1 Preventores.pdf

CONEXIONES CONEXION ES SUPERFIC SUPERFICIA IAL L ES DE CONTROL

A B RIL 2006 AB

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL

Obj bje etitivo vo de dell Cur Curso so.. Qu e el pers perso o n al d el área d e i n geni genie ería d e proyectos se actualice en nuevas técnicas teórico-prácticas, que permitan apoyar con mejor calidad y oportunidad los requerimientos de las áreas usuarias respecto a elaboración y supervisión de los programas para las perforaciones, reparacio repa raciones nes mayo mayores res y me m eno nore res. s.


Contenido 1. Arreglo de preve prevento ntore ress por etapa etapass 1.1. Preventores 1.1.1. Sis istema tema desvia desvi ado dorr de d e flujo flu jo 1.1.2. Preve revent ntor or Esf sfé éri rico co 1.1.3. Preve revent ntor or An Anul ula ar 1.1.4. Prevento reventorr Vari ria abl ble e (ari rie etes aju ajust sta abl ble es) 1.1.5. Preve Prevent ntor or Ciego 1.1.6. Pre Preve vento ntorr de corte cort e 1.2. Emp mpa aqu que etadura de pr pre evento ventores res (elastó lastómero) mero) 1.3. Pru rue ebas con c on pr pre esi sión ón 1.4. Ar Arregl reglos os 1.5. Normatividad


1. Arreglo de preventores por etapas


Criterio de Selecci ó n. El criterio para seleccionar el arreglo del conjunto de preventores, debe considerar la magnitud del riesgo expuesto y el grado de protección requerida en cada de una de las etapas durante el proceso de perforación y mantenimiento de pozos; así como, la presión del yacimiento esperada en la superficie.


Influjos y Reventones Un revent ó n es un flujo incontrolado de fluidos de la formaci ó n en la superficie. Un revent ó n generalmente comienza como un " Influjo ” , que es una intrusi ó n de fluidos de formaci ó n al pozo. Si no se maneja el influjo inmediatamente, este puede convertirse en un revent ó n.

Para evitar que un “ Influjo ” se convierta en un revent ó n, se utiliza un sistema de v álvulas preventoras o BOP’ s .


Sistema de Prevenci ó n de Reventones En un equipo es un sistema de control de presión diseñado específicamente para controlar un “ Influjo” . El sistema consiste de cuatro componentes: 1. El arreglo de Preventores 2. El Acumulador 3. El múltiple de estrangulación 4. La línea de matar


Arreglo de Preventores El arreglo de Preventores se encuentra sobre el cabezal del pozo y es un ensamblaje que puede incluir: Preventor anular esférico Preventor anular de arietes Preventor ciego o de corte Carrete de perforación Cabezal del pozo El arreglo de preventores puede tener varias configuraciones, y depende de los problemas potenciales que puedan ocurrir durante la perforación o el mantenimiento del pozo, así como la presión del yacimiento esperada en la superficie.


Clasificaci ó n Típica API Para el conjunto de preventores, se basa en el rango de la presión de trabajo. Cuando los riesgos son pequeños y conocidos tales como: Presiones de formaciones normales. Áreas desérticas o montañosas, alejadas de los grandes centros de población. Un arreglo de preventores sencillo y de bajo costo puede ser suficiente para la seguridad de la instalación. El riesgo es mayor cuando se tienen: Presiones de formaciones anormales. Yacimientos de alta productividad o presión. Áreas densamente pobladas. Grandes concentraciones de personal y equipo, como el caso de barcos y plataformas marinas. El arreglo requerido debe ser más completo y en consecuencia de mayor costo.


Funciones de los Preventores Tienen tres funciones principales: 1. Cerrar el pozo en caso de influjo imprevisto. 2. Colocar suficiente contrapresión en el pozo, para evitar que se siga introduciendo fluido de la formación mientras se realizan las acciones necesarias para el control. 3. Recuperar el control primario del pozo. Ahora bien: Durante las operaciones de perforación o mantenimiento, si llegara a manifestarse un flujo o brote, el sistema de control superficial debe tener la capacidad de proveer el medio adecuado para cerrar el pozo y circular el fluido invasor fuera de él. El control de un pozo lo constituyen en la superficie, los sistemas de circulación y los preventores


Normas de Seguridad Antes de la instalación de los preventores: La medida y capacidad deberá ser igual que la del cabezal donde se va a instalar. Revisar que este en la posición correcta. Abrir los bonetes, revisar el empaque y las pistas de sello. Verificar que los empaques frontales y superiores de los arietes (rams) estén en buenas condiciones. Revisar la operación de los tornillos candado (yugos), ésta deberá ser fácil y rápida. En conjunto de preventores dobles 5M y 10M los arietes (rams) ciegos se colocan en el preventor de en medio y los arietes de tubería en el preventor superior e inferior . Probar la hermeticidad del cierre. Instalar y probar las líneas de 1” de los preventores. Revisar la operación de los arietes (rams) verificando el movimiento de los vástagos contra la presión de operación. Verificar las medidas y cantidades de birlos y tuercas que se van a usar y repasarlos. Revisar las pistas de sello de las bridas laterales e instalar las válvulas respecti vas. Comprobar que la cantidad de birl os y tuercas para las bridas laterales sea adecuada y de la medida correcta.


