mmmconexionessupeficiales koomey

8/18/2019 mmmConexionesSupeficiales KOOMEY

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Subdirección de Perforación y Mantenimiento dePozos

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)


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Estandarización de Conexiones

Superficiales

de Control

(Manual de referencia)

D. R. 2003 Gerencia de Tecnología

Subdirección de Perforacióny Mantenimiento de Pozos


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Introducción

na de las políticas empresariales más importantes de la Unidad de Perforación yMantenimiento de Pozos (UPMP), es salvaguardar la seguridad del personal queUdesarrolla las actividades sustantivas en diferentes campos del sistema petrolero nacional.

Para conseguir este objetivo, uno de los aspectos más importantes es proporcionar capacitación atodo el personal técnico-operativo, así como estandarizar sus instalaciones, métodos,procedimientos, tecnologías y equipos. En este camino de la estandarización se ubica el esfuerzo querealizan especialistas de las tres divisiones y sede de la UPMP, uno de cuyos resultados es estevolumen donde se integran las características más importantes de las conexiones superficiales decontrol, así como los arreglos que se pueden utilizar en nuestros campos, ya que garantizanresultados satisfactorios ante cualquier eventualidad que se pueda presentar durante laintervención de un pozo, en cualesquiera de sus fases operativas.

El presente documento busca convertirse en un manual de trabajo que pueda ser consultadocotidianamente 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 cuidadosdurante la instalación y uso de las mismas.La segunda parte contiene los arreglos de preventores y árboles de estrangulación que deben usarseen las diferentes etapas de perforación, terminación y reparación de pozos, señalando lascaracterísticas y especificaciones mínimas necesarias que garanticen la seguridad de su uso, sólolimitadas 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 lesofrezca 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, ala hora de la hora, y le ahorran muchos recursos a la empresa.


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Indice

PrólogoIntroducción1. Unidad para operar preventores ..........................................................................61.1. Depósito almacenador de fluido .......................................................................6

1.2. Requerimientos de los acumuladores ...............................................................6

1.3. Requerimientos de volumen de los acumuladores .........................................71.4. Requerimientos de presión y precarga de los acumuladores ......................111.5. Fuentes de energía, requerimientos de las bombas .......................................131.5. Requerimientos de consolas de control remoto .............................................172. Requerimientos para válvulas, conexiones, líneas ...........................................183. Pruebas de operación y funcionamiento del sistema .......................................193.1. Recomendaciones ...............................................................................................193.2. Prueba de efectividad de tiempo de respuesta al sistema de bomba .........19 3.3. Prueba de operación y funcionamiento del sistema de acumuladores ......203.4. Cierre de preventor usando el sistema de respaldo ......................................203.5. Recomendaciones ...............................................................................................214. Cabezal de tubería de revestimiento ..................................................................22

5. Carrete de control ..................................................................................................245.1. Especificaciones y recomendaciones de operación .......................................24

6. Preventores de arietes ..........................................................................................256.1. Preventor de arietes anulares ...........................................................................256.2. Arietes anulares .................................................................................................266.2.1. Características .................................................................................................276.3. Arietes ajustables ...............................................................................................28

6.4. Ventajas y desventajas de la posición que guarda el preventor ciego .......296.4.1. Ventajas ............................................................................................................296.4.2. Desventajas ......................................................................................................306.5. Arietes de corte ..................................................................................................306.6. Arietes ciegos .....................................................................................................327. Preventor esférico .................................................................................................33

7.1. Características de diseño ..................................................................................347.2. Recomendaciones de operación ......................................................................358. Empaquetadura de preventores (elastómeros) ................................................378.1. Inspección y almacenamiento ..........................................................................389. Conexiones superficiales de control ...................................................................41


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9.1. Consideraciones de diseño ................................................................................419.2. Líneas de matar ...................................................................................................419.2.1. Especificaciones y recomendaciones de operación ....................................429.3. Múltiples y líneas de estrangular .....................................................................439.3.1. Consideraciones de diseño .............................................................................43

9.4. Recomendaciones de operación .......................................................................4510. Estranguladores ajustables ................................................................................4710.1. Instrucciones para su uso ................................................................................4710.2. Estrangulador hidráulico ................................................................................4810.3. Consolas de control remoto ............................................................................4910.3.1. Mantenimiento y operación .........................................................................5011. Bridas y anillos .....................................................................................................51

12. Birlos, espárragos y tuercas ................................................................................54

13. Válvulas de control y preventor interior .........................................................5813.1. Válvulas de las flechas .....................................................................................5813.2. Válvulas en el piso de perforación .................................................................6013.3. Preventor interior ..............................................................................................6113.3.1. Ventajas ...........................................................................................................6213.4. Válvulas de compuerta ....................................................................................6513.4.1. Consideraciones de diseño ..........................................................................6513.5. Válvula Flex SeaL "S" ......................................................................................6514. Conjunto de preventores de superficie ............................................................6714.1. Arreglos del conjunto de preventores ..........................................................6714.2. Candado de preventores .................................................................................6815. Sistema desviador de flujo .................................................................................68

15.1. Instrucciones de operación y recomendaciones ...........................................7116. Inspección física del conjunto de preventores ...............................................7216.1. Frecuencia de las pruebas con presión ..........................................................7216.2. Requerimientos para pruebas con presión ...................................................7316.3. Pruebas al arreglo de preventores y equipo auxiliar ...................................7316.4. Pruebas operativas al arreglo de preventores y equipo auxiliar ..............7417. Probadores ............................................................................................................76

17.1. Probador tipo colgador ....................................................................................7617.2. Probador tipo copa ...........................................................................................7618. Refaccionamiento mínimo disponible en el pozo ...........................................78Arreglos estándar de conexiones superficiales de control ..................................78


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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.

