se corre el complemento a superficie y se tiene cabezal compacto,

cabezal soldable 13 5/8” 5000 psi.

16.10.5. Arreglos estándar preventores 11” 10000 psi, cuando la TR de 7” es liner y se cuenta con cabezal compacto.

16.11. Arreglos estándar mantenimiento Tipo I, preventores 7 1/16” 10000 psi para pozos de alta presión.

16.11.1. Arreglos estándar mantenimiento Tipo I para pozos de alta presión, preventores 7 1/16” 10000 psi cabezal compacto.

16.12. Arreglos estándar mantenimiento Tipo II para pozos de mediana presión, preventores 7 1/16” 10000 psi con restricción de altura mesa rotaria.

16.12.1. Arreglos estándar mantenimiento Tipo II para pozos de mediana presión, preventores 7 1/16” 10000 psi con restricción de altura mesa rotaria y cabezal compacto.

16.13. Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo con presiones máximas de 2000 psi en plataformas fijas y autoelevables. 16.14. 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.

16.15. 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.

16.16. 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 con flujo controlado.

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16.17. Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos exploratorios con presiones máximas de 10000 psi en plataformas fijas y autolevables para perforar casquete de gas.

Anexos……….. a) Preventor anular marca Hydrill tipo “MSP” medida 21 ¼” capacidad 2000 psi

(Tabla de presiones para control superficial).

b) Preventor anular marca Hydrill tipo “MSP” medida 13 5/8” capacidad 5000 psi (Tabla de presiones para control superficial).

c) BOP´s 7 1/16” 10000 psi tipo “UM” (Compactos)... d) BOP´s 7 1/16” 10000 psi tipo “U” vs. “UM” (Cameron)………..

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Prólogo

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 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.

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 medio ambiente.

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.

La Gerencia de Ingeniería y Tecnología de la UPMP, desea que la incorporación de nuevos temas al manual anterior, sean de utilidad para todo el personal técnico involucrado en el diseño, adquisición, instalación y mantenimiento de los sistemas de control superficial de pozos.

El manual anterior se realizó con la participaron 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 Con la coordinación: M.I. Juan Alfredo Ríos Jiménez. Ing. Miguel Ángel Aguilar de la Serna

Para la realización del nuevo manual, agradecemos a las autoridades de la UPMP y al personal técnico operativo de Sede Villahermosa, Divisiones Norte, Sur y Marina por su participación, y en particular a los siguientes profesionistas:

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Introducción

Con la finalidad actualizar el manual de referencia: Estandarización de Conexiones Superficiales de Control, se realizó una revisión y ampliación de los temas del mismo; además, se agregaron nuevos capítulos que enriquecen su contenido; todo lo anterior, con la colaboración de un grupo de especialistas de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP), denominando a esta nueva versión “Manual y Estandarización de Conexiones Superficiales de Control”.

Para salvaguardar la seguridad del personal que desarrolla las actividades sustantivas en las diferentes Divisiones que conforman la UPMP, uno de los aspectos más importantes es la capacitación de todo su personal, así como estandarizar sus instalaciones, métodos, procedimientos, tecnologías y equipos.

Este nuevo manual, conserva las características del manual anterior con un tratamiento más a fondo de los temas, y la inclusión de nuevos capítulos que abarcan separador gas-lodo, desgasificador, equipo superficial para perforación bajo balance, normas y reglamentos. Se realizó por especialistas de las tres divisiones y sede de la UPMP, los arreglos se pueden utilizar en nuestros campos, y garantizan resultados satisfactorios ante cualquier eventualidad que se pueda presentar durante la intervención de un pozo, en cualquiera de sus fases operativas.

El presente manual, debe llegar a todo el personal de la UPMP que por la naturaleza de sus funciones tenga relación con esta actividad.

El manual comprende una descripción de los componentes de las conexiones superficiales, características, recomendaciones prácticas de mantenimiento y cuidados durante la instalación y uso de las mismas, así como las ventajas y desventajas que representa la utilización de ciertos elementos.

También contiene los arreglos de preventores y árboles de estrangulación que deben usarse en las diferentes etapas del proceso de perforación, terminación y mantenimiento de pozos, señalando las características y especificaciones que garanticen la seguridad de su uso, sólo limitadas por los rangos de presión de trabajo y los espacios para su instalación.

En los nuevos capítulos que se incluyen, se pretende dar a conocer los diferentes elementos superficiales que se utilizan en la perforación bajo balance, así como saber si el separador gas-lodo instalado en el equipo cumple con las especificaciones que garanticen su eficiente operación de acuerdo a los volúmenes de gas que se esperan manejar durante la perforación o intervención de un pozo; ya que, en caso contrario se debe contemplar la utilización de un separador adicional para un manejo seguro.

Esperamos que este manual cumpla las expectativas y sea una herramienta que de respuesta a los problemas técnicos tanto al personal de campo como el que labora en las oficinas.