Normas de Seguridad Durante la operación: Revisar que la presión hidráulica de operación del múltiple de los preventores permanezca en 1500 lb/pg 2. Probar la efectividad a su capacidad de trabajo después de su instalación. Siempre debe estar instalado el sistema de operación manual a los preventores. (Crucetas, extensiones, volantes, seguros y soportes). En las líneas de operación de los preventores no deberán existir fugas. Revisar periódicamente el apriete de la tornill ería y válvulas laterales. Operar con frecuencia los arietes (rams) para tubería, ciegos o de corte al terminar de sacar tubería, comprobar la operación de los vástagos contra la presión de operación. Inspeccionar que las líneas de matar y estrangular estén conectadas a las válvulas laterales del preventor o al carrete de control. Al efectuar un cambio de arietes (rams), debe ser en el menor tiempo posible. El agujero de paso del conjunt o de preventores deberá permanecer centrado respecto a la tubería y a la mesa rotator ia. Si se observa movimiento en el conjunto de preventores, debe sostenerse a la subestructura por medio de tensores. Durante la intervenci ón del pozo se deberán tener arietes (rams) de las medidas de las tuberías que se manejan, así como elementos de sello de los arietes (rams) y los bonetes.


1.1. Preventores


1.1.1. Sistema desviador de flujo

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL Las prácticas recomendadas API-RP-53 establecen los criterios para seleccionar, instalar y operar el equipo de sistema desviador de flujo (diverters). El desviador de flujo se utiliza como un medio de control, ya que proporciona un determinado grado de protección antes de que se corra y cemente la tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalarán los preventores. Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubería de perforación o de revestimiento, lastrabarrenas, y no está diseñado para hacer un cierre completo del pozo o parar el flujo, sino más bien desviarlo abriendo simultáneamente las válvulas de las líneas de desfogue (venteo), derivando el flujo de formaciones someras hacia sitios alejados del equipo de perforación y del personal.


Desviador de Flujo. Por lo general se utilizan: Preventores anulares de tipo convencional Cabezas rotatorias. “ Desviadores” especiales de baja presión en diversos tamaños. La presión de trabajo del desviador y de la(s) línea(s) de venteo o lateral(es) no es de gran importancia. Las salidas del desviador deben tener un diámetro interior mínimo de 12” para pozos marinos y 10” para pozos terrestres. El diámetro interior del desviador debe ser suficiente para que permita pasar la barrena. Después de su instalación, será probado a satisfacción. Si el sistema desviador integra una o más válvulas en la línea lateral, las válvulas deben ser tipo abertura completa y mantenerse en la posición abierta para un sistema manual, o bien, deben ser diseñadas para abrirse automáticamente cuando se cierra el desviador. Por lo menos una de las líneas laterales debe estar abierta en todo momento.


Desviador de Flujo. Campana 30”

Válvula hid. Lateral 8”-2M

Línea de Desfogue 6” a presa de quema

Espiga de 30”X20”

Preventor Esférico MSP 29 ½”-500 psi

Carrete de Control 29 1/2” 500 psi

Tubo Conductor 30”

Terrestre

Línea de Flote 16”


