Tesis 5 Conjunto de Todos

 

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL  ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMÁN CIENCIAS DE LA TIERRA

SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON OPCIÓN A TITULACIÓN DE “PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS” 

SELECCIÓN DE PREVENTORES Y APLICACIÓN EN AMBIENTES TERRESTRES Y MARINOS SOMEROS.

TESIS A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE I N GE N IE R O P ET R OL E RO

PRESENTAN DE LEÓN CANCINO DIEGO ABRAHAM ESPÍNDOLA NAVARRETE ALDO STEFAN FRAGOSO GONZÁLEZ BRENDA ANEL VARGAS MENES ANTONIO

DIRECTORES ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE

CIUDAD DE MÉXICO

OCTUBRE DE 2018

 

RESUMEN  ABSTRAC OBJETIVO GENERAL. OBJETIVOS ESPECIFICOS. MARCO TEORICO. JUSTIFICACION. INTRODUCCION. Capítulo 1. Seguridad y Conceptos generales del control de pozos. 1.1 Seguridad 1.2 Influjo y descontrol 1.3 Conceptos generales de presión 1.4 Control de pozos 1.5 Causas de un brote 1.6 Sistema de prevención de reventones o BOB´S capítulo 2. Conexiones superficiales de control. 2.1 Caso terrestre y marino. 2.2 Especificación API-6A/ISO 10423. 2.3 Nivel de especificación del producto PSL 2.4 Concentración de H2S 2.5 Requerimiento de funcionalidad 2.5.1 Partes críticas

Capítulo 3. Preventor esférico 3.1 Sistema desviador de flujo (diverter) 3.2 Preventor esférico,

 

3.3 Empacadura de preventores (elastómero) 3.4 Recomendaciones de operación. 3.5 Requerimiento de volumen del preventor esférico. 3.6 Preventor rotatorio. Capítulo 4. Preventores de arietes. 4.1 Preventores de arietes. 4.2 Preventor tipo U y UM 4.3 Características y ventajas 4.4 Funciones de los preventores. 4.5 Recomendaciones generarles

Capítulo 5. Arietes de preventores. 5.1 Arietes para tubería 5.2 Características y capacidad de carga de arietes de tubería 5.3 Arietes variables 5.4 Arietes ciegos y posición en los BOB’S   5.5 Arietes ciegos de corte y posición en los BOB’S

Capítulo 6. Componentes de arreglos de preventores 6.1 Carretes de preventores. 6.2 Carrete espaciador 6.3 Estranguladores 6.4 Válvulas.

 

6.5 Bridas, anillos, espárragos y tuercas. 6.6 Líneas de matar y estrangular

Capítulo 7. Instalaciones de preventores en tierra y costa fuera en aguas someras. 7.1 Criterios de selección de un arreglo de preventores (BOB´S). 7.2 Arreglo de preventores para pozos de tierra de alta presión. 7.3 Arreglo de preventores para pozos marinos someros de baja presión. 7.4 Arreglo de preventores para pozos marinos someros de alta presión.

Capítulo 8. Bomba koomey. 8.1 Bomba de acción de preventores Koomey. 8.2 Características y funciones de la bomba Koomey 8.3 Fuente de energía y sistema de potencia de la bomba koomey 8.4 Sistema de cierre de preventores y acción de la válvula actuadora. 8.5 Requerimientos de válvula, múltiples, conexiones y líneas 8.6 Consola de control remoto y recomendaciones.

 

RESUMEN Uno de los factores más importantes al realizar un proyecto de perforación de un pozo petrolero, es la seguridad tanto del personal como de las instalaciones y el medio ambiente; por tal motivo es de suma importancia tener los equipos y herramientas necesarias para cumplir con la seguridad de dicho proyecto.  Al momento de perforar un pozo la situación mas critica y peligrosa que puede presentarse es un brote o reventón, el cual se define como el aporte de fluidos no deseados de la formación hacia el pozo. Sin embargo, existen diversos factores que ayudan ayud an al personal en turno a identificar la posibilidad de un brote y poder evitarlo, si se presenta una zona de presión anormal se corre el riesgo de que se presenten diversos d iversos factores que determinen el aporte de fluidos de la formación hacia el pozo. En dicho caso de un brote existen métodos y equipos para p ara controlarlo y erradicarlo, en superficie se tienen los preventores los cuales son la segunda barrera de seguridad en esta situación. Estos equipos de seguridad son de suma importancia ya que aseguran el pozo en presencia de un brote, para par a tales casos de brotes se aplican diversos métodos para el cierre del pozo dependiendo la magnitud del brote, ya sea que, para un pequeño brote se puede emplear un desviador de flujo y controlar el brote o para un descontrol total, desde un anular o de arietes de corte para cortar la tubería de perforación en casos mas extremos.

 

 ABSTRAC One of the most important factors when carrying out a drilling project for an oil well is the safety of personnel, facilities and the environment; for this reason, it is very important to have the necessary equipment and tools to comply with the safety of the project.  At the time of drilling a well the most critical and dangerous situation that may arise a rise is an outbreak or blowout, which is the contribution of unwanted fluids from the formation to the well. However, there are several factors that help staff to identify the possibility of an outbreak and to avoid it, if there is an area of abnormal pressure there is a risk that various factors could determine the contribution of fluid formation towards the well. In this case of an outbreak, there are methods and equipment to control and eradicate it. On the surface, there are the BOB´S, which are the second security barrier in this situation. These safety equipment are one of of the most important which ensure the w well ell in the presence of an outbreak, for such cases of outbreaks various methods are applied for the closure of the well depending on the magnitude of the outbreak, or that, for a small outbreak can be used a flow deviator and control the outbreak or for a total lack of control, from an annular or of battering rams to cut the drill pipe in more extreme cases.

 

OBJETIVO GENERAL.  Aportar conocimientos que ayuden a conocer el funcionamiento y arreglos de los preventores utilizados en la perforación de pozos de tierra y costa a fuera.

OBJETIVOS ESPECIFICOS.   Exponer la importancia de los preventores en la perforación de un pozo.

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  Explicar cómo funcionan los preventores y sus variaciones.



  Aportar conocimien conocimientos tos de la bomba encargada de energizar el sistema de



prevención de reventones (bomba Koomey).

JUSTIFICACION. La realización de este estudio se debe a los riesgos que se corren c orren ante la presencia de un brote ya que los daños de equipos superficiales, al personal en turno y ambiental deben evitarse a toda costa en la realización de un pozo petrolero; es de vital importancia conocer los equipos de control de brotes, funciones y componentes, así como el equipo que le proporciona la energía necesaria a los preventores para su optimo desempeño. La selección del arreglo de preventores que mejor se adapten a las condiciones de trabajo de un pozo ya sea en tierra o costa fuera.

 

INTRUDUCCIÓN Debido a los altos estándares de seguridad que se deben cumplir en la industria petrolera en el área de perforación perforac ión de pozos se muestran y describen los principales equipos que un ingeniero petrolero necesita conocer en las operaciones de control de brotes o reventones, asi como las herramientas necesarias para el control de pozo de la manera más segura y eficiente. Los equipos de control de brotes o BOB’S son los encargados de la seguridad e

integridad de los equipos de superficie ya que son las barreras de contención de los fluidos provenientes de la formación a altas presiones y temperatura, por tal motivo es indispensable poseer los conocimientos necesarios para seleccionar el arreglo de preventores que mejor se adapte a las condiciones de operación del pozo a perforar. Los arreglos de preventores varían dependiendo de la profundidad a perforar y la presión de la formación e incluso el lugar donde se instalarán ya sea en tierra o costa fuera en plataformas de perforación. Por tal motivo el conocimiento de operación, composición y diseño de los preventores es de suma importancia para el personal de operaciones de perforación.

 

CAPÍTULO 1 CONCEPTOS GENERALES DE CONTROL DE POZOS. 1.1 seguridad. 1.2 Influjo y descontrol Se define como el ingreso de fluido de formación al pozo, provocado por una condición existente cuando la presión de formación excede la presión hidrostática ejercida por el fluido de control. Si un influjo no se controla de manera correc correcta ta puede ocasionar un descontrol total del pozo (reventón). Para evitar el descontrol del pozo existen métodos para detectar y prevenir los influjos.

Predicción de Presiones de Formación. Para evitar un influjo, es necesario que el fluido de control cumpla con la función de mantener en equilibrio la presión hidrostática y de formación, es decir, que la densidad sea alta para contrarrestar las presiones de formación y suficientemente liviano para evitar la pérdida de circulación o disminución de la velocidad de perforación.

Figura 1. Ventana operativa

 

En la figura 1 se observa un ejemplo de ventana operativa, esta ventana muestra el comportamiento de las geopresiones de la formación. Es de suma importancia poseer la información necesaria para estimar el comportamiento de las geopresiones y así seleccionar los sistemas superficiales de control óptimos para garantizar la seguridad en la superficie con base en las zonas de presión anormal ya que estas zonas son donde se tiene un mayor riesgo de presentarse un brote. por tal motivo es necesario saber cual es la diferencia entre presión normal, anormal y subnormal. La presión de fluidos de formación está en función de un gradiente el cual depende de la profundidad, a mayor profundidad mayor presión; esto significa que la presión de formación normal ira incrementando gradualmente a mayor profundidad, pero esto no siempre es asi.   Presión normal: Es aquella que es igual a la presión que ejerce una columna de fluido a cierta profundidad, la presión normal debe ser igual a la



hidrostática con una densidad del fluido de 1.03 gr/cm³.   Presión d de e formación anormal: Es mayor a la tendencia que debe seguir la



presión normal, esto se debe a que durante la formación de la roca se gener generó ó una rápida depositacion de sedimentos por lo cual el agua que se iba depositando a la misma velocidad que los sedimentos no pudo emigrar a la misma velocidad que se depositaban dichos sedimentos, por lo cual existe un mayor volumen de agua un en un espacio poroso pequeño. Tal fenómeno genera que el esfuerzo efectivo sea menor por consiguiente la carga litostática de las capas de roca superiores caiga sobre los volúmenes de agua y no en los granos provocando que el agua de formación este a una presión mayor a la normal en esa capa de roca.   Presión subnormal: es aquella que es menor a la presión normal, esta presión



de formación generalmente se encuentra en formaciones someras donde la presión hidrostática no es predominante, se debe considerar que al ser menor a la presión normal se puede presentar perdida de circulación por filtración.