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.


pozos de exploración con presiones máximas de 2000 PSI.


pozos

de

desarrollo

y

exploratorios

con

presiones

máximas

de

3000

PSI.


pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 psi para

perforar bajo balance.


pozos de desarrollo con presiones máximas de 3000 psi para perforar con flujo

controlado.


pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 PSI.


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.


pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10,000 PSI.


pozos

de

desarrollo

y

exploratorios

con

presiones

máximas

de

10,000

PSI

para

perforar con flujo controlado.


pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 15,000 PSI.


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21.2 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para reparación de

pozos de desarrollo y exploratorios tipo i, con preventores cameron UM.


pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II.


pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con Preventores Cameron UM (doble y

sencillo).


pozos de desarrollo y exploratorios Tipo II, con Preventores Cameron UM (doble y

esférico).

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.

Arreglos recomendados de preventores y arietes para perforar y al introducir

tuberías de revestimiento.

Tamaños y rangos de presión de trabajo de los Bop’s y rango de cierre de arietes

variables.

Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres.

Arreglo para pozos de desarrollo de baja presión terrestres con limitación de altura

de mesa rotaria.

Arreglo para pozos de exploración de baja presión terrestres.

Arreglo para pozos de exploración de alta presión terrestres.

Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5m para yacimientos de gas en formaciones

de terciario.

Arreglos estándar preventores 16 ¾” 5m.

Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5m (Cabezal compacto).

Arreglos estándar preventores 13 5/8” 5m.

Arreglos

estándar

preventores

13

5/8”

10m

cuando

las

TR’S

de

95/8”,

7

5/8”

o

7”

son LINERS.

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.


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Arreglos estándar preventores 11” 10m. Cuando la TR de 9 5/8 “, 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 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.

Arreglos estándar preventores 11” 10m. Cuando la tr de 7 “es LINER y se cuenta

con cabezal compacto.

Arreglos estándar reparación Tipo 1 Preventores 7 1/16” 10m para pozos de alta

presión.

Arreglos estándar reparación Tipo I para pozos de alta presión Preventores 7 1/16”

10m

Cabezal

compacto.

Arreglos estándar reparación Tipo II para pozos de mediana presión Preventores 7

1/16” 10m con restricción de altura Mesa rotaria.

Arreglos estándar reparación Tipo II para pozos de mediana presión Preventores 7

1/16” 10m con restricción de altura Mesa rotaria y cabezal compacto.

Arreglo de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de

desarrollo

con

presiones

máximas

de

2000

psi

en

plataformas

fijas

y

autoelevables.


desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 3000 PSI en plataformas fijas

y autoelevables.


desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi en plataformas fijas y

autoelevables.


desarrollo con presiones máximas de 5000 PSI en plataformas fijas y autoelevables

para perforar casquete de gas, bajo balance y con flujo controlado.

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.

Anexo Técnico

Cabeza rotatoria (ejemplo).

Preventor rotatoria (ejemplo).


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1. Unidad para operar preventores

l sistema de control que acciona un arreglo de preventores, permite aplicar la potenciahidráulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y válvulas hidráulicasEinstaladas. Las prácticas recomendadas API RP-16E del Instituto Americano del Petróleo y elReglamento 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 enfunción 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 doblede la capacidad del banco de acumuladores. Por su diseño de fabricación rectangular, cuentan con dostapones de 4 pulgadas (pg) en cada extremo, que al quitarlos permite observar el interior cuando seinspeccionan 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 bombashidroneumáticas y la bomba hidroeléctrica. Al tanque de almacenamiento descargan las líneas de lasválvulas 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 lossellos 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 . R e q u e r i m i e n t o s d e l o s

acumuladores

Los acumuladores son recipientes que almacenan fluidos hidráulicos bajo presión. Los términosacumulador 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 esuna parte del sistema que almacena fluido hidráulico bajo presión, para que éste actúe

Unidad para operar preventores


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hidráulicamente en el cierre de los preventores.Por medio del gas de nitrógeno comprimido, los acumuladores almacenan energía, la cuál será usadapara 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 separacompletamente 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 suministrarun volumen usable de fluido para cerrar un preventor de arietes, un preventor anular, más el volumenrequerido 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 presiónde precarga de los mismos. La presión de operación del banco de acumuladores es la presión a la cualson cargados con fluido hidráulico.