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1. Preventores

El criterio para seleccionar el arreglo del conjunto de preventores debe considerar la magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida en cada de una de las etapas durante el proceso de perforación y mantenimiento de pozos; así como, la presión del yacimiento esperada en la superficie. La clasificación API para el conjunto de preventores, se basa en el rango de la presión de trabajo.

Existe un bajo riesgo cuando se tienen presiones de formación normales. Por lo que, 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 formaciones anormales.

Yacimientos de alta presión, alta temperatura o alta productividad. Areas densamente pobladas.

Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y plataformas marinas. Entonces, el arreglo requerido debe ser más completo y en consecuencia de mayor costo.

Los preventores son un sistema para control del pozo, y tienen 3 funciones: 1. Cerrar el pozo en caso de un influjo imprevisto

2. Colocar suficiente contra-presión sobre la formación 3. Recuperar el control primario del pozo

Durante las operaciones de perforación o mantenimiento, si llegara a manifestarse un flujo o brote, el sistema de control superficial debe tener la capacidad para cerrar el pozo y circular el fluido invasor fuera de él. El control de un pozo lo constituyen en la superficie, los sistemas de circulación y de preventores.

Los arreglos de preventores lo forman varios componentes. Y refiriéndose a los tipos pueden ser: esférico, anulares, variables, ciegos y de corte.

Es conveniente tener presente algunas normas de seguridad que se emplean en el conjunto de preventores antes de su instalación y su operación, permitiendo con esto un adecuado manejo de los mismos y un mayor rendimiento en el área de trabajo.

Antes de su instalación

La medida y capacidad del preventor deberá ser igual que la del cabezal donde se va a instalar.

Revisar que el preventor este en la posición correcta.

Abrir los bonetes del preventor, revisar el empaque y las pistas de sello.

Verificar que los empaques frontales y superiores de los arietes (rams) estén en buenas condiciones.

Revisar la operación de los tornillos candado (yugos), ésta deberá ser fácil y rápida. En conjunto de preventores dobles de 5000 lb/pg2 y de 10000 lb/pg2, los arietes

(rams) ciegos se colocan en el preventor de en medio y los arietes de tubería en el preventor superior e inferior, siempre y cuando la tubería sea del mismo diámetro.

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Pruebe la hermeticidad del cierre.

Instale y pruebe las líneas de 1” de los preventores.

Revisar la operación de los arietes (rams) verificando el movimiento de los vástagos contra la presión de operación.

Limpiar y revisar las pistas para los anillos metálicos empacadores en las bridas. El anillo metálico empacador será del rango adecuado para las bridas que se unan e

invariablemente nuevo.

Verificar las medidas y cantidades de birlos y tuercas que se van a usar y repáselos (límpielos).

Revisar las pistas de sello de las bridas laterales e instalar las válvulas respectivas. Comprobar que la cantidad de birlos y tuercas para las bridas laterales sea adecuada

y de la medida correcta.

Durante su instalación

Manejar los preventores usando cables de acero de 1” o mayor diámetro (no los maneje con los cáncamos, éstos se usan sólo para el cambio de arietes o de bonetes).

Inspeccionar nuevamente la ranura de sello inferior y la del cabezal de la TR.

Lavar y secar las ranuras e instalar el anillo metálico empacador correctamente; éste deberá ser nuevo.

Proteja la boca del pozo mientras se efectúa la operación de instalación del preventor. Oriente los preventores al sentarlos en el cabezal e introduzca cuatro birlos para

utilizarlos como guías. Siéntelos con precaución para no dañar el anillo metálico empacador.

Revisar que el apriete de los birlos se efectué en forma de cruz hasta lograr el apriete adecuado.

En caso de instalarse dentro de un contrapozo profundo deberá darse la altura adecuada para lograr la apertura de los bonetes. (Use carretes espaciadores).

Antes de conectar las mangueras metálicas de 1”, selecciónelas e instálelas correctamente al preventor.

Instalar el sistema de operación manual de los preventores.

Comprobar la instalación del preventor con respecto al pozo y mesa rotatoria. Los cáncamos deberán permanecer conectados en el cuerpo del preventor.

Durante su operación

Revise que la presión hidráulica de operación del múltiple de los preventores permanezca en 1500 lb/pg2.

Deberá probarse la efectividad del conjunto de preventores a su capacidad de trabajo a la mayor brevedad posible después de su instalación.

Siempre deberá estar instalado el sistema de operación manual a los preventores. (Crucetas, extensiones, volantes, seguros y soportes).

Los tornillos candado (yugos) deberán permanecer engrasados.

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Revise periódicamente el apriete de la tornillería de los preventores y válvulas laterales.

Opere con frecuencia los arietes (rams) para tubería y los ciegos normales o de corte al terminar de sacar la tubería, compruebe la operación de los vástagos contra la presión de operación.

Inspeccione que las líneas de matar y estrangular estén conectadas a las válvulas laterales del preventor o al carrete de control.

Al efectuar un cambio de arietes (rams) al conjunto de preventores, debe ser en el menor tiempo posible.