 

Las siguientes fuentes de información sirven para la predicción de presiones de formación: 1) Información geológica, sísmica e histórica. 2) Indicadores obtenidos durante la perforación. 3) Registros geofísicos de pozo.

1.3 Conceptos Generales de Presión. Presión: Por definición, es la Fuerza que se ejerce por unidad de área.

        =  =    Dónde: F= Fuerza (lb)  A= Área (pulgs2)

Presión Hidrostática: Presión que ejerce la columna de fluido (sin movimiento) a la profundidad de interés.

Presión de Poro: Es la presión natural que se origina por los procesos geológicos de depositación y compactación, a la que se encuentran confinados los fluidos en los espacios porosos de la formación.

Presión de fractura:  cantidad de presión requerida para deformar de manera permanente la estructura rocosa de la formación.

Esfuerzo efectivo: Esfuerzo generado por el contacto grano a grano en la matriz de la roca, en función de la sobrecarga a la profundidad de interés.

Presión de Sobrecarga:  Es el peso de la columna de la roca más los fluidos contenidos en el espacio poroso que soporta la formación a una determinada profundidad.

 

 

Figura 1. Presión de Poro, Esfuerzo Efectivo y Sobrecarga

1.4 Control de pozos. Durante las actividades de perforación, terminación y reparación de un pozo petrolero, se requiere la instalación de Conexiones Superficiales de Control para garantizar la seguridad del pozo, la vida de los trabajadores, las instalaciones y proteger al medio ambiente. Los componentes que se instalan son: Cabezales de tuberías de revestimiento, carretes de control de preventores de arietes, preventores esféricos el preventor rotatorio, así como también los siguientes componentes, bomba acumuladora de cierre y de apertura de preventores, ensamble de estrangulación, líneas de matar y estrangular, descarga y desfogue, separador gas lodo, desgasificador y quemador constituyen el conjunto de Conexiones Superficiales de Control. La función del conjunto de Conexiones Superficiales de control es la de acumular la energía necesaria en caso de presentarse un influjo, brote o manifestaciones de

 

hidrocarburos que provienen del interior del pozo, para que permita contener y realizar el control del pozo con eficiencia y seguridad.

Figura 3 reventón de un pozo (manual de control de pozos, well control pág. 80)

Cuando los brotes se detectan a tiempo y se aplican las medidas necesarias para manejarse en la superficie el brote no causa daños en las instalaciones, ecológicos o al personal. En caso contrario de que el brote no sea detectado a tiempo y no se apliquen las medidas correctas para su control y erradicarlo en superficie o en dado caso de que no se tenga integridad en los sistemas superficiales de control; este puede manifestarse de forma violenta en superficie con todo el potencial contenido en la formación productora está situación es conocida como descontrol de pozo. En los casos más graves de descontrol de pozos este puede alcanzar la magnitud de siniestro figura 4, el cual causa la pérdida total del equipo, del pozo y daños dañ os severos o incluso mortales al personal, al entorno social y ecológico.

 

 

Figura 4 siniestro (sistema prevención de reventones IFSSA 2016)

Por otro lado, manifestación de un brote confirma la presencia de hidrocarburos, es de vital importancia que durante la intervención de un pozo se eviten estos eventos mediante la aplicación de sistemas adecuados de control:   Fluido de perforación ideal.



  Conexiones superficiales de control (CSC).



  Practicas operativas.



  Personal debidamente capacitado y entrenado.



La definición de control de pozos es mantener la presión de la formación debajo de la presión ejercida por el gradiente hidrostático generado por un fluido de control.

1.5 causas de un brote. Durante las actividades de perforación, reparación o producción existe la posibilidad de que ocurra un brote; un brote es un flujo no deseado de fluidos procedentes de la formación hacia el pozo para.

1.6 Sistema de prevención de reventones.

 

CAPITULO 2 CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL. Las conexiones superficiales de control son utilizadas a fin de garantizar la seguridad del pozo, trabajadores, instalaciones y el medio ambiente. Componentes tales como: Cabezales de tuberías de revestimiento, carretes de control, preventores esféricos, preventor rotatorio, además de los siguientes componentes, bomba acumuladora de cierre y apertura de preventores, ensamble de estrangulación, líneas de matar, estrangular, descarga y desfogue, separador gas lodo, desgasificador y quemador constituyen en conjunto de las Conexiones Superficiales de control (CSC). Estas instalaciones permiten contener lla a energía proveniente de la formación en caso de que exista un descontrol del pozo. Para seleccionar las Conexiones Superficiales de Control del pozo de acuerdo con normas API-6ª, 16ª y a la práctica recomendad API-RP53 y su eficiencia verificará con pruebas periódicas de acuerdo a los lineamientos de la unidad de perforación y mantenimiento de Pozos.

2.1 Caso terrestre. El programa de diseño del arreglo de tuberías de revestimiento determina el número y tipo de cabezales y por siguiente la profundidad del contrapozo de un pozo en tierra. Cuando es asentada la tubería de revestimiento conductora esta debe quedar bien cementada ya que esta es la base para alojar la carga de las siguientes etapas del pozo con sus respectivos cabezales y tuberías de revestimiento. Al momento de cementar la tubería de revestimiento conductora y el cemento no llegue a la superficie, el espacio anular vacío debe llenarse con anillos de cemento suficiente tanto en cantidad y volumen para obtener un anclaje y adherencia adecuado. Es E s de suma importancia que la tubería de revestimiento superficial quede concéntrica y vertical respecto a la pared del pozo.

 

Se debe considerar el espacio entre la mesa rotaria del equipo de perforación y el nivel del terreno al momento de instalar el primer cabezal de tuberías de revestimiento en un pozo terrestre; la brida superior del ultimo cabezal (tubing head) debe quedar posicionado a nivel base de terreno.

Caso marino. En este caso la estructura cuenta con dos pisos o niveles de operación:   Piso de producción: Se encuentra a 15.9 metros sobre el niv nivel el medio del mar



(s.n.m.m) contiene las conexiones necesarias para la explotación del pozo tales como cabezales, arboles de válvulas, bajantes, líneas de recolección, etc. Es importante considerar si existen arboles ar boles de producción instalados y la longitud de estos, debido a que se tomara en cuenta la longitud del carrete espaciador a fin de evitar instalar dos o más carretes por el riesgo de fugas en las bridas.   Piso de trabajo: Se encuentra a una altura de 20.7 metros sobre el niv nivel el



medio del mar, este se conoce como piso de preventores en este piso van instalados lo rieles de deslizamiento de la torre de perforación y se instala el arreglo de preventores.  Al momento de instalar el primer cabezal de tuberías de revestimiento en instalaciones marinas se debe considerar la altura disponible entre la mesa rotaria y el piso de producción y la altura altur a del piso de trabajo debido a la longitud del car carrete rete espaciador, campana y su línea de flote, accesorios. El primer cabezal de la tubería de revestimiento queda instalado a nivel base del piso de producción y quedar orientado al cabezal del tren de válvulas de producción. produ cción. (Figura 5)

 

  Figura 5 Cabezal soldable (conexiones superficiales de control, Pemex 2010) La base del cabezal superficial donde ira alojada la tubería de revestimiento conductora debe instalarse al nivel del piso de producción a 19.1 metros (s.n.m.m). Los factores que se consideran para la selección de las conexiones superficiales de control son:   Gradiente de presión de poro y temperatura máxima esperada.

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  Columna geológica esperada.

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  Sísmica y perfil del pozo.



  Programa de tuberías de revestimiento y fluidos producidos d de e zonas



invasoras. Para terminación y explotación de la zona productora:   Gradiente de presión y temperatura esperada.



  Tipo de terminación.



  Características y propiedades de los hidrocarburos a producir.



  Índice de productividad (IPR).

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  Restricciones de seguridad.



  Estado mecánico del pozo



 

2.2 Especificación API-6A/ISO 10423 La norma API menciona especificaciones para los cabezales de tuberías de revestimiento

  La presión de ttrabajo rabajo deberá ser igual o m mayor ayor que la presión superficial



máxima que se espere manejar.   La resistencia mecánica y capacidad de presión acordes a las bridas API y a



la tubería en que se conecte.   La resistencia la flexión (pandeo) será igual o mayor que la tubería en que se



conecte.   La resistencia a la compresión debe de ser suficiente para soportar las



siguientes TR’s a colocar. 

La Especificación API 6A (ISO 10423) provee la definición de las condiciones del servicio estándar e introduce el concepto de niveles de especificación del producto (PSLs), a los cuales se hará referencia. El PSL define diferentes niveles de documentación o niveles de requerimientos técnicos, los cuales podrían estar especificados para un producto técnicos, los cuales podrían estar especificados para un producto.

2.3 Nivel de especificación del producto PSL El PSL (Producto Specification Levels), es el nivel de especificación de las conexiones superficiales de control en función de las concentraciones en partes por millón de H2S y CO2 contenidos en los fluidos producidos, así como de las presiones esperadas en la cabeza del pozo y con esto evitar eventos de riesgo potenciales para el personal, equipo y medio ambiente.

 

Figura 5 PSL recomendado para cabezales y árbol de producción.