Tiempo de respuesta: El banco de acumuladores deberá accionar el sistema para que cadapreventor 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 mayorde 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

acumuladoresLas prácticas recomendadas API RP-53 señalan que los sistemas acumuladores deben tener unacantidad mínima de fluido igual a tres veces el volumen requerido para cerrar el preventor anular másun preventor de arietes. Esto ofrecerá un margen de seguridad igual a 50 por ciento. Una regla empíricaaplicada 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 vecesla cantidad necesaria para cerrar todo el arreglo de preventores instalados, dejando un margen de 14kg/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 paracumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre.Existen varios métodos para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reservaenergética suficiente para el sistema de acumuladores, de tal forma que pueda accionarse el arreglo depreventores 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 energíasuficiente para cerrar todos los preventores instalados y abrir la válvula hidráulica de la línea de



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estrangulación con un 50% de exceso como factor de seguridad y terminar con una presión finalmínima de 1,200 Ib/pg2 arriba de la precarga, teniendo el conjunto de bombeo hidroneumático ehidroeléctrico parados. Ejemplo: Cuando se usan tres preventores de arietes de 11 pg 10,000 Ib/pg2, unpreventor anular Hydril "GK" y la válvula hidráulica, se requiere el volumen de fluido siguiente:

Preventor anular Hydril"GK. 11 pg 10,000 Ib/pg2 25.10 GalPreventor Cameron "U" (TP) 11 pg 10,000 Ib/pg2 3.3 GalPreventor Cameron "U" (ciegos) 11 pg 10,000 Ib pg2 7.6 GalVálvula Hidráulica 3 pg 10,000 Ib/pg2 0.59 (cerrar)Preventor Cameron "U" (TP) 11 pg 10,000 Ib/pg2 3.3 Gal.

39.89 Gal. Suma de volúmenes de fluidos para cerrar todos los preventores y abrir la válvula hidráulica más un50 por ciento de exceso como factor de seguridad.

Considerando acumuladores de diez galones de volumen total, el número necesario se calcula de laforma siguiente:

Num. Acum. = Volumen para cerrar preventores + 50% exceso 5 Galones útiles por acumulador

Num. Acum. = 39.89 gal + 19.94 5 gal /Acumulador

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; estemétodo 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:

39.89 Gal+19.94 Gal

VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO REQUERIDO 59.83

Num. Acum. = 11.96=12 Acumuladores



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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 unmínimo de 16 botellas, de diez galones cada una, en condiciones de trabajo y con la precargaestablecida en cada unidad para accionar el conjunto de preventores.



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Tabla 1. Volumen de fluido para operar preventores anulares

Cameron, Shaffer Y Hydril

pgtrabajolb/pg2

Fluido requeridogal

Cameron Shaffer Hydril

Cerrar 1.69 4.57 2.857 1/16 3,000

Abrir 1.39 3.21 2.24

Cerrar 1.69 4.57 3.867 1/16 5,000

Abrir 1.39 3.21 3.30

Cerrar 2.04 17.11 9.427 1/16 10,000

Abrir 2.55 13.95 7.08

Cerrar 6.94 11.20

7 1/16 15,000 Abrir 6.12 7.25

Cerrar 8.38 11.007 1/16 20,000

Abrir 7.56 7.20

Cerrar 5.65 11.00 2.4311 3,000

Abrir 4.69 6.78 5.54

Cerrar 5.65 18.67 9.8111 5,000

Abrir 4.69 14.59 7.98

Cerrar 10.15 30.58 25.1011 10,000

Abrir 9.06 24.67 18.97

Cerrar 23.511 15,000

Abrir 21.30

Cerrar 12.12 23.50 11.3613 5/8 3,000 Abrir 10.34 14.67 8.94

Cerrar 12.12 23.58 17.9813 5/8 5,000

Abrir 10.34 17.41 14.16

Cerrar 18.10 40.16 37.1813 5/8 10,000

Abrir 16.15 32.64 26.50

Cerrar 26.00 34.0013 5/8 15,000

Abrir 22.50 34.00

Cerrar 22.32 21.0216 3/4 3,000

Abrir 19.00 15.80

Cerrar 22.32 37.26 28.7016 3/4 5,000

Abrir 19.00 25.61 19.93

Cerrar 40.7516 3/4 10,000

Abrir 35.42

Cerrar 35.60 48.16 64.0018 3/4 5,000

Abrir 29.00 37.61 44.00

Cerrar 50.00 118.5018 3/4 10,000

Abrir 45.10 99.50

Cerrar 39.7020 3/4 3,000

Abrir 24.10

Cerrar 39.70 22.59 31.0521 3/4 2,000

Abrir 24.10 16.92 18.93

Presión deTamaño

Nota: La válvula hidráulica utiliza un volumen de fluido de + 0.5 gal, para accionar, cerrar o abrir


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1.4. Requerimientos de presión yprecarga de los acumuladores.

Los acumuladores no deben operar normalmente a más de 3,000 Ib/pg2, su presión de precarga debe serde 1,000 a 1 ,100 Ib/pg2 y usar únicamente nitrógeno (N2). Estos se encuentran provistos de una válvulade seguridad que abre a las 3,500 Ib/pg2, cuándo se requiera operar entre 3,000 y 5,000 Ib/pg2, que es lamáxima presión de operación del sistema, deben cerrarse las válvulas aisladoras de los acumuladores.