Al cambiar los arietes (rams), revise los sellos de los bonetes y sus pistas. Al cerrarlos apriete correctamente los tornillos.

El agujero de paso del conjunto de preventores deberá permanecer centrado respecto a la tubería y a la mesa rotatoria.

Durante la operación, si se observa movimiento en el conjunto de preventores, debe sostenerse a la subestructura por medio de tensores.

Durante la intervención del pozo se deberán tener arietes (rams) de las medidas de las tuberías que se manejan, así como elementos de sello de los arietes (rams) y los bonetes.

Ahora bien, describiremos los diferentes tipos de preventores, e iniciaremos con el sistema desviador de flujo, que es el primer sistema de control del pozo que se instala al iniciar la perforación.

1.1 Sistema Desviador de Flujo

El 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, de revestimiento y 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 (venteo), derivando el flujo de formaciones someras hacia sitios alejados del equipo de perforación y del personal, evitando así el fracturamiento de las formaciones, disminuir el riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la tubería conductora que pondría en peligro a la cuadrilla y las instalaciones de perforación.

Por lo general, se utilizan como desviadores los preventores anulares de tipo convencional o las cabezas rotatorias. Sin embargo, se surten “Desviadores” especiales de baja presión en diversos tamaños. La presión de trabajo del desviador y de la(s) línea(s) de venteo o lateral(es) no es de gran importancia, ya que su función es únicamente desviar el flujo. El diámetro interior debe ser suficiente para que permita pasar la barrena y perforar la siguiente etapa. Todo el conjunto, una vez instalado, será

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Si el sistema desviador integra una o más válvulas en la línea lateral, las válvulas deben ser tipo abertura completa y mantenerse en la posición abierta para un sistema manual, o bien, deben ser diseñadas para abrirse automáticamente cuando se cierra el desviador. Por lo menos una de las líneas laterales debe estar abierta en todo momento. Las líneas normalmente son de 10” de diámetro interior o mayores para operaciones marinas y de 6” de diámetro interior o mayores para operaciones terrestres.

El desviador y cualquier válvula deben ser probados cuando se instale y en intervalos apropiados durante las operaciones, para garantizar el funcionamiento correcto. Debe bombearse fluido a través de las líneas de venteo a periodos regulares de tiempo durante las operaciones para asegurar que las líneas no están tapadas.

La capacidad de los acumuladores para el sistema desviador de flujo debe ser calculado y estar de acuerdo con el API RP-64.

Figura 1.- 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 marinos, por lo general se instala una TR conductora de gran diámetro por debajo del lecho marino.

Líneas de desfogue Preventor

Campana

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Figura 2.- Desviador de flujo en una unidad flotante (barco perforador o plataforma semisumergible)

Recomendaciones

Verificar diariamente la operación correcta del sistema desviador de flujo, accionándolo desde los controles remotos.

Revisar que las líneas de desfogue no estén obstruidas.

Inspeccionar y 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.

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 las convencionalmente utilizadas, con la finalidad de que en situaciones críticas, el pozo sea rápidamente desfogado evitando riesgos mayores.

Deberán efectuarse simulacros a intervalos apropiados con las cuadrillas, para entrenarlos y sean capaces de reaccionar oportunamente ante situaciones que requieran operar el sistema desviador de flujo.

1.2 Preventor Esférico

Es un preventor anular, y es instalado en la parte superior de los preventores de arietes. Tiene como principal característica, efectuar cierres herméticos a presión sobre cualquier forma o diámetro de tubería o herramienta que pueda estar dentro del pozo. El tamaño y su capacidad deberán ser iguales que los preventores de arietes.

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Se emplean con el uso de un elemento grueso de hule sintético que se encuentra en el orificio interno del mismo y al operarlo, se deforma concéntricamente hacia el interior del preventor, ocasionando el cierre parcial o total del pozo. El hule estando en posición abierta tiene el mismo diámetro de paso del preventor. Además permite el paso o giro de tuberías aún estando cerrado (esta operación se debe efectuar regulando la presión de trabajo a su mínimo valor de sello). Es posible cambiar el elemento sellante con tubería dentro del pozo; además, cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas de la unidad de registros.

El preventor anular esférico se coloca en la parte superior de los preventores de arietes, debiendo ser de las mismas características. Los más usados son de 21 ¼”, 16 ¾”, 13 5/8”, 11” y 7 1/16”, con presiones de trabajo de 2000 a 10000 lb/pg2.

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.

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Figura 4- Preventor esférico Cameron Tipo DL

Recomendaciones de operación

La frecuencia de las pruebas será similar a la del conjunto de preventores.

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 la característica de que la presión contribuye al cierre del mismo.

Tabla 1. Presión de cierre en lb/pg2 del preventor anular Hydrill sin presión en el pozo

HYDRILL MSP Tipo GK DIÁMETRO A CERRAR (PG) 29 1/2" 5M 21 1/4" 2M 16 3/4" 5M 13 5/8" 5M 13 5/8" 10M 11" 5M 11" 10M 7 1/6" 10M 12 950 6 5/8 550 550 5 1350 500 600 600 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 Ciego 1500 1100 1150 1150 1150 1150 1150 1150

(18)

1.3. Preventores de Arietes

El preventor de arietes anulares 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.