 

2.4 Concentración H2S Para el manejo del diagrama anterior, considere lo siguiente: Use “si” cuando la concentración del H 2S del fluido producido sea tal que en caso

de escape a la atmosfera pueda convertirse en una concentración de 70x10 -6 [70 partes por millón (ppm)]. Es importante mencionar que el olfato humano es incapaz de detectar concentraciones mayores de 70 ppm.

2.5 Requerimiento de funcionabilidad  Puede ser PR-1 o PR-2 que son el número de ciclos de prueba a difrentes condiciones de presión y temperatura durante su manufactura. Siendo el API una especificación que recomienda las pruebas en la fabricación de los cabezales y árboles de Producción. NACE MR 0175 0175 (ISO (ISO 15156) 2.5.1 Partes críticas Especificación NACE

El API y otras especificaciones requieren que para emplear metales usados en partes críticas de equipo para servicio amargo cumplan con la norma NACE MR015. El servicio amargo está definido para cualquier caso en donde la presión parcial absoluta de sulfuro de hidrogeno (H2S) excede a 0.05 psi. Fórmula de Presión parcial. H2S psia = H2S ppm x Presión de Trabajo / 1,000 000 H2S psia = H2S % mol x Presión de Trabajo / 10,000 CO2 psia = CO2 % mol x Presión de Flujo / 10,000

 

CAPITULO 3 PREVENTOR ESFERICO. 3.1 Sistema desviador de flujo diverter. Este sistema es el conjunto de un preventor esférico de gran tamaño y líneas de descarga, las cuales son ensambladas en la tubería de revestimiento conductora (figura 6).

"⁄  , 500 psi,

figura Bops MSP 29

(Manual de conexiones superficial superficiales es de control, Pemex 2010).

Este sistema se emplea para contener un brote de fluidos en la boca del pozo, dado que proporciona un medio de control de dicho brote en una línea de salida lateral horizontal, el desviador de flujo opera el preventor esférico que opera la flecha, tubería de perforación, tubería de revestimiento e incluso los lastra barrenas, pero esta herramienta no se diseña para realizar un cierre completo del pozo o contener el influjo de una zona somera con presión. Su función es desviar el flujo generado por el brote (figura 2.1.2).

 

  Figura 3.1.2 Esquema del sistema desviador (manual de conexiones superficiales de control, Pemex 2010)

El funcionamiento del desviador de flujo se logra abriendo simultáneamente las válvulas de las líneas de desfogue y cerrando el diverter, logrando asi desviar el influjo de la formación hacia sitios lejos del equipo de perforación y del personal, este procedimiento permite disminuir el riesgo de fracturamiento de la formación somera. Los preventores anulares que generalmente se usan como desviadores son: MSP 29"⁄ , 21"⁄4, 20"⁄4, etc. el diámetro interior del diverter debe ser lo suficientemente grande para dejar pasar la barrena y perforar la etapa correspondiente. Una vez instalado todo el conjunto este debe ser probado para asegurar su funcionamiento. En el proceso de perforación las válvulas hidráulicas deben estar cerradas, aunque su característica principal es de paso libre con apertura completa. Para operar eficientemente el sistema desviador de flujo se requiere cumplir con el estándar API RP-64, RP-53; la capacidad volumétrica de los acumuladores de la

 

bomba de operación de los preventores (Koomey) debe cumplir con dichos estándares. En la perforación de un pozo terrestre o lacustre se cementa un tubo conductor a profundidad somera, con el fin de limpiar el agujero desde el interior hasta la superficie. En el caso de estructuras marinas y equipos autoelevables se instala un tubo conductor de 30” de diámetro por debajo del lecho marino. Posteriormente se suelda una brida de 30” de rango 2M, y se instala un carrete espaciador con bridas laterales de 8” o mayor para colocar las válvulas hidráulicas

o neumáticas de apertura completa y cierre. Posteriormente se instala el desviador ⁄ "   MSP-500

de flujo que es normalmente un preventor esférico de 29

psi (figura )

Figura desviador de flujo (manual de conexiones superficiales de control, Pemex 2010)

Las recomendaciones a fin de garantizar la buena funcionalidad de este equipo son: Verificar diariamente la correcta operación del desviador de flujo accionándolo desde el control remoto con una presión mínima de 100 psi. Revisar que las líneas de desfogue no estén obstruidas o azolvadas. Revisar periódicamente el desviador y las válvulas; estos no deben tener gas liberado por los recortes de la formación, residuos u otros materiales que comprometan su función.

 

Mantener el depósito hidráulico de aceite a tres cuartos de su nivel máximo de capacidad de volumen de líquido hidráulico de la bomba koomey. El sistema desviador de flujo debe tener un control remoto en el piso de perforación y otro en un lugar seguro y de fácil acceso para su accionamiento. Periódicamente se deberán efectuar simulacros con la cuadrilla del pozo con el fin de adquirir habilidad y destreza para reaccionar de manera eficaz en situaciones emergentes para operar el sistema desviador de flujo y aplicar el plan de respuesta de emergencia en pozos descontrolados.

3.2 Preventor esférico. Esta herramienta cuenta con la peculiaridad de poseer p oseer un elemento de hule sintético (dona) la cual esta constituida en su interior de acero vulcanizado flexible; se encuentra alojado en el receptáculo interior del preventor. Al momento de la operación de cierre este se deforma concéntricamente hacia el interior de este realizando un cierre total del pozo. El preventor esférico se instala en la parte superior de los preventores de arietes, es de suma importancia no cerrar este preventor sin tener tubería en el pozo, de lo contrario sufrirá daños ceberos reduciendo en forma severa su vida útil. Cuando el preventor se encuentra abierto tiene el mismo diámetro interno que los demás preventores. En posición de cierre esta herramienta permite el movimiento de tubería ya sea girando o subiendo y bajando estos movimientos de deben efectuar regulando la presión de trabajo al minimo valor de sello del preventor esférico, a este valor minimo de presión se le conoce como punto de fuga. Las características más importantes de esta herramienta son:   Cierra el pozo a pleno calibre; sin embargo, no es recomendable realizar esta



practica ya que el elemento sellante o elastómero sufre daños considerables, por lo que se recomienda utilizar esta característica en casos especiales o críticos.   Permite sacar, meter tubería y demás herramientas con presión en el pozo.



 

  Permite rotar la tubería lentamente en caso de ser necesario.



  Es posible cambiar el elemento de sello con ttubería ubería dentro del pozo.



  Cierra sobre el cable, la sonda o incluso pistolas de la unidad de registros.



En el caso de usar preventores esféricos marca Hydrill: La presión de operación para su cierre es de 700 psi, en algunos casos en el modelo de Hydrill es posible cambiar el elemento de hule con tubería dentro del pozo debido que el elastómero o dona del preventor puede ser cortado verticalmente sin afectar de alguna manera la hermeticidad del sello. Esta herramienta posee la cualidad de que la presión generada por el brote del pozo contribuye al cierre de este. Los preventores esféricos más utilizados son: ⁄ " 29  ,

⁄ 21 4" ,

5⁄ ⁄ " ⁄ 16 4" , 13 8" , 11 , 7  

Con presiones de trabajo de 5000 psi hasta 15000 psi (figura 3.2.1).

 

  Figura 3.2.1 Preventor esférico tipo Hydrill tipo GK (manual de conexiones superficiales de control, Pemex 2010).

Caso de usar un preventor esférico marca Cámeron: El rango de presión de operación para su cierre es igual al del preventor de arietes instalado, con lo cual se asegura el cierre hermético del pozo a presión sobre cualquier diámetro de tubería, cable, sondas de registros, pistolas y línea de acero que estén dentro del pozo. Este elemento no puede ser reemplazado durante su uso en el arreglo de preventores ya que en su interior posee un anillo de acero que impide cortar dicho elemento.

 

En el caso del preventor esférico Cameron tipo D y DL (figura ) la presión de cierre mueve hacia arriba el pistón de operación op eración y el plato impulsor desplaza el aro de hule hu le sólido, forzando al elastómero a cerrar activar simultáneamente los insertos de acero que la refuerzan, de esta manera la herramienta gira en su interior hasta formar un anillo de soporte continuo en el elemento de sello del empacador.

Figura Preventor esférico Camer Cameron on tipo DL (manual de conexiones superficiales de control, Pemex 2010).

3.3 Empacadura de los preventores (elastómero). Los empaques o partes de caucho elásticas de los preventores debe ser identificadas por el tipo de caucho, proceso de fabricación, grado de dureza. Dichas características determinan el uso más apropiado en cada tipo. Las partes elastoméricas deben marcarse al momento de su elaboración y del moldeado para identificar el tipo de caucho, rango de dureza y número de parte y código empleado. El sistema de código de identificación esta compuesto por tres partes:

 

a) Dureza b) Código API c) Número de parte del fabricante GUIA PARA LA SELECCIÓN DEL ELEMENTO SELLANTE. TIPO DE ELASTÓMERO

RANGO DE DUREZA

CODIGO API

APLICACIÓN TIPICA DE SERVICIO.

epiclorohidrina

70-75

CO

Fluidos de perforación base agua y aceite.

caucho natural

67-75

NR

Fluido de perforación base agua, contaminación con H2S y temperaturas bajas, medias

neopreno

70-78

CR

Fluidos de perforación base aceite y agua, contaminación con H2 H2S,S, temperaturas normales y altas.

nitrilo

70-82

NBR

Fluidos de perforación base aceite, contaminacion con H2S y temeraturas normales y altas.

Tabla 1. Guía para la selección del elemento sellante (Pemex 2013).