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Tabla 2. Volumen de fluidos requeridos para operar preventores de

arietes Cameron tipo "U”


nominal

pg

trabajo

lb/pg2

Galones para

cerrar

Galones para

abrir

7 1/6* 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

* Para arietes de corte

Tamaño Presión de


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1.5. Fuentes de energía, requerimientos

de las bombasCapacidad de las bombas. Cada unidad de cierre deberá contar con el suficiente número y tamaño debombas que cumplan satisfactoriamente con las operaciones descritas en éste párrafo. Con el banco deacumuladores aislado, las bombas deberán ser capaces de cerrar el preventor anular sobre la tubería enuso, abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y mantener una presión mínima de 14kg/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 proporcionenuna presión de descarga equivalente a la presión de operación y máxima de trabajo. El sistema de launidad 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 neumáticay la otra por medio de energía eléctrica. Normalmente en cada sistema lo constituyen dos bombas hidroneumáticas y una bomba triplexeléctrica. Potencia de bomba. La combinación de las bombas deberá tener capacidad para cargar el banco deacumuladores en un tiempo máximo de 15 minutos o menos a partir de su presión de precarga a lapresión 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 pararestablecer la presión Todo el tiempo estará disponible una fuente de potencia para que las bombas accionenautomáticamente en todo el sistema de la unidad de cierre, cuando disminuyan al 90% de su presión deoperación. El sistema de la unidad de cierre debe contar de dos fuentes de energía dependientes delequipo de perforación y de una fuente independiente que deberá considerarse como último recursopara cerrar los preventores. Cada fuente deberá ser autosuficiente para operar las bombas a una velocidad tal que permitacumplir satisfactoriamente con los requerimientos establecidos. Sistema de potencia. El sistema dual de potencia recomendado es un sistema de aire más un sistemaeléctrico. 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 generadordel equipo. Un sistema dual neumático puede consistir del sistema de aire del equipo más un tanque dealmacenamiento de aire que esté separado por medio de válvulas de contra flujo (check) de loscompresores de aire y del tanque de almacenamiento general de aire del equipo. Los valores mínimosaceptables 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 funcionesrequeridas. Un sistema dual eléctrico puede consistir del sistema normal de energía eléctrica del equipo más un



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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 másun 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 connitrógeno; incorporado al sistema de control de cierre. El procedimiento de operación se describe enotro módulo del manual.

Figura 1. Sistema unidad de cierre Koomey



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Descripción de partes sistema Koomey con energía adicional N2

Partes Características

1. Acumuladores.

2. Válvulas aisladoras del banco acumulador.

3. Válvula de seguridad del banco acumulador.

4. Filtro de la línea suministro de aire.

5. Lubricador de aire.

6. Manómetro indicador de la presión de la línea de suministro del aire.

7. Interruptor de presión automática hidroneumático.

8. Válvula para aislar el interruptor hidroneumático

9. Válvulas para suministrar aire a las bombas hidráulicas impulsadaspor aire.

10. Válvulas de cierre de succión.

11. Filtros de succión

12. Bombas hidráulicas impulsadas por aire.

13. Válvulas de contrapresión (check).

15. Bomba triplex (o dúplex) accionada por motor eléctrico.

16. Válvula de cierre de succión.

2Su presión de trabajo es de 3,000 lb/pg y la presión de precarga con2nitrógeno de 1,000 a 1,100 lb/pg se tiene que verificar la presión de

precarga en cada botella cada 30 días, las botellas deben contenersolamente nitrógeno, ya que el aire y otros gases pueden causar fuego oexplosión.

Normalmente deben estar abiertas y cerradas cuando desee aplicar una2presión mayor de 3,000 lb/pg o cuándo realice pruebas de efectividad

de tiempo de respuesta del sistema.

Debe limpiarlo cada 30 días

Debe usar lubricante SAE-10 o equivalente y ajustarlo para que proveaseis gotas de aceite por minuto, además de revisarlo semanalmente.

2

Rango de presión de 0-300 lb/pg

2Normalmente está regulado para cortar a 2,900 lb/pg en unidades quecuentan con bombas de aire y bomba eléctrica. Cuándo la presión en el

2sistema desciende a 2,700 lb/pg automáticamente permite que el airefluya y arranque la bomba. Para incrementar la presión de corte, gire latuerca que ajusta el resorte de izquierda a derecha y de derecha aizquierda para disminuirla

Normalmente ésta válvula debe encontrarse cerrada. Cuándo se2requieran presiones mayores de 3,000 lb/pg , 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

2

presiones hasta de 5,500 lb/pg .Normalmente deben estar abiertas.

Siempre permanecerán abiertas

La limpieza se realizará cada 30 días.

2Este tipo de bombas operan con 125 lb/pg de presión de aire. Cada2 2lb/pg de presión de aire produce 60 lb/pg de presión hidráulica.

Su función es permitir reparar o cambiar las bombas hidroneumáticas sinperder presión en el banco acumulador

14. Motor eléctrico y arrancador El motor eléctrico opera con tensión eléctrica de 220 a 440 voltios, 60ciclos, tres fases; la corriente requerida depende de la potencia delmotor. El arrancador acciona y para automáticamente el motor eléctricoque controla la bomba triplex o dúplex; trabaja conjuntamente con elinterruptor manual de sobrecontrol para accionar o parar. El interruptor

Cada 30 días se debe revisar el nivel (SAE-30W). Además se tiene querevisar el nivel de aceite en la coraza de la cadena (30 ó 40W), el cualdebe llegar hasta el tapón de llenado.

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 sinperder presión en el Sistema.


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19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica Debe estar abierta normalmente y sólo tiene que cerrarla cuando vaya a2generar presiones mayores de 3,000 Ib/pg con las bombas

hidroneumáticas.