Figura 5.- Ejemplo de preventores sencillos de arietes marca Cameron tipo U y UM.

Otras características son:

El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble. Puede instalarse en pozos terrestres o en plataformas marinas. 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.

(19)

1.4 Arietes Anulares

Los arietes anulares 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.

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 alrededor de la tubería.

Sello superior

Empaque frontal

Cuerpo del ariete Ariete anular para preventor tipo “U”

Figura 7.- Arietes para tubería marca Cameron

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.

Capacidad de carga sobre los arietes:

El procedimiento recomendado para suspender la tubería de perforación, es cerrar los arietes utilizando de 1500 a 3000 psi, cerrar los candados usando el procedimiento normal, y luego apoyar el peso de la tubería sobre los arietes.

Tabla 2.- Capacidad de carga en arietes de preventores.

TUBERIA DE PERFORACION (PG) FABRICANTE 3 ½ TONS. 1000´s LBS 4 ½ TONS. 1000´s LBS 5 TONS. 1000´s LBS

CAMERON IRON WORKS

ARIETES MODIFICADOS 192.5 425 249.1 550 271.8 600 ARIETES ESTANDAR 135.9 300 181.2 400 203.8 450 HYDRIL ARIETES MODIFICADOS 271.8 600 271.8 600 271.8 600 ARIETES ESTANDAR 113.2 250 113.2 250 113.2 250 SHAFFER SL-D, 73, 75 271.8 600 271.8 600 271.8 600 Datos: Revista Tecnology, 1990

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1.5 Arietes Ajustables

Los arietes variables o ajustables son similares a los descritos anteriormente. La característica que los distingue es cerrar sobre un rango de diámetros de tubería, así como de la flecha.

Figura 8.- Arietes variables para tubería Tabla 3. Rango de cierre de arietes variables (ajustables)

TAMAÑO (PG)

PRESIÓN DE TRABAJO (PSI)

RANGO DE CIERRE DE ARIETES VARIABLES (PG) 7 1/16 3000, 5000, 10000 y 15000 3 1/2 - 2 3/8; 4 - 2 7/8 11 3000, 5000 y 10000 5 - 2 7/8; 5 1/2 - 3 1/2 11 15 000 5 - 2 7/8 13 5/8 3000, 5000 y 10000 7 - 4 ½; 5 – 2 7/8 13 5/8 15000 7 – 5; 5 - 3 1/2 16 3/4 5000 y 10000 7 - 3 1/2 16 3/4 10000 5 - 2 7/8 20 3/4 3000 7 5/8 - 3 ½; 5 - 2 7/8

1.6. 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.

Figura 9.- Arietes ciegos Sello superior Empaque frontal

Cuerpo del ariete Ariete anular ajustable para preventor tipo “U”

(21)

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.

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.

Lo anterior tiene la gran desventaja de deteriorar los arietes inferiores, los cuales no es posible cambiar, por lo que debe procurarse operarlos sólo en caso necesario; ya que, como se indicó, deben considerarse como válvula maestra.

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.

Entonces; 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.

Entonces, 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.

(22)

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.

1.7 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 la 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 pistón y la carrera de operación.

Figura 10.- Arietes ciegos de corte

A continuación se muestra un ejemplo para determinar los diámetros de tubería que se pueden cortar en función del diámetro del preventor, que es un dato de suma importancia cuando se utilizan arietes ciegos de corte.

Ariete armado Empaque lateral

Empaque de cuchillas de corte Empaque lateral

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C

C

o

o

r

r

t

t

e

e

d

d

e

e

t

t

u

u

b

b

u

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r

i

i

c

c

a

a

m

m

e

e

n

n

t

t

e

e

)

)

.

.

1.8 Empaquetadura de Preventores (Elastómeros)

La empaquetadura 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 compuesto 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.

D Deetteerrmmiinnaacciióónnddeelloonnggiittuuddeess.. DDeetteerrmmiinnaacciióónn ddee DDiiáámmeettrrooss P Peerrmmiissiibblleess.. Conclusión • Como LTR > LBOP No se cortará la TR = Problemas.

L

Si BOP es de 13 5/8”-5M LBOP=13.625” Si el BOP es de 13 5/8” 5M Y la TR es de 9 5/8”

Perímetro de un circulo es: P=π*D ó P=2πr

PTR =3.1416 * 9.625” = 30.23”

Cuando este aplastada la TR tendremos:

LTR = PTR /2

LTR = 30.23”/2 = 15.115”

Si el BOP es de 13 5/8” 5M LPERM=13.625”

D

Cuando el diámetro esté aplastado tendremos:

LPERM = PPERM /2

PPERM = 2 * LPERM = 2 * 13.625” = 27.25”

Perímetro de un circulo es: P = π * D

DPERM = PPERM /π

DPERM =27.25” / 3.1416 = 8.67”

•Un BOP de 11” con RAMS de corte.