Todo empaque de caucho debe inspeccionarse antes de usarse; por tal motivo los fabricantes recomiendan realizar una serie de pruebas. 1. Doble o estire la pieza, observe si se crean fisuras; de ser así cambie la pieza por otra en condiciones adecuadas. Si la pieza es demasiado grande corte una pequeña parte que no sea del área crítica y efectué la prueba. 2. Cuado el empaque de caucho se expone a la intemperie esta sufre los estragos del clima ensuciando la pieza al cubrir con polvo posibles daños su estructura por lo que es necesario necesar io limpiar la pieza antes de realizar la prueba (figura 2.3.1)

 

  Figura 2.3.1 Elastómero del preventor esférico (guía para la selección del elemento sellante, Pemex 2013)

3.4 Recomendaciones de operación.  La frecuencia con la que se realizan las pruebas de funcionamiento es 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 la cual está en función del diámetro de la tubería. Para realizar la rotación de la tubería con el elemento sellante cerrado este debe ajustarse a la presión mínima de cierre proporcionada por el fabricante. La presión mínima de cierre permite el movimiento de la tubería hacia arriba y abajo, considerando la presión existente en el pozo. Es recomendable lubricar constantemente la tubería para un mejor desempeño al momento de rotar la tubería con el preventor esférico en funcionamiento.  AsÍ mismo se debe tener precaución al disminuir la velocidad de introducción o extracción al pasar los coples de la tubería a través del elastómero con el objetivo de prolongar la vida útil del elemento sellante y permitir que se amolde a los diferentes diámetros a los que se expone, evitando asi alguna fuga.

 

 

3.5 Requerimiento de volumen del preventor esférico. Las practicas recomendadas por la norma API-RP-53 del Instituto Americano del Petróleo, indican que los sistemas acumuladores deben tener una cantidad mínima de fluido la cual debe ser igual a tres veces el volumen requerido para cerrar el preventor anular mas un preventor de arietes. Esto significa tener un 50% de seguridad. El servicio para el manejo de minerales (MMS), establece que debe tenerse una cantidad mínima de fluido equivalente a 1.5 veces de cantidad de fluido necesario para cerrar todo el arreglo de preventores instalados. Dejando asÍ un margen de 200 psi por arriba de la presión de precarga de los acumuladores de la bomba Koomey. La idea de principal es mantener una reserva de energía suficiente para el sistema de acumuladores de tal manera que pueda accionarse el arreglo de preventores que se tenga instalado y tener energía de reserva en los tanques de precarga de nitrógeno. El número de acumuladores que debe tener el sistema es el e l que permita almacenar fluido con la energía suficiente para cerrar todos los preventores instalados y abrir la válvula hidráulica. A continuación, se proporcionan los datos para operar el preventor esférico para abrir y cerrar. Tabla 2.5

VOLUMEN DE FLUIDO PARA OPERAR PREVENTORES ANULARES.

(PULG.)

PRESION DE TRABAJO (Lb/pulg2)

7 1/16

3,000

7 1/16

5,000

TAMAÑO

FLUIDO REQUERIDO CAMERON SHAFFER HYDRIL EN GALONES CERRAR  ABRIR CERRAR

1.69 1.39 1.69

4.57 3.21 4.57

2.85 2.24 3.86

 ABRIR

1.39

3.21

3.3

 

7 1/16

10,000

7 1/16

15,000

7 1/16

20,000

11

3,000

11

5,000

11

10,000

11

15,000

13 5/8

3,000

13 5/8

5,000

13 5/8

10,000

13 5/8

15,000

16 ¾

3,000

16 ¾

5,000

16 ¾

10,000

18 ¾

5,000

18 ¾

10,000

20 ¾

3,000

21 ¾

2,000

CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR

2.04 2.55 6.94 6.12 8.38 7.56 5.65 4.69 5.65 4.69 10.15 9.06 23.5 21.3 12.12 10.34

CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR

12.12 10.34 18.1 16.15 26 22.5 22.32 19 22.32 19 40.75

 ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR CERRAR  ABRIR

35.42 35.6 29 50 45.1 39.7 24.1 39.7 24.1

17.11 13.95

11 6.78 18.67 14.59 30.58 24.57

9.42 7.08 11.2 7.25 11 7.2 2.43 5.54 9.81 7.98 25.1 18.97

23.5 14.57

11.36 8.94

23.58 14.41 40.16 32.64

17.98 14.16 37.18 26.5 34 34 21.02 15.8 28.7 19.93

37.26 25.61

48.16 37.61

64 44 118.5 99.5

22.59 16.92

31.05 18.93

Tabla 2.5.1 Volumen de fluido para operar preventores anulares. 

 

3.6 Preventor rotatorio. Este equipo es utilizado para mantener contrapresión superficial arriba de 1500 psi en condiciones dinámicas y 2000 psi en condiciones estáticas mientras el pozo es perforado con fluido de baja densidad. El preventor rotatorio se instala en la parte superior del preventor esférico, en conjunto con la cabeza rotatoria. El preventor rotatorio está conformado por empaques hidráulicos los cuales se presionan contra la flecha o la tubería de perforación controlados con aceite hidráulico a una presión mayor requerida para cerrar el pozo. Los empaques sellan el espacio anular mientras la tubería está en rotación; este proceso causará desgaste en el empaque por tal motivo es una pieza que debe estar en constante revisión y si es necesario deberá ser remplazada.

 

Capítulo 4  Preventores de arietes. Una válvula instalada en el extremo superior del pozo, si la cuadrilla de trabajo pierde el control de los fluidos de perforación, es operada generalmente de forma remota a través de accionadores hidráulicos con la finalidad de retomar el control de las manifestaciones del yacimiento en el pozo, a lo consecuente se comienzan las medidas de control una vez evaluados los posibles riegos y medidas de seguridad para poder iniciar con la apertura del preventor y mantener el control de la formación en términos de presión. Existes y se comercializan una variedad amplia de estilos, tamaños y presiones nominales, según el fabricante siendo el trabajo del operador perforador evaluar con base a las características de nuestra formación el adecuado para resistir, cabe destacar que deberán ser considerar ciertas etapas de la operación de trabajo ya que difiere el uso de acuerdo con su diseño. Algunos por su diseño pueden cerrar en su totalidad un agujero descubierto, otros se diseñan para cerrar alrededor de tuberías dentro del pozo, dependiendo el diámetro. Existiendo también los que sin importar diámetro o forma geométrica del tubular se adaptan al tipo de diámetro provocando la hermeticidad y eficacia cuando se trata de un cierre en Preventores, y existen otros encargados de cortar la tubería con el mismo fin de mantener el control de un brote. Los Preventores tienen una gran importancia tanto para el personal, equipo de perforación y el pozo, son inspeccionados y probados con regularidad considerando también pozos con altas o bajas probabilidades de problemas de control con base a esto las pruebas se efectúan diario o mensualmente según sea el caso El preventor se compone principalmente por arietes de acero y el sello es a través de elementos de hule sintético que permite brindar hermeticidad en corbatas, brindando el sello en la parte frontal y superior. Los arietes se alojan en la cámara interior donde les permite el libre deslizamiento para el cierre y apertura. A este conjunto que aloja el sistema hidráulico se le conoce

 

como

Bonete ;

siendo la parte móvil que permite el cambio de arietes. El diámetro

nominal se refiere al diámetro de paso interior (full bore). El preventor de arietes anulares es considerando uno de los más seguros y útiles ya que puede ser equipado con diferentes tipos y medidas de arietes considerando el arreglo de los conjuntos de Preventores según las necesidades de la operación.

4.1 Preventor tipo U y UM Estos preventores se consideran de los más seguros por su diseño en presencia de un brote debido a que su característica principal se diseña con 3 variables de medida y tipos de arietes que pueden ser intercambiados sin la necesidad de desmontar el equipo. La probabilidad de que un brote ocurra con tubería dentro de un pozo es alta y es cuando el preventor p reventor inferior equipado con arietes anulares hace la función de válvula principal de control dado que está colocado en e n la boca del pozo cerrando al dímetro de la tubería de trabajo.

4.2 Características y Ventajas La instalación se realiza en pozos terrestres, lacustres y costa fuera. El cuerpo del preventor se fabrica como unidad doble o sencilla. La presión confinada del pozo ayuda a reforzar el sello de los arietes. Tiene un sistema de operación secundaria para el cierre manual de los arietes a través del giro de los yugos (no se puede realizar la operación sin la válvula actuadora de la bomba para operar los Preventores en posición de cierre). No se pueden abrir manualmente únicamente se realiza a través de la bomba y/o control remoto de operación con activación hidráulica. Los elementos que componen los sellos de los arietes son de un hule sintético que tienen una reserva autoalimentable.

 

Cuando se modifican los pistones de operación, pueden utilizarse arietes de corte para que en caso de que se requiera cerrar el pozo pueda cortarse la tubería. Cuando el pozo se encuentra cerrado con el preventor inferior, permite efectuar reparaciones y correcciones de fugas del conjunto de Preventores; Preventor es; incluso se puede cambiar las unidades completas. La tubería puede suspenderse del preventor inferior y cerrar totalmente el pozo. Cuando el preventor ciego se encuentra cerrado puede pued e operarse a través del carrete de control. Dependiendo las necesidades de la operación pueden intercambiarse los arietes ciegos por arietes para tubería de perforación. Previo al cambio de los arietes ciegos por arietes para tubería de perforación, si se considera conveniente se puede introducir tubería de perforación a presión dentro del pozo utilizando el preventor inferior y no de los superiores. Cuando se está perforando la etapa de yacimiento deberán utilizarse arietes de corte en sustitución de los ciegos.

4.3 Función de los Preventores El arreglo de preventores tiene como función principal en superficie el cierre del pozo, recuperación del control primario y debe tener la capacidad de ejercer contra presión sobre la formación en caso de algún brote. El equipo de control superficial de un pozo lo constituye un conjunto de Preventores Pre ventores y conexiones superficiales de control, a consecuencia consecuenc ia es importante considerar que al tener instaladas varias bridas aumenta el riesgo de una fuga por la presión confinada del pozo siendo la parte más sensible de un arreglo de conexiones superficiales de control. Por lo que, durante diversas operaciones como perforación, terminación y mantenimiento de un pozo en caso de un influjo o brote, el interior del pozo el sistema de control superficial debe tener la capacidad de cerrar el pozo,

 

manteniendo la integridad del equipo y el personal encargado de su operación. Controlando el brote al usar el método más apropiado desalojar el fluido invasor y con el uso del fluido de control con la densidad requerida.