20. Interruptor de presión automático hidroeléctrico. El motor de la bomba hidroeléctrica arranca automáticamente cuando2la presión en el banco acumulador desciende a 2700 Ib/pg y para cuando2la presión llega a 3,000 Ib/pg . Al ajustar la presión de paro del motor

eléctrico, quite el protector del tomillo regulador y gírelo en sentidocontrario a las manecillas del reloj para disminuir la presión o en el sentidode las mismas manecillas para incrementar la presión. Para ajustar lapresión 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. 2Rango de presión de 0-6,000 Ib/pg

22. Filtro para fluido en el sistema acumulador. Revisarlo cada 30 días.

23. Válvula reguladora y reductora de presión

2

Reduce la presión del Sistema a 1,500 Ib/pg para operar lospreventores de arietes y las válvulas con operador hidráulico.Para ajustar esta válvula, primero afloje la tuerca candado de la manija ygírela hacia la derecha para incrementar la presión y hacia la izquierdapara reducirla, observando siempre el manómetro al fijar la presión en elregulador del múltiple de distribución; finalmente, apriete la tuerca

24. Manómetro indicador de presión en el múltiple de distribución de 2Rango de presión de 0-10,000 lb/pg

25. Válvula para aislar la válvula reductora de presión. Debe estar en posición abierta, y cuando se necesiten aplicar presiones2mayores de 1,500 Ib/pg 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 variardependiendo del diámetro del tubo contra el que cierra el preventor

27. Manómetro indicador de presión del preventor anular. 2Rango de presión de 0-3,000 Ib/pg .

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 abiertacuando 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 aireque vienen del tablero de control remoto.

31. Transmisión de presión neumática para la presión del preventoranular.

Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que la presión delmanómetro del preventor anular en el tablero remoto sea igual a la delmanómetro del Sistema. (27)

32. Transmisor de presión neumática para la presión del múltiple defluido.

Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro delos preventores de arietes en el tablero remoto registre la misma presiónque el manómetro del sistema. (24)

33. Transmisor de presión neumática para la presión del sistemaacumulador

Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetroque indica la presión del acumulador en el tablero remoto registre lamisma 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. Elgiro a la izquierda disminuye presión y a la derecha la incrementa. Vigilesiempre 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) desdedonde se desea controlar la válvula reguladora (26).

36. Válvula de seguridad del múltiple distribuidor de fluido. 2Está regulada para que abra a 5,500 lb/pg .


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1.5 Requerimientos de consolas de

control remotoTodos los equipos terrestres o de plataforma de perforación costa afuera deberán estar equipados conel número suficiente de tableros de control remoto, ubicados estratégicamente, donde el perforador oel 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 delsuperintendente y una consola adicional ubicada en el muelle que esté situado a favor de los vientosdominantes.

Figura 2. Consola de control remoto Koomey

Al término de cada instalación del arreglo de preventores, según la etapa de perforación porcontinuar, deberán efectuarse todas las pruebas de apertura y cierre desde la misma unidad yposteriormente desde cada estación de control remoto que se encuentre en operación, para verificar elfuncionamiento integral del sistema.



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2. Requerimientos para válvulas,

conexiones, líneas

odas las válvulas, conexiones, líneas y demás accesorios de la unidad de cierre y el arreglo depreventores deberán estar construidos de acero, para una presión mayor o igual a la presiónTmáxima 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:Cada múltiple de la unidad de cierre deberá contar con válvulas de paso completo en las cuálespuedan conectarse fácilmente y por separado las líneas del fluido hidráulico.Cada 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 elregulador de presión del preventor anular del múltiple de la unidad de cierre.La unidad de cierre deberá contar con los manómetros necesarios y precisos que indiquen laoperación, tanto flujo abajo como arriba de la válvula reguladora de presión del preventoranular.En cada unidad de cierre deberá tener una válvula reguladora de presión que permita controlarmanualmente la presión para operar el preventor anular.La 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 quepermita aplicar toda la presión del banco de acumuladores en el múltiple de la unidad.Las válvulas de control (ram-lok) para operar el sistema deberán tener indicadores precisos de laposición, tipo y medida de los arietes instalados en el arreglo de preventores. Los letreros estaránen español e indicarán la posición de apertura o cierre.Posición 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 deabierto y en la posición de cerrado, (únicamente) la que opera la válvula hidráulica de la línea deestrangulación.Válvula de control del preventor ciego: Deberá estar equipada con una cubierta (protector) sobrela palanca manual para evitar que se opere accidentalmente

r

r

r

r

r

r

r

r

Requerimientos para válvulas,conexiones, líneas


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3. Pruebas de operación y funciona-

miento del sistema3.1. Recomendaciones1. 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 105kg/cm2 (800 a 1500 Ib/pg2) conforme a la presión óptima de trabajo recomendada por elfabricante de este último preventor. Consulte las tablas correspondientes en la descripción delpreventor 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 recibirfluido 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 deestrangulación, cerrar el preventor anular sobre la tubería y obtener un mínimo de 1,200 Ib/pg2 depresión 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 loindicado en el inciso anterior.

La prueba de los acumuladores consiste en abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulacióny cerrar el preventor anular sobre la tubería de perforación en un tiempo que no exceda de 30

Pruebas de operación y funcionamientodel sistema


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segundos, conservando una presión final mínima de 84 kg/cm2 (1,200 Ib/pg2) y teniendo las bombashidroneumáticas 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 acumuladoresEsta 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 tresoperaciones. El máximo tiempo requerido es de 50 segundos, debiendo conservar una presiónfinal 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 deenergía 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 bombashidroneumáticas paradas, debe ser capaz de abrir la válvula hidráulica de la línea deestrangulación y cerrar el preventor anular sobre la tubería en un tiempo que no exceda de dosminutos, 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 cabolo 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 dedemostrar a las cuadrillas la eficiencia de la fuente independiente que podrá utilizarse como últimorecurso, para cerrar los preventores.Los equipos terrestres y marinos que cuenten con este sistema de respaldo estarán supeditados a lasnstrucciones 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)

Pruebas de operación y funcionamientodel sistema


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4. Cabezal de tubería de revestimientol cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación permanente del pozo y se usapara anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubería de revestimiento.