SOLO cortará diámetros < a 7”. Conclusiones:

• Un BOP de 13 5/8” con RAMS de corte.

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Tabla 4.- Guía para la selección de los códigos de los elementos sellantes TIPO DE ELASTOMERO RANGO DE DUREZA CODIGO API

APLICACIÓN TIPICA 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.

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 en un 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. También, las condiciones de almacenamiento determinan la duración de los elementos de caucho.

Tabla 5. Guía para el almacenamiento de empaquetaduras de caucho en general

CALIDAD DE ALMACENAMIENTO CONDICIÓN

Buena Normal Deficiente

Temperatura Hasta 80 °F Hasta 120 °F Más de 120 °F Esfuerzos Compartimientos

separados para cada pieza sin apilar.

Piezas apiladas en grupos pequeños, sin comprimirlas en las cajas ni en estantes, piezas pequeñas puestas en cajas de poca altura.

Piezas almacenadas comprimidas, estiradas, dobladas o plegadas, anillos en

"O" colgados en clavijas. Medio

ambiente

Proteger de la luz y del contacto con el aire.

Bajo techo lejos de ventanas y equipo eléctrico que produzca chispas.

A rayo de sol o con luz fuerte, cerca de motores eléctricos, máquinas de soldadura con arco, etcétera.

Contacto con líquidos

Secas Secas Posibilidad de que se mojen

con aceite, solventes, agua, ácidos, etcétera.

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Tabla 6. Tiempo de conservación de empaquetadura de caucho en general, dependiendo de la calidad de almacenamiento

TIPO DE CAUCHO

CALIDAD DE ALMACENAMIENTO

Buena Normal Deficiente

Epiclorohidrina 6 - 8 años 4 - 6 años Distorsión permanente si los artículos se almacenan bajo esfuerzo.

Neopreno 3 - 5 años 2 - 4 años Distorsión permanente si los artículos se almacenan bajo esfuerzo.

Nitrilo 2 - 4 años 1 - 3 años En menos de una semana se puede agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites y disolventes afectan muy adversamente.

Natural 2 - 4 años 1 - 3 años En menos de una semana se puede agrietar a causa de la luz, esfuerzos o del ozono. Los aceites y disolventes afectan muy adversamente.

Figura 11.- Algunos tipos de empaquetaduras

1.9 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.

Se deben llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar como mínimo cada 15 días, pero en los pozos exploratorios y cuando estén en la etapa de perforación de la zona productora, se efectuarán como mínimo cada 7 días, en

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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 delimitador.

Cuando se trate de pozos de desarrollo, localizados en áreas o campos específicos con presiones anormales o yacimientos de alta productividad.

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 TR.

Se debe tener la precaución de abrir la válvula en la línea de estrangulación a la línea de desfogue, antes de abrir los arietes para 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.

Debe circularse agua limpia en el sistema de control superficial, para lavar y eliminar sólidos que pudieran obturar posibles fugas.

Prácticas recomendadas, equipos terrestres.

Tabla 7. Prueba inicial.

COMPONENTES A PROBARSE PRUEBA DE PRESIÓN RECOMENDADA A BAJA

PRESIÓN LB/PG2

PRUEBA DE PRESIÓN RECOMENDADA A ALTA PRESION LB/PG2

1. Cabeza rotatoria 200 - 300 Opcional 2. Elemento del desviador Mínima 200 - 300 Opcional 3. Preventor anular

Cámara de operación

200 - 300 N/A

Mínimo al 70% de la presión de trabajo Mínimo 1500 4. Preventor de arietes Para TP Ajustable Ciego, ciego/corte Cámara de operación 200 - 300 200 - 300 200 - 300 N/A

Presión de trabajo de bops arietes Presión de trabajo de bops arietes Presión de trabajo de bops arietes Máx. presión de op. Recomend. Por fab. 5. Línea de flujo del desviador Prueba de flujo N/A

6. Línea de estrangular válvulas 200 - 300 Presión de trabajo de bops arietes 7. Línea de matar y válvulas 200 - 300 Presión de trabajo de bops arietes 8. Múltiple de estrangular

Antes de la primera válvula de alta presión

Después de la última válvula de alta presión

200 - 300 200 - 300

Presión de trabajo de bops arietes Opcional

9. Sistema de control de bops Múltiple y líneas a bops Presión acumuladores Tiempo de cierre Capacidad de la bomba Tablero de control N/A Verificar precarga Prueba de fluido Prueba de fluido Prueba de fluido Mínimo 3000 N/A N/A N/A N/A 10. Válvula de seguridad, flecha,

válvulas de la flecha y válvulas de seguridad en el piso

200 -300 Presión de trabajo de bops arietes

11. Equipo auxiliar Separador gas lodo Tanques de viaje

Prueba de flujo Prueba de flujo

N/A N/A

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Tabla 8. Pruebas subsecuentes (no exceder 21 días). COMPONENTES A PROBARSE PRUEBA DE PRESIÓN