4.4 Recomendaciones generales Es importante considerar ciertos parámetros de seguridad previas a la instalación de los preventores con el fin de adecuarse al manejo en el área de trabajo: a) El diámetro y la presión de trabajo del preventor debe ser igual o mayor a la del cabezal donde se instala. b) Debe verificarse que las pistas del anillo estén pulidas y no presenten imperfecciones. c) Revisar que los tornillos candado estén limpios y en condiciones de libre rotación para su enrosque. d) En caso de que el conjunto de preventores sean dobles de 5000 lb/pg2 y de 10000 lb/pg2, los arietes ciegos se deben de instalar en la parte inferior y los arietes de tubería en la parte superior en el caso de perforación. e) Realizar una prueba de cierre y apertura al observar que el libre movimiento de los vástagos. f) El anillo metálico emp empacador acador deberá ser nuevo y tener el diámetro requerido a fin de soportar la presión de trabajo. g) Utilizar birlos y tuercas con el certificado de calidad calidad de grado (quintados). Para el diseño, instalación y activación del desviador de flujo, que se usa como medio de control de pozo antes de cementar tubería de revestimiento e instalar el conjunto de preventores desviando el flujo de fluidos de formaciones someras a lugares alejados del equipo y del personal para mantener la integridad, el diseño debe estar dentro del programa de perforación final, considerar las siguientes medidas preventivas: a) Usar un arreglo dual de las líneas del desviador para tener la ccapacidad apacidad de desviar el flujo en la dirección del viento.

 

b) Usar al menos dos estaciones de control del desviador, una debe estar en el piso de perforación y otra estación debe estar alejada en un sitio de fácil acceso. c) Usar solo válvulas de control remoto e en n líneas del desviador, esta esta debe abrirse en su totalidad y no debe ser instaladas ninguna válvula manual en ninguna parte del desviador. d) Anclar y soportar para evitar movimientos bruscos y vibraciones en el desviador, proteger los instrumentos de control por daños de cualquier tipo. e) Reducir al mínimo el número de curvaturas y maxi maximizar mizar el radio de estas, considerando que en ángulos rectos se requiere un radio mayor en las líneas del desviador, es importante en zonas costa fuera se permitir solo una curvatura de 90° en cada línea en unidades de perforación soportadas en el lecho marino. Es importante que el operador petrolero considere realizar pruebas una vez instalado el equipo a fin de comprobar que su funcionamiento es óptimo. Se debe realizar accionando los elementos de sello, válvulas, probando también el funcionamiento de las estaciones del desviador, líneas de flujo y desahogo. Todo debe ser registrado por el operador petrolero, hora, fecha y resultados de todas las pruebas en el reporte de perforación: a) Registro de pruebas de presión del desviador. b) Identificar y monitorear el funcionamiento de estaciones de control du durante rante la prueba. c) Identificar irregularidades del funcionamiento del equipo durante las pruebas para tomar medidas que solucionen el problema. d) Realizar reporte de todo lo observado durante la prueba conservando gráficas, y durante la perforación del pozo.  Al usar sartas combinadas, los arietes arietes para la tubería de diámetro mayor deben ser instalado en el preventor inferior y los de diámetro menor en el superior, o bien ambos arietes pueden sustituirse por el tipo variable. En caso de que se manifieste el pozo con un brote cuando se saque la tubería de diámetro menor solo dispondrá

 

del preventor anular y uno de arietes. Es cuando deberemos debe remos considerar que no será posible el intercambio de arietes del mismo diámetro de la tubería de perforación en algún otro preventor y como medida de seguridad tendríamos que ubicar los arietes ciegos en la parte superior del preventor doble. Cabe destacar que como ya se ha mencionado esto puede ser una desventaja por el aumento de bridas

 

Capítulo 5  Arietes de Preventores. 5.1 Ariete para tubería. Los arietes de Preventores están constituidos de una pieza de acero fundido de baja aleación que a su vez se auxilian con un sello diseñado para resistir la compresión y aislar de manera eficaz. Los arietes para la tubería de perforación o revestimiento están constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Los empaques pueden cambiarse de manera separada si así se requiere, sus características principales nos permiten: a) En caso de emergencia, movimiento vertical de la la tubería, es decir podremos introducir o sacar nuestra tubería mientras el preventor se encuentra cerrado, cerrad o, considerando que solo en el viaje de la tubería solo es ajustable al cuerpo del tubo y debe regularse la mínima presión del preventor para alargar la vida del sello frontal. b) En otro caso más d de e emergencia, se puede colgar la sarta con solo cerrar los candados del preventor. c) En caso de un influjo en nuestro pozo, evitara la expulsión de la tubería auxiliándose de la parte inferior del ariete, haciendo presión y deteniendo la tubería.

 Ariete para para tubería tubería anular anular para preventor preventor tipo tipo “U” 

 

  Empaque frontal de Ariete para tubería anular para preventor tipo “U”  

Para suspender la tubería de trabajo en los arietes se recomienda el siguiente procedimiento, consiste en: a) Cierre de los arietes anulares d de e tubería de trabajo en el cuerpo de la tubería cercano a las conexiones. b) Incremento de la presión normal de bombeo de 1500 a 3000 psi en las unidades de los Preventores aplicando también el By-pass. c) Cerrar de forma manual los yugos. d) Sentar el peso de la tubería sobre los arietes. Véase la tabla donde se indica las capacidades de carga sobre los arietes según el fabricante.

 

5.2 Características y capacidad de carga de arietes de tubería. CAPACIDAD DE CARGA SOBRE ARIETES

Tuberí Tu bería a de d e perforación p erforación (pg) Fabricante

3 ½ Ton 1000’s lbs

4 ½ Ton 1000’s lbs

5 Ton 1000’s lbs

Cameron Ca meron IIron ron work  Arietes modificados  Arietes estándar 

   

192

425

250

550

272

600

136

300

181

400

204

450

Hydril  Arietes   modificados  Arietes estándar 

 

272

600

272

600

272

600

113

250

113

250

113

250

600

272

600

Shaffer  SL-D, 73, 75

272

600

272

Tabla Capacidad de carga en arietes anulares 

5.3 Arietes variables para tuberías. Los arietes variables para tuberías son muy similares a los descritos anteriormente, solo que estos tienen como característica principal que su parte frontal está constituido por elementos de acero y hule vulcanizado que nos permite una mayor hermeticidad en cualquier tipo de superficie cerrando sobre diferentes rangos de diámetro de la tubería o incluso en la flecha que su geometría puede ser cuadrada o hexagonal. Véase el rango de cierre de arietes en la tabla.

 

RANGO DE CIERRE DE ARIETES VARIABLES

Tamaño (pg)

7.0625 11

Presión de trabajo (psi) 3000, 5000, 10000 y 15000 3000, 5000 500 0 y 10000

Rango Ran go de Cierre de Arietes Variables (pg)

3 1/2 – 2 3/8; 4 – 2 7/8

5 – 2 7/8; 5 1/2 – 3 ½

11

15000

5 - 2 7/8

13.625

3000, 5000 500 0 y 10000

7 – 4 1/2; 5 – 2 7/8

13.625

15000

7 – 5; 5 – 3 ½

16.75

5000 y 10000

7–3½

16.75

10000

5 – 2 7/8

20.75

3000

7 5/8 – 3 1/2; 5 – 2 7/8

  Tabla Rango de cierre de arietes variables. En la siguiente tabla se muestra hydrill equipados con arietes anulares y variables para las presiones de trabajo DIAMETRO DE DE PREVENTORES DE ARITES HYDRILL

Diámetro Exterior (PG) (agujero)

Rango Ran go de presión de trabajo 2000

3000

5000

10000

15000

7 1/16

X

X

X

X

9

X

X

11

X

X

X

13 5/8

X

X

X

18 ¾

X

X

X

20 ¾ 21 ¼

X X

X

X X

Tabla diámetro de Preventores de arietes Hydrill y rangos de presión.

2000

 

5.4 Arietes ciegos y posición de lo s BOP’s  Los arietes ciegos están constituidos de un empaque frontal plano a base de hule vulcanizado en una placa metálica con un sello superior. Se instalan en los Preventores de arietes con bonetes normales, y cuando no se tienen herramientas tubulares, cables o líneas de acero en su interior su función principal es cerrar el pozo en su totalidad.

Fig. Arietes ciegos. De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API) por sus siglas en ingles la posición de los arietes ciegos en los BOP’s debe ser  la  la siguiente: Caso perforación.

 

La posición del preventor con arietes ciegos será sobre el carrete de control. Caso terminación La posición del preventor con arietes ciegos será sobre el cabezal de producción Caso reparación. La posición del preventor con arietes ciegos será sobre el cabezal de producción, para tener el control del pozo en caso de brote o manifestación. Cuando el pozo se cierra con los arietes ciegos permite realizar reparaciones, cambio de unidades completas, corrección de fugas y cambio de arietes. También es posible manejar la presión confinada a través del carrete de control o del cabezal de producción.

5 .5 Arietes ciegos de corte y posición de los BOP’s.   Los arietes ciegos de corte están equipados con cuchillas, un sello superior, empaques frontales y laterales en el cuerpo del ariete. Fig.

Fig. Ariete ciego de corte segmentado.

 

  Fig. Ariete ciego de corte.

La función principal del Ariete de corte es cortar las tuberías de trabajo en caso de una manifestación y actuar como ariete ciego para el cierre del pozo. Deberán estar instalados en Preventores de arietes con bonetes modificados, aumentando la carrera de la operación, a consecuencia disminuye el diámetro del vástago del pistón y aumenta el volumen del fluido de control para el e l cierre del ariete. Lo anterior es durante la operación normal de perforación. Debe considerar que los arietes ciegos de corte están diseñados únicamente para el corte en tubería de trabajo y tuberías extrapesadas (HW), no se consideran ni se realiza el corte en los lastrabarrenas (DC).