E Por diseño, puede ser roscable, soldable o bridado; además, se utiliza como base para instalar elconjunto de preventores.Las salidas laterales del cabezal pueden utilizarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) decontrol y su uso deberá limitarse para casos de emergencia estrictamente. Cuando las líneas no esténinstaladas, 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 derevestimiento:

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

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

Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la tubería de revestimiento en que seconecta.

Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TRs que se van a colocar.

Cabezal de tubería de revestimiento


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TORNILLOS OPRESORES

BOLA COLGADORA

CABEZAL DE PRODUCCIÓN

CUÑAS DE TR

CABEZAL DE TR

DOBLE SELLO

CABEZAL DE TR

CUÑAS DE TR

SISTEMA DE CABEZALES

Cabezal de tubería de revestimiento


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5. Carrete de controll 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

Econ 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 másdébil del conjunto.Sin embargo, en la mayoría de los casos se prefiere usar un carrete, ya que, como están sujetos a la erosión,esulta 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 operaciónPara rangos de presión de 2,000 y 3,000 Ib/pg2 (141 y 211 kg/cm2) las salidas laterales deben tener undiámetro 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 dearietes 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 deestrangular.El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventoresLas salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las líneas primarias de matar yestrangular, con el objeto de evitar el daño que por erosión se puede provocar a la instalacióndefinitiva 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.

Carrete de control

Figura 4. Carrete de control


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6. Preventores de arietes6.1. Preventor de arietes anulares

El preventor de arietes tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas dearietes, según se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño es consideradocomo el más seguro.

Fig. 5. Ejemplo de preventores sencillos de arietes marca

Cameron tipo U y UM.

Preventores de arietes


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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 anularesLos 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 losarreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:



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FIG. 7. Arietes para tubería Cameron

Los arietes para tubería de perforación o revestimiento están constituidos por un sello superior y porun empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse

ndependientemente.

6.2.1. CaracterísticasEn 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

nferior del ariete.En caso de emergencia, permiten colgar la sarta cerrando los candados del preventor.

Sello superior ello superior

Ariete anular para preventor tipo “Uriete anular para preventor tipo “U

Empaque frontalmpaque frontal

Cuerpo del arieteuerpo del ariete



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6.3. Arietes ajustablesLos arietes ajustables son similares a los descritos anteriormente. La característica que los distingue es

errar sobre un rango de diámetro de tubería, así como de la flecha.

La Tabla 3 muestra los rangos de cierre para diferentes tamaños de

preventores:

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

Empaque frontalSello superior



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Tabla 3. Rango de cierre de arietes ajustables

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 dedesarrollo, 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 dentrodel pozo, es entonces que el preventor inferior hace la función de válvula maestra por estar conectadadirectamente a la boca del pozo evitando las bridas, mismas que están consideradas como las partesmás 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”.

Tamañoÿ (pg) Pre siÿde 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 15, 000 5 - 2 7/8

13 5/8 3,000, 5,000 y 10,000 7 - 4 ½ - 5 - 3 1/2

13 5/8 15, 000 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


Presión


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Lo anterior tiene la gran desventaja de deteriorar los arietes inferiores, los cuales no es posiblecambiar, 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 latubería 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 ensustitución de los ciegos.

Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetro mayor se instalarán en elpreventor inferior, y los de diámetro menor en el superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipovariable. Debe observarse que si ocurre un brote cuando se esté sacando del pozo, la tubería deperforación 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 perforaciónen algún otro preventor, por lo que será conveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior delpreventor doble, aun cuando las desventajas señaladas anteriormente serían mayores por tener doblebrida adicional.

Una opción práctica, sin cambiar la posición establecida, recomienda bajar una parada de tubería deldiámetro mayor para cerrar el preventor inferior y cambiar arietes al superior.

6.5. Arietes de corteLos 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 laoperación normal de perforación, están insta-lados en bonetes modificados, aumentando elárea del pitón y la carrera de operación.



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Fig. 9. Arietes ciegos de corte marca Cameron

EMPAQUE LATERALMP QUE L TER L

EMPAQUE LATERALMP QUE L TER L

EMPAQUE DECUCHILLA DE CORTE

EMP QUE DE

CUCHILL DE CORTE

ARIETE ARMADORIETE RM DO



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6.6. Arietes ciegosConstan 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 yque por la manifestación del brote no sea posible introducirla. Se instalan en bonetes normales ymodificados para arietes de corte.



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7. Preventor esféricoste 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

Ecapacidad 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 latubería. Al abrir la "dona" se contrae y queda en posición de abierto al mismo diámetro de paso que losotros preventores.

En el preventor anular Hydrill tipo GK la presión hidráulica de cierre se ejerce sobre el pistón deoperación y sube conforme asciende el elemento de hule, comprimiéndose hacia adentro hasta efectuarel 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 deoperación 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, girandointeriormente hasta formar un anillo de soporte continúo tanto en la parte superior como en la parteinferior del elemento empacador.