RECOMENDADA A BAJA PRESIÓN LB/PG2

PRUEBA DE PRESIÓN RECOMENDADA A BAJA ALTA LB/PG2

1. Cabeza rotatoria 200 - 300 Opcional 2. Elemento del desviador Mínima 200 - 300 Opcional 3. Preventor anular

Cámara de operación

200 - 300 N/A

Mínimo al 70% de la presión de trabajo N/A 4. Preventor de arietes Para TP Ajustable Ciego, ciego/corte TR (antes de correrse) Cámara de operación 200 - 300 200 - 300 200 - 300 Opcional N/A

Mayor que la Presión esperada en superficie

Idem Idem Opcional N/A 5. Línea de flujo del desviador Prueba de flujo N/A

6. Línea de estrangular válvulas 200 - 300 Mayor que la máxima presión esperada de cierre en superficie

7. Línea de matar y válvulas 200 - 300 Mayor que la máxima presión esperada de cierre en superficie

8. Múltiple de estrangular

Antes de la primera válvula de alta presión

Después de la última válvula de alta presión

200 - 300 Opcional

Mayor que la máxima presión esperada de cierre en superficie

Opcional 9. Sistema de control de bops

Múltiple y líneas a bops Presión acumuladores Tiempo de cierre Capacidad de la bomba Tablero de control N/A Verificar precarga Prueba de fluido Prueba de fluido Prueba de fluido Opcional N/A N/A N/A N/A 10. Válvula de seguridad, flecha,

válvulas de la flecha y válvulas de seguridad en el piso

200 -300 Mayor que la máxima presión esperada de cierre en superficie

11. Equipo auxiliar Separador gas lodo Tanques de viaje

Prueba de flujo opcional Prueba de flujo

N/A N/A

La prueba a baja presión deberá ser estable al menos durante 5 minutos La prueba a alta presión deberá ser estable al menos 5 minutos.

Las pruebas tipo flujo deben ser de suficiente duración para observar fugas insignificantes.

Todos los conectores, conexiones y tuberías en las operaciones de prueba a presión deben tener un rango de presión mayor que la máxima presión anticipada de presión de prueba.

Verificar el tipo, rango de presión, y conexiones de cada pieza de equipo a ser probado como se especifica en el equipo o documento del equipo a probar.

Cuando el conjunto de preventores es probado sobre el cabezal se debe monitorear la presión sobre la TR.

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El múltiple y todas las válvulas se deben probar en el sentido de flujo a la misma presión que los preventores de arietes.

Después de 3 a 5 años de servicio, el conjunto de preventores, múltiple de estrangular y componentes del diverter deben ser desarmados e inspeccionados de acuerdo con los lineamientos del fabricante.

Los componentes deben ser cambiados, y las superficies pulidas inspeccionadas por el desgaste o corrosión. Las dimensiones críticas deben ser verificadas contra los límites de desgaste permitidos por el fabricante. Los componentes deben ser inspeccionados sobre una cedula de evidencia.

La inspección y mantenimiento bajo cedula para inspección periódica no destructiva al separador gas lodo servirá para verificar su integridad a la presión. Esta inspección puede ejecutarse por métodos hidropáticos, ultrasónicos y otros.

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.

Las pruebas se efectuarán siempre en la dirección del flujo del pozo.

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.

Es conveniente que todo el personal que labore en el equipo tenga 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. Estas pruebas consisten en lo siguiente:

Instalar la válvula de seguridad en la tubería de perforación y el preventor interior. Verificar que la consola opere correctamente y estén calibrados el contador de

emboladas y los manómetros de presión.

Verificar apertura y cierre de cada preventor del control maestro y de cada uno de los controles remotos.

Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación.

Operar 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 (stand pipe) con la línea de matar, y teniendo el preventor inferior cerrado para evitar el represionamiento del pozo, bombear agua por cada uno de los estranguladores ajustables y hasta el quemador, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas.

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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.

Probadores

Estas 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:

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.

Figura 12.- Probador tipo colgador

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.

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Figura 13.- Probador tipo copa

1.10 Arreglos

Un conjunto de preventores debe tener un arreglo que permita:

a) Cerrar la parte superior del pozo alrededor del elemento tubular (tubería de perforación, tubería pesada 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 fluido invasor (gas, aceite, agua salada, o una combinación de ellos y el lodo contaminado).

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 que en caso de que algún componente falle, pueda inmediatamente operarse otro.

En este sentido, el personal del equipo juega un papel muy importante; ya que, si ellos se mantienen alerta 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 tomar las acciones adecuadas para aplicar los procedimientos y mantener el pozo bajo control.

El arreglo de preventores de superficie lo forman varios componentes. Entre ellos estan los preventores anulares (esféricos), los preventores de arietes (rams) en sus diversas formas, los carretes de control, y demás componentes.