 

  Fig. Preventor doble de arietes ciegos.

 

Capítulo 6. Componentes de arreglos de preventores 6.1 Carretes de preventores. En los arreglos de preventores, es necesario contar con distintas variedades de carretes, tamaños y especificaciones de los preventores que se estén utilizando y pueden ser de dos tipos:   Carrete de control.



  Carrete espaciador.



6.1.1. Carrete de control. Es una conexión que se instala junto con el conjunto de preventores y sirve para conectar las líneas principales de matar y estrangular, o líneas primarias, y cuenta con dos salidas laterales de 3 1/16 y/o 4 1/16, por una salida se instala la línea de estrangular que cuenta con una válvula mecánica, seguidamente de una válvula hidráulica con sus bridas compañeras y un codo de 90° o un porta estrangulador da alta resistencia a la fricción donde se descargaran directamente los fluidos del pozo al ensamble se estrangulación. La otra salida del carrete es donde se instala la línea de matar que consta de una válvula mecánica y una check más sus bridas compañeras y un codo de 90° o una porta estrangulador de alta resistencia a la fricción, para la inyección directas de fluidos de control atravesó del espacio anular a través tra vés del espacio anular a la unida unidad d de alta.

Figura. Carrete de control con salidas laterales laterales (manual de conexiones super superficiales, ficiales, UPM, Pemex 2010)

 

6.1.1.1. Válvulas del carrete de control El carrete de control cuenta lateralmente con 5 válvulas, de las cuales tres son mecánicas, una check y una hidráulica, h idráulica, esta última va instalada en la salida extrema de la línea de estrangular.   Válvulas mecánicas



Estas válvulas tienen un volante y son operadas manualmente a cerrar y abrir con un determinado número de vueltas dependiendo del tipo y marca del fabricante. El sello del vástago es del tipo flotante y contiene una cámara de contrapresión para poder ser operadas fácilmente.   Válvula check



Esta válvula opera con un mecanismo de compuerta interno, la cual es utilizada para impedir el retorno de fluidos y presión generada por el influjo del pozo y va instalada en el extremo exterior del carrete, correspondiente a la línea de matar.   Válvula hidráulica



Esta válvula es operada hidráulicamente a cerrar y abrir través del control remoto que está ubicado en el piso de perforación, o desde la bomba de operación de preventores, va instalada en el extremo exterior del carrete, correspondiente a la línea de estrangular. Esta válvula regularmente se utiliza para liberar el influjo de los fluidos presurizados. En el procedimiento de cierre suave, primeramente, se abre dicha válvula para liberar presión del pozo, seguidamente se cierra el preventor asignado y a continuación se cierra esta válvula para finalmente cerrar el pozo e iniciar a registrar presiones. 6.1.1.2. Especificaciones del carrete de control  A continuación, se mencionan algunas especificaciones del carrete de control.   Las salidas laterales deben tener un diámetr diámetro o interior nominal no menor de



2”. Deben usar bridas, birlos o grapas con tornillo para la clase API 2K, 3K y

5K.

 

  Las salidas laterales deben tener un diámetro interior nominal menor a “4



1/16” para presiones de trabajo de 2K, 3K y 5K.  

  Las salidas laterales para la clase API 10K, 15K y 20K, deberán tener u un n



diámetro interior nominal menor a 3 1/16”.   

  Para los casos anteriores, la lílínea nea de matar deberá tener un diámetro interior interior mínimo de 2” y la línea de estrangular de 3”.

  El diámetro interior del carrete debe ser por lo menos igual al del último



cabezal instalado en el pozo.   Se recomienda tener iinstalado nstalado un preventor de arietes en la p parte arte superior



del carrete de control, para desalojar fluidos a presión.

6.2. Carrete espaciador. Es empleado para extender en altura el arreglo de Bop`s y que a su vez nos no s permita la instalación de los subsecuentes preventores y librar espacios confinados en los escenarios siguientes: Trabajos terrestres: Para librar las dimensiones del contrapozo y ajustarse a la altura de la subestructura de los equipos terrestres, en consecuencia, que permita abrir los bonetes de los preventores de arietes en caso de ser necesario. Trabajos costa fuera: Es utilizado principalmente para librar espacio entre los conductores contiguos y/o el cabezal de grupo, así como de las viguetas principales de las estructuras.

Figura. Carrete espaciador. (manual de conexiones superficiales, UPM, Pemex 2010) 

 

6.3. Estranguladores Un estrangulador es un elemento cilíndrico de acero de un grado alto de dureza y resistente a la fricción y erosión, que permite el paso restringido de fluidos a diferentes regímenes de flujo. Hay gran variedad de estranguladores, tamaños y medidas, son ajustables y se instalan dentro de una porta estrangulador. 6.3.1. Tipos de estranguladores.   Estrangulador positivo



Son accesorios fijos diseñados para restringir el paso de los fluidos en la operación de control y aforos de pozos provocando una contrapresión en las TR´s, son de diferentes medidas y diámetros interiores, son de acero solido resistentes a la erosión y fricción de fluidos, en un control de pozos, el estrangulador mantiene la presión de fondo igual o un poco mayor a la presión de la formación para poder aplicar el método adecuado para el control del pozo. Figura 6.3.1.

Figura. . Estrangulador positivo. (manual de conexiones superficiales, UPM, Pemex 2010)

  Estrangulador variable



La función de este tipo de estrangulador básicamente tiene la misma función del estrangulador positivo, pero hay distintos tipos de estranguladores variables.   Estrangulador variable hidráulico

o

Este tipo de estrangulador consta de una barra y en su extremo e xtremo es de forma cónica, al ir restringiendo hidráulicamente el área de flujo, varían las caídas de presión por

 

fricción al acercar o retirar la conicidad con respecto al receptáculo en forma de Venturi. Fig. 6.3.2. se opera por medio de una consola de control remoto, y tiene las siguientes ventajas en comparación con un estrangulador positivo: Permite su operación remotamente. No se requiere abrir para cambiar el diámetro de flujo. Las velocidades de apertura y cierre son mayores.

Figura. 6.3.2. Estrangulador variable hidráulico (manual de conexiones superficiales, UPM, Pemex 2010)

  Estrangulador variable de aguja tipo manual.

o

Este tipo de estrangulador consta de una barra y en su extremo e xtremo es de forma cónica, al ir restringiendo manualmente el área de flujo, varían las caídas de presión por fricción al acercar o retirar la conicidad con respecto al receptáculo en forma de Venturi.

Figura. 6.3.3. Estrangulador variable de aguja tipo manual. (manual de conexiones superficiales, UPM, Pemex 2010)

 

 

6.3.2. Porta estrangulador. Es un elemento de cuerpo de acero de ata dureza, resistente a la fricción y erosión del fluido, en su interior aloja al estrangulador ya sea variable o positivo, en sus extremos consta de conexiones bridas y está diseñado para facilitar el cambio de la dirección del flujo todo esto es de acuerdo a lo recomendado por el fabricante cumpliendo con los estándares API-6A, API-16C Y NACE-0175.

Figura. 6.3.4. Porta estrangulador variable o positivo (manual de conexiones superficiales, UPM, Pemex 2010)

6.3.3. Consola de operación del porta estrangulador.

 

6.4.

Válvulas.

6.4.1. Válvulas de compuerta. Las válvulas de compuerta son parte esencial del equipo de control superficial y se localizan en los múltiples del tubo vertical y de estrangulación; en las líneas de matar y estrangular principalmente. También se localizan en los diferentes cabezales de tuberías de revestimiento conforme avance la perforación del pozo, su selección estará en función por las normas API RP-53 y cumplen los estándares API-6A, API -6A, API16C, y NACE-0175 además de los siguientes factores: Presión máxima en superficie. Método de control de pozo a utilizar. Corrosividad tipo de fluido empleado. En el siguiente esquema se muestran las partes de una válvula de compuerta.

Figura. 6.4. Válvula de compuerta y elementos que la componen (manual de conexiones superficiales, UPM, Pemex 2010)

Existen de diferentes diámetros y rangos de presión. Como ejemplo, 5K, 10K y 15K psi, y de 1 13/16”, 2 1/16”, 3 1/16” y 4 1/16” de diámetro de paso. Tabla 6.4.1.  

 

  6.4.2. Válvulas de seguridad en el piso de trabajo. Dentro del piso de perforación se debe contar con válvulas de seguridad que garantice el bienestar y seguridad de trabajo del personal de trabajo, las válvulas empleadas en el piso de perforación son las siguientes:   Válvulas de la Kelly.



Válvula superior: esta válvula es instalada en la parte superior de la Kelly y la unión giratoria, su presión de trabajo debe ser igual al del arreglo de BOP´s. Válvula inferior: se instala en la parte inferior de la Kelly y el sustito de enlace, su presión de trabajo debe ser igual al del arreglo de BOP´s y debe pasar libremente a través de los preventores.

  Válvula de contrapresión para tubería de trabajo (preventor iinterior). nterior).



 

Esta válvula se instala en una herramienta tubular (combinación) con asiento para alojarla, existen dos tipos, charnela y vástago/resorte son utilizada cuando se está perforando zonas con pérdidas de circulación o bien en perforación bajo balance (su empleo es permanente, sirve como barrera de seguridad), se debe contar con diferentes válvulas para distintos diámetros de tubería, rosca o conexión en la sarta y su presión de trabajo debe ser igual al del arreglo de BOP´s que se esté usando. 6.4.3. Válvula hidráulica. La válvula hidráulica se instala en carrete de control después de la válvula de compuerta para diferentes arreglos de preventores y línea de estrangular, y su función es abrir y cerrar remotamente para controlar los fluidos provenientes del pozo, es un cuerpo cilíndrico en su parte superior de acero con bridas en sus extremos y aloja en su interior un pistón el cual efectúa la apertura y cierre de la compuerta. Las bridas cumplen con el estándar API-6A, API-16C, RP-53 y Nace0175, su operación es similar a los preventores ya que cuenta con 2 orificios de entrada y salida para permitir el paso del fluido hidráulico y con esto se pueda abrir y cerrar la válvula desde la unidad acumuladora. Figura.