Fig. 10. Preventor esférico Hydrill tipo GK

Preventor esférico


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7.1. Características de diseñoEl 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 casoscríticos.

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.

Preventor esférico


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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 funcióndel diámetro de la tubería.

Para rotar lentamente la tubería con el elemento sellante cerrado, deberá ajustarse la presión decierre, 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 mínimanecesaria para permitir el movimiento de la tubería hacia arriba o hacia abajo (esto en función dela presión que exista en el pozo). También se puede estar adicionando continuamente aceite a latubería para lubricarla. Asimismo, se debe tener la precaución de disminuir la velocidad deintroducción o extracción al pasar los coples de la tubería, con objeto de prolongar la vida útil delelemento sellante y permitir que se acople a los diferentes diámetros a que es expuesto, evitandoasí alguna fuga.

Los preventores anulares Hydrill poseen características de que la presión contribuye al cierre del

mismo.

Preventor esférico


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Tabla 4. Presión de cierre en lb/pg2 del preventor anular Hydrill sin presión en el

pozo

Hydrill

MSP Tipo GKiÿDiámetro a

cerrar

(pulgadas) 29 1/2" -

0.5M

21 1/4" -

2M

16 3/4" -

5M13 5/8" - 5M 13 5/8" - 10M

11" -

5M

11" -

10M7 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

Preventor esférico


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8. Empaquetadura de preventores (elas-

tómeros)a empaquetadora o partes elásticas de los preventores deberán identificarse por el tipo decaucho, composición, proceso de fabricación empleado, grado de dureza, etcétera. LasLcaracterísticas 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 portres partes:

a). Dureza b). Código APIc). 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 cadatipo de empaque.

Empaquetadura de preventores

(elastómeros)


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La tabla 5 contiene los códigos empleados para la selección de los elementos sellantes.

Tabla 5. Guía para la selección del elemento sellante

8.1. Inspección y almacenamientoToda empaquetadura de caucho requiere ser inspeccionada antes de usarse; para ello, los fabricante

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 eensayo mencionado.

Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la superficie se observpolvorienta 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 yindican las condiciones que deben observarse para tal propósito.

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 H S y temperaturas bajas y medias.2

Neopreno 70 - 78 CR Fluidos de perforación base aceite y agua, contaminación con H S y temperaturas normal y altas.2

Nitrilo 70 - 82 NBR Fluidos de perforación base aceite, contaminación con H S y temperaturas: normal y altas.2


(elastómeros)


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Tabla 6. Guía para el almacenamiento de empaquetaduras de caucho en general


(elastómeros)

Calidad de almacenamientoCondicinÿ ó

Buena Normal Deficiente

Temperatura Hasta 80 f ÿ Hasta 120 f ÿ Msde120f ÿ

EsfuerzosCompartimientos separados para

cada pieza sin apilar.

pequeos,sincompr imir lasenÿpequeaspuestasenca jasdeÿñ

Piezas almacenadas

comprimidas, estiradas,

dobladas o plegadas,

anillos en "O" colgados en

clavijas.

Medio ambienteProteger de la luz y del contacto

con el aire.equipo elctr icoquepr oduzcaÿ

A rayo de sol o con luz

ÿetcter a.

fuerte, cerca de motoreseléctricos, máquinas desoldadura con arco,etcétera.

Csÿ Secas SecasPosibilidad de que se

solvÿ éentes, agua, cÿidos,etcter a.mojen con aceite,solventes, agua, ácidos,etcétera.

Condición

Contacto con líquidos

Bajo techo lejos de ventanas yequipo eléctrico que produzcachispas.

Piezas apiladas en grupospequeños, sin comprimirlas enlas cajas ni estantes, piezaspequeñas puestas en cajas depoca altura.

Más de 120 ºf Hasta 120 ºf Hasta 80 ºf


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Tipo de caucho Calidad de almacenamiento

Buena Normal Deficiente

Epiclorohidrina 6 ÿ- 8 años 4 - 6 años Distorsión permanente si los artículos se almacenan bajoesfuerzo.

- 5 años - 4 añosDistorsión permanente si los artículos se almacenan bajoesfuerzo.

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

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

Tabla 7. Tiempo de conservación de empaquetadura de caucho en

general de la calidad de almacenamiento

ÿ ÿ DisNeopreno 3 - 5 a 2 - 4 a

Conexiones Superficiales de Control 40

(elastómeros)


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9. Conexiones superficiales de control

9.1. Consideraciones de diseñoAl seleccionar las conexiones superficiales de control del pozo, se deben considerar factores tales como

as presiones de la formación y en la superficie, métodos de control de pozos que serán empleados,ituación 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

levar a cabo las operaciones de control de pozos, cuando el método normal de control (a través de lalecha 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

engan, pero debe localizarse de tal manera que se pueda bombear fluido debajo de un preventor dearietes, 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 ocarrete de TR o debajo de un preventor de arietes para tubería que se encuentre más abajo en el arreglo.

2 2Para rangos de presión de trabajo mayores de 5000 Ib/pg (352 kg/cm ), se instalará una línea de mataremota (a una distancia considerable) para permitir el uso de una bomba de alta presión, si las bombas del

equipo se vuelven inaccesibles o inoperantes.