Como norma, todos los preventores de arietes (rams) deben tener extensión y maneral para asegurar mecánicamente su cierre efectivo. Es adecuado disponer de candados operados hidráulicamente, como en 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. En la siguiente tabla, se muestran los arreglos de preventores de acuerdo al API.

Probador de copa Cameron Tipo “F”

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Tabla 9. Arreglos de preventores, de acuerdo al API.

CLASIFICACION DE PREVENTORES (API)

TIPO API NORMA API PRESION DE

TRABAJO lb/pg2 CONDICIONES DE SERVICIOS 2M 2000 Trabajo ligero 3M 3000 Baja presión 5M 6 B 5000 Media presión 10M 10000 Alta presión 15M 6 BX 15000 Extrema presión

La clasificación del API para los arreglos típicos de los preventores de reventones, esta basada en las presiones de trabajo, mostrándose en las figuras que se muestran mas adelante, para las clases API 2M, 3M, 5M, 10M y 15M. Algunos arreglos diferentes a los mostrados, podrán ser adecuados en el cumplimiento de los requerimientos de las condiciones del pozo, y en aras de promover la seguridad y la eficiencia.

Para la fácil identificación de los componentes, se utiliza un código que se describe a continuación.

Código para los componentes.

A = Preventor de reventones, tipo anular (esférico). G = Cabeza rotatoria.

R = Preventor de reventones de arietes sencillo, con un juego de arietes para tubería, ciegos, variables o de corte-ciego, según la preferencia del operador.

Rd = Preventor de reventones de arietes dobles, colocados según la preferencia del operador.

Rt = Preventor de reventones de ariete triple, con tres juegos de arietes, colocados según la preferencia del operador.

S = Carrete de perforación o de control, con conexiones de salida lateral para las líneas de estrangulación de matar.

M = Presión de trabajo, 1000 lb/pg2. (Actualmente se usa la letra “K” con el mismo significado).

Los componentes se enlistan desde abajo hacia arriba, a partir del fondo del arreglo de preventores, ejemplos:

1.- Arreglo-5M-13 5/8"-SRRA Que significa:

Presión de trabajo del arreglo de preventores -5000 lb/pg2. Diámetro de paso - 13 5/8".

Arreglo: Carrete de control, dos preventores de arietes sencillos y un preventor esférico. 2.- Arreglo-10 K – 13 5/8” – RSRA

Que significa :

Presión de trabajo del arreglo de preventores -10000 lb/pg2. Diámetro de paso - 13 5/8”.

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Arreglo: Un preventor de arietes, un carrete de trabajo, un preventor de arietes y un preventor esférico.

A continuación se muestran arreglos típicos de preventores de reventones.

Figura 14.- Arreglos para una presión de trabajo 2M

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Figura 16.- Arreglos para una presión de trabajo 10M y 15M.

Nota: Probar las CSC de acuerdo con el procedimiento operativo 223-21100-PO-411-093 “PROCEDIMIENTO PARA EFECTUAR PRUEBA DE HERMITICIDAD A CABEZAL, CONJUNTO DE PREVENTORES Y ENSAMBLE DE ESTRANGULACIÓN”. Se deberá proporcionar el diagrama y certificado de pruebas actualizado.

Como parte importante, se debe disponer de un paquete de refacciones en el equipo, sobre todo las partes que sufren mayor desgaste y son de vital importancia.

Deben estandarizarse 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, birlos, 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.

1.11 Mantenimiento

No se recomienda soldar en los preventores o en el equipo relacionado.

La vida útil del empaque sello de los preventores anulares se puede mejorar de las siguientes maneras:

1. Cerrando el preventor contra tubería y no en agujero abierto (sin tubería). 2. Usando la presión de cierre recomendada por el fabricante.

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3. Usando el tipo de elastómero adecuado para el fluido de control en uso y para los fluidos de la formación anticipados.

4. El uso adecuado de un regulador o acumulador al sacar o meter a presión las juntas de la tubería. El movimiento rápido de una junta a través del empaque cerrado puede dañarlo severamente y causar su falla prematura.

En este caso, aplican las prácticas recomendadas por el API para sistemas de equipo para la prevención de reventones API RP-53-A.

Modificaciones al preventor para los ambientes con ácido sulfhídrico

En las operaciones de perforación donde se espere encontrar zonas con gas sulfhídrico, con rangos en que la presión parcial exceda 0.05 lb/pg2 en la fase gaseosa, bajo la máxima presión prevista, deben realizarse modificaciones en los preventores. Las prácticas recomendadas para la seguridad en las operaciones de perforación en este tipo de ambiente, se podrán encontrar en Especificaciones API RP-49, "Procedimientos recomendados para la perforación segura en pozos que contienen ácido sulfhídrico". Se requieren modificaciones en los equipos, ya que muchos materiales metálicos en ambientes con sulfhídrico (servicio amargo), están sujetos a hacerse quebradizos, fenómeno que se conoce con el nombre de: “Agrietamiento por el Esfuerzo Sulfúrico (AES). Dicha falla espontánea depende de las propiedades metalúrgicas del material, el esfuerzo o carga total (ya sea interno o aplicado), y el ambiente corrosivo. En la norma NACE MR-0175 aparece una relación de materiales metálicos resistentes al agrietamiento por esfuerzo del sulfhídrico en el campo petrolero.