6.5.

Bridas, anillos, espárragos y tuercas.

6.5.1. Bridas. La mayoría de nuestras CSC cuentan con elementos de conexión en sus extremos y es necesario que tengan hermeticidad completa para evitar fugas durante su uso. Estos componentes son de acero forjado f orjado integral, sus pistas y orificios para e ell paso de birlos o espárragos son maquinados en base a especificaciones API, se cuenta además con orificios laterales por donde a través de ellos se realizan pruebas de hermeticidad y/o inyección de grasa plástica. 6.5.2. Bridas cambio de serie. Estas bridas son utilizadas en caso de realizar cambios de transición de series de presión de menor a mayor en un conjunto de preventores y en las CSC.

 

Se fabrican en diferentes medidas y presiones bajo especificación API-RP53 y 6A. Para su instalación es importante revisar que las pistas superior e inferior se encuentren limpias, pulidas y sin imperfecciones. Fig.11.2. 6.5.3. Anillos. Los anillos son elementos metálicos de acero dúctil elaborados de una sola pieza, diseñados para realizar un sello metal-metal, y son chapeados con una película de cadmio de 0.0051 a 0.0127 mm de acuerdo a las especificaciones API, son empleados para sellar la unión de bridas tipo 6B y 6BX, estos dispositivos trabajan en diferentes geometrías perfectamente lisas y pulidas, las cuales se muestran en la Fig. 11.3. Cada anillo deberá tener las siguientes especificaciones: Marca o nombre del fabricante, Monograma API, Tipo y número de anillo, Material del anillo.

6.5.3.1.

Anillos para preventores.

Este tipo de anillos son de acero dúctil de gran tamaño, por p or lo que se hace necesario contar en el sitio de trabajo con un juego adicional de este elemento.

6.5.3.2.

Anillos para válvulas.

Este tipo de anillos son de acero dúctil de dimensiones reducidas, debido a su naturaleza de trabajo es necesario contar en el sitio de trabajo con un juego adicional de estos. 6.5.4. Birlos, espárragos y tuercas. Las bridas de las CSC deben se unidas por medio de birlos y/o espárragos con su respectiva tuerca, y se les aplica cierto torque para garantizar el sello hermético y deben cumplir con los estándares API-6ª, NC-0175 Y RP-53. Un birlo es un tornillo con una parte lisa en su parte intermedia y con rosca en los extremos y un esparrago es un tornillo roscado en toda su longitud y son acompañados por una tuerca que es un elemento de acero con rosca ahusada en su interior, y un perfil externo hexagonal h exagonal para que en él se alojen los dados o llaves de apriete. Figura.

 

6.6.

Líneas de matar y estrangular.

 

CAPITULO 7 Criterios de selección de un arreglo a rreglo de preventores (BOB´S).  7.1 selección de arreglos de preventores. El criterio necesario para la selección del arreglo correcto de preventores está basado en la presión de trabajo, la cual es la presión máxima con la que se puede presentar un brote en superficie; como sabemos la presión de un brote depende de la presión de poro de la formación y la profundidad. La recomendación API RP-53 clasifica los arreglos de preventores con base al rango de presión de trabajo. En las operaciones de intervención de pozos, existe el riesgo de un descontrol por lo cual se debe usar un arreglo de preventores que corresponda, considerando los siguientes puntos:   Presiones anormales de formación.   Yacimientos de alta presión y alta temperatura.





  Yacimientos de alta productividad.



  Yacimientos de gas con altas concentraciones de  .



  Yacimientos depresionadas.



  Áreas densamente pobladas.



El control de un pozo es constituido generalmente en la superficie, mediante los sistemas de circulación y el sistema de preventores. Los arreglos de preventores deben permitir lo siguiente:  

Cerrar la parte superior del pozo mediante el preventor esférico alrededor de la tubería de perforación o de los lastra barrena con el objetivo de mover la tubería hasta el fondo del pozo o a la superficie.

 

Descargar de manera controlada los fluidos invasores (gas, lodo con g gas, as, agua salada).

 

Bombear fluidos al interior del pozo y circular el brote a la superficie.

 

Colgar tubería de perforación y su es necesario cortarla.

 

Conectarse al pozo nuevamente, después de haberlo abandonado.

 

Se debe considerar la magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida, cuando los riesgos son conocidos tales como:   Presiones de formación normal



  Áreas desérticas o montañosas alejadas de la población (un arreglo de



preventores sencillos y de bajo costo es suficiente para la seguridad de la instalación)   Presión de formación anormal



  Yacimientos de alta productividad



  Áreas densamente pobladas



  Grandes concentraciones de personal si es el caso de plataformas marinas



o barcos.

7.2 Rangos de presión y nomenclatura de los arreglos. Existen estándares ya establecidos para arreglos de preventores los cuales aseguran el control total del brote mediante el cerrado de los arietes o elastómeros de dichos equipos. La clasificacion de API -553 recomienda un conjunto adecuado para operar con la presión de trabajo que oscila de 2K (2000 psi) hasta 20K (20000 psi) a continuación se mostrará una taba con las presiones de trabajo tra bajo de los arreglos de preventores. Tabla RANGOS DE PRESION DE TRABAJO Nomenclatura

Presión (PSI)

Presión (Mpa)

Presión (Kg/cm2)

condicion de servicio

2K

2000

13.8

140.65

trabajo l i ge ro

3K

3000

20.7

210.97

baja pre si ón

5K

5000

34.5

351.62

me di a pre si ón

10K

10000

69

703.23

al ta pre si ón

15K

15000

103.5

1054.85

e x tre ma pre si ón

20K

20000

138

1406.47

ul tra pre si ón

 

El código API empleado en la asignación de los diferentes arreglos de preventores es el siguiente.   G = cabeza rotatoria.



  A= preventor esférico.



  R= preventor de arietes, ya sea ciegos, variables o de corte.   Rd= preventor doble de arietes, ya sean ciegos, variables o de corte.





  Rt= preventor triple con tres juegos de arietes, instalado a criterio del



operador.   S= carrete de control con salidas laterales para líneas de matar y estrangular.



  K= 1000 lb/pg2 de presión de trabajo.



7.3 arreglos de preventores de baja presión para pozos terrestres

Figura x instalación de arreglo de preventores.

 

Como se puede observar en la figura anterior en el caso de un pozo terrestre el arreglo se instala en el cabezal de la tubería de revestimiento conductora, el cual se encuentra en el contrapozo, el contra pozo es el área en la cual se cemento la TR conductora y es única y exclusivamente en pozos terrestres.  Arreglo de preventores tipo Rd, SRR 2K.

Figura x arreglo de preventores (modificado de American Petroleum Institute) El arreglo anterior de preventores es para 2K de presión de trabajo, Este arreglo es instalado en pozos perforados en tierra. Como se muestra en la figura este es un

 

arreglo sencillo que consta de un carrete de trabajo con sus respectivas líneas de matar y estrangular con dos preventores de arietes ya sean ciegos, variables o de corte en la parte superior se encuentra el diverter.  Arreglo de preventores tipo Rd, RSRG 2K.

Figura x arreglo de preventores (modificado de American Petroleum Institute) Las dos figuras anteriores son ocupadas para zonas de baja presión durante la perforación y reparación. Estos arreglos son sencillos ya que solo cuentan con

 

preventores de arietes y el carrete de control, generalmente se ocupan en la primera etapa de perforación donde no es común encontrar zonas de presión anormal y el gradiente de presión de poro es constante.

7.4 Arreglo de preventores de media presión para pozos terrestres.  Arreglo de preventores tipo Rd, SRRAG 3K y 5K.

Figura x arreglo de preventores (modificado de American Petroleum Institute)

 

El arreglo anterior de preventores es para 3K y 5K de presión de trabajo en este caso el preventor rotatorio es opcional. Se debe tomar en cuenta la distancia que existe en el contrapozo y la mesa rotaria a fin de considerar la instalación de carretes espaciadores.  Arreglo de preventores tipo RSRAG 3K y 5K.

Figura x arreglo de preventores (modificado de American Petroleum Institute)

 

Este arreglo de preventores es para una presión de trabajo de 3K y 5K, se puede observar que solo cambia la configuración de los preventores respecto al arreglo anterior con las mismas condiciones de trabajo, en este arreglo generalmente el preventor de atientes que se encuentra arriba del cabezal es un preventor con arietes de corte para tubería. Estos arreglos son para rangos de trabajo de baja y media presión.

7.5 Arreglo de preventores para alta y extrema presión para pozos terrestres.

 

 Arreglo de preventores tipo Rt, SRRRA 10K,15K, 20K.

Figura x arreglo de preventores (modificado de American Petroleum Institute)

 

 Arreglo de preventores tipo Rt, RSRRA 10K,15K, 20K.

Figura x arreglo de preventores (modificado de American Petroleum Institute)

 

Los arreglos de preventores anteriores son del rango de 10K hasta 20K de presión de trabajo, en las figuras se observa obs erva que en la configuración únicamente cambia por la instalación del preventor rotatorio. Este arreglo es el que se adapta mejor a las altas presiones de trabajo dado que su versatilidad comprende un rango amplio de presión de trabajo manteniendo así la seguridad de las instalaciones y el personal. 7.6 Instalación de preventores en plataformas con tirante de agua somero. El criterio necesario para la selección de arreglos de preventores es el mismo en ambientes terrestres y marinos someros ya que se usan los mismos arreglos con la única diferencia que su instalación es diferente. Dado que en ambientes marinos someros existe un tirante de agua no mayor a los 100 metros de profundidad no es posible instalar los preventores en el fondo del tirante de agua ya que una de las limitantes es que el lecho marino contiene un suelo fangoso el cual no es apto para la instalación de estos equipos; por tal motivo es importante saber el lugar en el cual serán alojados los arreglos de preventores durante las operaciones de perforación y reparación de pozos.