2Fig.11 Línea de matar para 2,000 y 3,000 lb/pg presión de trabajo

Conexiones superficiales de control


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El sitio deberá seleccionarse para máxima seguridad y con suficiente acceso. Normalmente esta líneae 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 operaciónPara 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 las2roscables en todos los componentes cuando el rango de presión sea mayor de 3000 Ib/pg (211

2kg/cm ). 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.



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Fig. 13. Múltiple de estrangulación típico para rangos de presión de trabajo2

de 2,000 y 3,000 lb/pg


9.3. Múltiples y líneas de estrangular El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y tees de flujo, estranguladores y

íneas. Se diseñan para controlar el flujo de Iodo y los fluidos invasores durante el proceso de control deun pozo.

En un sistema de control superficial está conectado al arreglo de preventores a través de líneasmetálicas que proporcionan alternativas a la dirección del flujo o permiten que éste (por medio de lasválvulas) sea confinado totalmente.

9.3.1. Consideraciones de diseñoLa 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 presionesanticipadas 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.


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Fig. 14. Múltiple de estrangulación típico para rango de presión2de trabajo de 5,000 lb/pg



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9.4. Recomendaciones de operación

La línea y el múltiple de estrangulación deberán probarse a la misma presión y con la mismafrecuencia que el conjunto de preventores.

Todas las válvulas, conexiones y líneas deben cumplir el API RP-53, en relación con su presión detrabajo, temperatura y corrosividad.2

Para rangos de presión de trabajo superiores a 3,000 Ib/pg deberán emplearse únicamente cone-xiones 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 hidráulica2 2cuando 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 derevestimiento a pozo cerrado.

Debe instalarse doble válvula antes de cada estrangulador ajustable (para rangos de presión de2trabajo superiores a 3000 Ib/pg ).

Como mínimo, debe estar instalado permanentemente un estrangulador hidráulico operando acontrol remoto y dos estranguladores ajustables manuales en localizaciones lacustres, terrestres ymarinas.

En todos los equipos debe instalarse un estrangulador ajustable hidráulico adicional y consola decontrol remoto

Algunas ocasiones, aunque no se muestran en las figuras de los múltiples de estrangulación típicos, senstalan cámaras de amortiguación después del conjunto de estranguladores (como es el caso de lasorres 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 dellujo.

La línea y el múltiple de estrangulación deben estar controlados exclusivamente por la válvulahidráulica y estar dispuestos para que se desfogue por uno de los estranguladores hacia la presa o eleparador gas-Iodo.



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En caso de no disponer de válvula hidráulica en la línea de estrangulación, el control del múltiple sehará 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 comode 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 plataformacosta afuera



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10. Estranguladores ajustables

os estranguladores ajustables son accesorios diseñados para restringir el paso de los fluidos en lasoperaciones de control, generando con esto contrapresión en la tubería de revestimiento, con el fin

Lde mantener la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita lacorrecta aplicación de los métodos de control. Se usan las marcas Cameron, Willis, Swaco, etc.

10.1. Instrucciones para su usoLa norma API-16C recomienda que se debe disponer de dos estranguladores ajustables manuales y unohidráulico en pozos terrestres. En los pozos marinos se recomienda utilizar un estrangulador hidráulicoadicional. Los métodos vigentes de control de pozos se basan en mantener una presión de fondoconstante 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 señaladasiendo 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 deperforación, resulta más fácil estar variando el diámetro del estrangulador para mantener la presión deondo constante durante la operación de control.

FIG. 16. Estranguladores ajustables

Estranguladores ajustables


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Estos tipos de estranguladores son usados frecuentemente en las operaciones de control.

10.2. Estrangulador hidráulicoSu 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 ventajasadicionales 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



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10.3. Consolas de control remotoSon 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 laposición del estrangulador.

Cuenta además con manómetros que señalan las presiones en TP y TR así como un contador de EPMque indica la velocidad de la bomba. Las señales son enviadas por un transmisor a través de mangueras yos 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 observeotalmente el escenario durante el control del pozo.

FIG. 18. Consola de control remoto



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10.3.1. Mantenimiento y operaciónEs 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 queeñalen las lecturas correctas, que las líneas estén libres de materiales, sedimentos, etc.

Nunca deberá sobrestimar la importancia de entrenar constantemente al personal en el manejoadecuado de un estrangulador ajustable ya sea manual o hidráulico. La manera de evitar confusiones espor medio de los simulacros. Las cuadrillas deberán operar el estrangulador ajustable y la consola decontrol remoto, durante los procedimientos de simulacros y pruebas. Cuándo menos una vez cada sietedías.



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11. Bridas y anillos

as conexiones más usuales en el sistema de control superficial, son las bridas con juntas de

anillo metálico.

LExisten básicamente dos tipos: 2El tipo 6B que corresponde al rango de presión de trabajo de 2,000; 3,000 Y 5,000 Ib/pg .2 2El tipo 6BX el cual es para rangos de 10, 000 y 15, 000 Ib/pg Y hasta 20, 000 Ib/pg de presión de trabajo.2Este tipo de bridas se incluyen para 5000 Ib/pg 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 formaoctagonal 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 usarseolo en la ranura de la brida de igual forma.

Bridas y anillos


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La brida tipo 6BX usa únicamente anillo BX. Los anillos BX y RX no son intercambiables, pero ambosproveen un sello de presión energizada.

La característica principal de los anillos con sellos energizados, es evitar que el peso del conjunto depreventores 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 queapretarse periódicamente; además no deben instalarse anillos que se hayan usado con anterioridad.

No debe usarse caucho, te

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