El fabricante debe proporcionar una relación de las partes específicas que deben de cambiarse en los preventores anulares y de arietes, para el servicio en un ambiente con sulfhídrico. Como guía, todos los materiales metálicos que pudieran ser expuestos al sulfhídrico bajo las condiciones de operación, deben tener una alta resistencia al agrietamiento por el mismo. La máxima dureza aceptable de los cuerpos de todos los preventores y válvulas deberá cumplir la norma NACE mencionada anteriormente.

Los elastómeros también están sujetos al ataque por sulfhídrico. Los elastómeros de nitrilo que cumplan otros requerimientos de trabajo son aptos para servicio amargo hasta una temperatura entre 65.5 y 93.3 °C (150-200 °F), pero se disminuye rápidamente su vida útil. Si se esperan temperaturas mayores a 93.3 °C, en la línea de flujo, se debe consultar al fabricante del equipo.

Los elastómeros deben ser cambiados lo más pronto posible después de su exposición al sulfhídrico bajo presión.

Inspección física del conjunto de preventores

Antes 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.

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Inspeccione el tipo y las condiciones que guardan cada uno de los anillos a instalar. En tablas 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.

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 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.

2. Carrete de Control

El carrete de control se instala para conectar las líneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de preventores. El API RP-53 recomienda que estas líneas se conecten a un preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran ventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, así como el número de bridas que 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 (strippping), colgado de la sarta y operaciones de corte de tubería.

2.1 Especificaciones

Las salidas laterales deben tener un diámetro interior nominal no menor de 2”. Deben usar bridas, birlos o abrazaderas para la clase API 2M, 3M y 5M.

El diámetro interior debe ser por lo menos igual al del último cabezal instalado en el pozo.

Las clases API 10M y 15M deben tener por lo menos dos salidas laterales, de un diámetro interior mínimo de 2” para la línea de matar y de 3” para la línea de estrangular.

El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores

Recomendaciones

Considerando las ventajas que se tiene, es conveniente tener instalado cuando menos un preventor de arietes en la parte superior del carrete de control, que pueda cerrar en la tubería.

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Figura 17.- Carrete de control

3. Cabezales de Tuberías de Revestimiento

El cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación permanente del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubería de revestimiento. El cabezal de pozo transfiere las cargas de la tubería de revestimiento y de la terminación a la tierra a través de la tubería de revestimiento superficial y provee un sistema de sello y válvulas para controlar el acceso a la tubería de producción y el espacio anular. Está hecho de uno o más carretes de tuberías de revestimiento, carretes de cabezal de tubería (head spool), el colgador y el árbol de producción.

Figura 18.- Carretes de cabezal de tubería

Las especificaciones del cabezal son expuestas en el API-6A.

Desde el diseño de las tuberías de revestimiento, se deben especificar los requerimientos del cabezal de pozo. Ya que en la terminación impactará en varias formas:

Las cargas serán transferidas de la tubería de producción al cabezal de pozo a través del colgador de la tubería.

Puede haber requerimientos de inyección a través del espacio anular por el cabezal (gas, inhibidores o inyección de agua, etc.).

La metalurgia y tamaño del puerto necesitarán ser considerados por las caídas de presión, erosión y aspectos de corrosión; así como, los límites de presión y temperatura.

Ciertas partes del cabezal del pozo serán expuestas a fluidos en el espacio anular (el colgador de la tubería de revestimiento de producción). Lo que puede impactar en su composición metalúrgica.

Puede requerirse el monitoreo de las presiones en el espacio anular. Esto es relativamente fácil en un pozo con cabezal en superficie. Pero, para un cabezal de lecho marino, pueden requerirse sensores especiales.

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3.1 Tipos

Por diseño puede ser roscable, soldable o bridado, además se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores.

Figura 19. Cabezal de TR soldable (rebajado) y roscado

Las salidas laterales del cabezal, pueden utilizarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para casos de emergencia estrictamente. Cuando las líneas no estén instaladas, es recomendable disponer de una válvula y un manómetro en dichas salidas.

El API-6A establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento.

La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión superficial máxima que se espere manejar.

Resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API y a la tubería en que se conecte.

Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la TR en que se conecta. Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TR´s

Selección

La etapa de terminación es para convertir un pozo perforado en un seguro y eficiente sistema de producción o inyección; y es en el diseño de la perforación donde se deben seleccionar los cabezales y el árbol de producción.

Tabla 10. Consideraciones para la selección del cabezal de producción y medio árbol.

DATOS

Presión Máxima en Superficie (psi):

Temperatura Máxima en Superficie (°C / °F): Contenido CO2 (%Mol):

Contenido H2S (%Mol):

Producción aceite (m3/d):

R.G.A. (m3/m3):

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