Figura X

 

En el caso perforar mediante una plataforma petrolera tipo auto elevable (Jack up) figura X. los preventores se instalan en el piso de producción el cual se encuentra abajo del piso de perforación.

 

 

 

Capítulo 8. Bomba Koomey. 8.1 Bomba de acción de preventores Koomey. La bomba koomey es una serie de acumuladores hidráulicos hidráu licos que contiene un fluido presurizado para operar en emergencias para el cierre de los preventores, adicionalmente cuenta con un sistema auxiliar de energía atreves de del uso de nitrógeno comprimido almacenado en cilindros, estos contenedores de energía pueden ser usados para mejorar el tiempo de activación de los BOP´s, además de servir como un respaldo de potencia hidráulica en caso de una falla en las bombas.

Figura . Bomba para operar preventores. Las practicas recomendadas API RP-16ERP-53 y el reglamento reglamen to del servicio para el manejo de minerales (MMS, por sus siglas en ingles), establecen estable cen los requerimientos que se deberán tener para la selección de una adecuada unidad de potencia de cierre y apertura en función al tamaño, tipo y número de elementos hidráulicos que serán operados.

 

8.2Sistemas que compone a la bomba y funciones de la bomba Koomey. La unidad acumuladora que acciona un arreglo de CSC, permite aplicar la potencia hidráulica suficiente y necesaria para operar todos los preventores y las válvulas hidráulicas instaladas hasta 2 ½ veces en capacidad volumétrica, los siguientes elementos básicos a mencionar son los que componen a la unidad y serán explicados más adelante en subcapítulos posteriores. 1. Depósito almacenador de fluido. Cada unidad acumuladora tiene un depósito de fluido f luido hidráulico, el cual va albergar al fluido que se va a ocupar en las acciones de cierre y apertura de los preventores y debe tener doble de la capacidad del banco de acumuladores (botellas). Cuenta con dos tapones de 4” en cada extremo, que nos ayudan a observar el nivel interior

del fluido hidráulico cuando se descargan de las válvulas de cuatro pasos. Cuenta con línea de succión para las bombas hidroneumáticas y la bomba hidroeléctrica en la parte inferior del depósito y líneas de las válvulas de seguridad, en caso de un incremento de presión dentro del sistema. 2. Acumuladores.   De presión confinada de líquido hidráulico.



  De presión confinada de gas nitrógeno.



3. Fuentes de energía.   Neumática (bombas operadas por suministro de aire).



  Hidráulica (bombas operadas por suministro eléctrico).



  Potencial (adicional respaldo con gas nitrógeno).



4. Unidades de apertura y cierre, válvulas de cuatro vías. 5. Consolas de control remoto.   Piso de Perforación.



  Cuarto de control (Ejemplo: Superintendencia, muelle tubular, etc.).



 

Descripción de partes del sistema koomey, con energía adicional, nitrógeno (N 2).

Figura 7.2. Esquema de la unidad acumuladora (manual de conexiones superficiales, UPM, Pemex 2010)

 

PARTE 1.

Acumuladores

2.

Válvulas aisladora

3.

Válvula de seguridad.

4.

Filtro de suministro de aire.

5.

Lubricador de aire.

6. 7.

Manómetro en línea de aire. Interruptor de presión hidroneumático

8.

Válvula para aislar el interruptor hidroneumático

9.

Válvulas de suministro de aire a bombas hidráulicas

10. Válvulas de cierre e en n línea de suc succión ción 11. 11. Filtros en línea de su succión cción 12. 12. Bombas hidroneumática impulsadas por aire 13. 4. Motor e eléctrico léctrico y a arrancador rrancador de bomba triplex 14. 15. Bo Bomba mba ttriplex riplex hidroeléctrica 1 15. 6. Válvula de cierre en línea de succ succión ión 16. 17.Filtro en línea línea de succión 17. 18. Válv Válvula ula de retención (check) 18. 19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica 19. 20. Inte Interruptor rruptor de presión hidroeléctrica 20. Manómetro en el sistema acumulador 21. Filtro para fluido en el sistem sistema a acumulad acumulador or 22. Válvula regu reguladora ladora y reductora de presión 23. Manómetro en el múltiple de distribución de fluido 24. Ram lock pa para ra aislar la válvula reducto reductora ra de pre presión.(BY-PASS) sión.(BY-PASS) 25. Válvula regu reguladora ladora y para pr preventor eventor anular 26. Manómetro del preventor anular 27. Válvulas de cuatro vías ((Ram Ram loc lock) k) 28. Válvula de purga 29. Caja de empalme empalme de a aire ire 30. Transmisor de presión del pre preventor ventor a anular nular 31. Transmisor de presión del múltip múltiple le de distribución de fluido 32. Transmisor de presión de dell sistema acumulador 33. Válvula neumát neumática ica regulador reguladora a de presión prev preventor entor anular 34. Selector regu regulador lador de presión del preventor anular 35. Válvula de segu seguridad ridad del múlt múltiple iple de distr distribución ibución de fluido 36. Tapones de dell tanq tanque ue de almacenamiento 37. Cilindros con nitrógeno 38. Manómetro del banco de energí energía a adicional 39. Válvula maestr maestra a del banco de energía adicional Tabla 7.1. Partes y funciones de la bomba koomey.

FUNCION

 

8.2 Acumuladores y tipos de fluidos hidráulicos. Una unidad de cierre emplea cilindros que almacena fluido hidráulico bajo presión, para que éste actúe hidráulicamente en el cierre de los preventores, Fig. 7.3. Existen dos tipos de fluido empleado:   De presión confinada de líquido hidráulico. Debe utilizarse un fluido hidráulico (aceite lubricante MH-150; MH-220, MH-



300, Turbina-15 y Turbina-9) que no dañe los sellos de hule que forman parte del sistema de cierre y apertura. Estos aceites permiten la lubricación de las partes que están en movimiento oscilatorio y en contacto con los vástagos cromados para operar el cierre y apertura de los arietes de los preventores, de las válvulas de 4 Vías, vástagos de d e las bombas (Neumáticas y Eléctricas), así como de las válvulas hidráulicas.   De presión confinada de gas nitrógeno



El sistema adicional para el cierre de pozos conocido como Sistema Auxiliar de Respaldo de uso emergente, contiene una mezcla pura de Gas Nitrógeno comprimido (N2), en donde los acumuladores almacenan energía potencial, la cual al ser liberada controladamente es usada para efectuar un cierre rápido de los preventores.

 

Se utilizan acumuladores tipo separador, usa un diafragma flexible (vejiga), el cual es de hule sintético que es resistente a la carga de N 2. Los acumuladores tienen una capacidad interior volumétrica de 10 galones, y operativamente se considera útil el 50 % de su capacidad. Fig. 7.3.1

Figura 7.3.1. Cargas de los cilindros en operación.

8.4 Fuente de energía. La unidad acumuladora de operación operac ión de preventores principalmente utiliza la fuente de energía cinética potencial, la cual es una magnitud escalar asociada a un campo de fuerzas. Esta energía se encuentra en estado de reposo y cuando es liberada controladamente hace posible cerrar o abrir el arreglo de preventores y las válvulas hidráulicas respectivamente. La unidad es energizada a través de la energía eléctrica, neumática y potencial, a continuación se describen las dos primeras. 8.4.1 Respuesta de las bombas Cada unidad acumuladora de cierre y apertura deberá contar con el suficiente número y tamaño de bomba eléctrica y neumática que cumplan satisfactoriamente con los requerimientos siguientes:

 

    Con el banco de acumuladores bloqueado, las bombas indicadas deberán



ser capaces de cerrar el preventor esférico contra la tubería en u uso, so, y abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación y mantener una presión mínima final de 200 Ib/pg2 mayor a la presión de precarga de N2 en un tiempo de 2 minutos como máximo.   Con el banco de acumuladores bloqueado, las bombas indicadas deberán



ser capaces (cada una) de cerrar el preventor de arietes contra la tubería que se esté usando, y abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación, y mantener una presión mínima final de 200 Ib/pg2 mayor a la presión de precarga de N2 en un tiempo de 2 minutos como máximo. 8.4.2 Presión en las bombas neumática y eléctrica. La unidad acumuladora esta equipada con bombas que proporcionen una presión de descarga equivalente a la presión de operación para preventores de arietes de 1,500 lb/pg2 y para preventores esféricos de 1,500 a 700 lb/pg2, dependiendo del fabricante y una máxima presión de trabajo de 3,000 lb lb/pg2 /pg2 (By-Pass) (By-Pass).. Es una cobinacion de bombas (aire y electrica) y operan a altas presiones con niveles de fluido bajas, por lo general la bomba esta equipada por dos bombas hidroneumaticas y una electrica triplex. Dichas bombas deben operar cuando la presiion registrada en manometros decienda de 3000 psi a 2700 psi y 2600 psi respectivamente, con la finalidad de volver a represionar el sistema hidraulico a un maximo de 2900 psi y 3000 psi respectivamente para tener bien calibrada la unidad, todo esto de acuerdo a los valores de calibración establecidos por la UPMP.

8.5 Sistema de potencia. 8.6Sistema de cierre de preventores y acción de la válvula actuadora. 8.7 Requerimientos de válvula, múltiples, conexiones y líneas.

 

8.8 consola de control remoto y recomendaciones.