Línea de Desfogue 6” a presa de quema Brida Soldable 29 1/2”-500psi

Marino

CONEXIONES CONEXION ES SUP SUPERFI ERFICIA CIAL L ES DE CONTROL

1.1.2. Preventor Esf Es f érico

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL Es un pre p reve ventor ntor anular, y es es instalado instalado en la pa parte rte superior superior de los prevento preve ntores res de ariete arietes. s. Es Es el primero en cerrarse cerrarse cuando se presenta presenta un brote y tiene como principal característica, efectuar cierres herméticos a presión sobre cualquier forma o diámetro de tubería o herramienta herra mienta que pueda pueda estar dentr dentro o del pozo; pozo; así com como, o, cerra cerrarr sobre sob re el ca c able, la sonda o la l as pisto pi stolas las de la unidad de registro s El tamaño tamaño y su ca c apacidad deberá deberán n ser iguales iguales que los prevento preventores res de arie riete tes. s. “ Este pre preve ventor ntor ja jamá máss debe deberá rá se serr cerrado cerrado si no ha hayy tuberí tubería a dentro de ntro del pozo” pozo” . Estos pre p reve ventores ntores emplea mplean n un ele leme mento nto grueso de hule sintético que se encuentra encuentra en en el orifici orif icio o interno in terno del mismo mi smo y al operarlo operarlo,, se deforma concé conc éntr ntricame icamente nte hacia el interior del preventor, preventor, ocasio ocasionando nando el el cierre parcial o total del pozo. El hule estando en posición abierta tiene el mismo mism o diá di ámetro de paso del prevento preventor. r. Además Además permite el el pa p aso o giro gi ro de tuberí tub erías as aún aún estando est ando cerrado. c errado.


Preventor Es Esf f érico. Los más usados usados son de 21 21¼” , 16 ¾” , 13 5/8” , 11” y 7 1/ 1/16” , con presio pr esiones nes de d e trabajo de 2000 2000 a 100 10000 00 lb lb/pg /pg 2.


Preventor Esf érico. Recomendaciones: La frecuencia de las pruebas será similar a la del conjunto de preventores. El preventor anular debe probarse al 70% de su rango de presión de trabajo y siempre sobre la tubería de perforación, aplicando la presión de cierre recomendada por el fabricante en función del diámetro de la tubería. Para rotar lentamente la tubería con el elemento sellante cerrado, deberá ajustarse la presión de cierre, como se indica en los datos de cierre del fabricante. Para introducir o sacar tubería en un pozo con presión se ajustará la presión de cierre a la mínima necesaria para permitir el movimiento de la tubería hacia arriba o hacia abajo (esto en función de la presión que exista en el pozo). Se puede estar adicionando continuamente aceite a la tubería para lubricarla. Y, se debe tener la precaución de disminuir la velocidad de introducción o extracción al pasar los coples de la tubería, con objeto de prolongar la vida útil del elemento sellante. Los preventores anulares Hydrill poseen la característica de que la presión contribuye al cierre del mismo.


1.1.3. Preventor Anular

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL El preventor anular de rams a diferencia del esférico, lo constituyen dos arietes que constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellante diseñado para resistir la compresión y sellar eficazmente. Los otros tipos de arietes usados en los arreglos de los conjuntos de preventores (ciegos y de corte) se mencionan posteriormente. Los arietes para tubería de perforación o revestimiento están constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse independientemente. El preventor de arietes tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes, según se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño es considerado como el más seguro.


Preventor Anular. Anular.


Preventor Anular. Anular. Ejemplos de preventores sencillos y arietes

Preventores sencillos de arietes Camerón tipo U y UM. Sello superior

Empaque frontal Cuerpo del ariete

Preventores doble de arietes tipo U con salidas laterales.

Ariete anular para preventor tipo “U”


Preventor Anular. Anular. Otras características: El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble. Puede instalarse en pozos terrestr es o en plataformas marinas. La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes. Tiene un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los arietes (candados). Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule autoalimentable. Modificando los pistones de operación, al usar arietes de corte sirven para cortar tubería quedando el pozo cerrado. En caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubería, para lo cual deberá regularse la presión de cierre del preventor. Cuando existe presión en el pozo, evitan la expulsión de la tubería al detenerse la junta en la parte inferior del ariete. En caso de emergencia, permiten colgar la sarta cerrando los candados del preventor.


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


1.1.4. Preventor Variable (Arietes Ajustables)


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

Rango de cierre de arietes variables (ajustables) Tamaño (pg)

Presión de trabajo (psi)

Rango de cierre de arietes variables (pg)

7 1/16

3000, 5000, 10000 y 15000

3 1/2 - 2 3/8, 4 - 2 7/8

11

3000, 5000 y 10000

5 - 2 7/8, 5 1/2 - 3 ½

11

15 000

5 - 2 7/8

13 5/8

3000, 5000 y 10,000

7 - 4 ½, 5 - 3 ½

13 5/8

15000

7 – 5, 5 - 3 ½

16 3/4

5000 y 10000

7-3½

16 3/4

10000

5 - 2 7/8

20 3/4

3000

7 5/8 - 3 ½, 5 - 2 7/8


Preventor Variable. Ejemplos de preventores sencillos y arietes

Preventores sencillos de arietes Camerón tipo U y UM. Sello superior

Empaque frontal Cuerpo del ariete

Preventores doble de arietes tipo U con salidas laterales.

Ariete anular ajustable para preventor tipo “U”


1.1.5. Preventor Ciego


Preventor Ciego. Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubería en su interior y que por alguna manifestación no sea posible introducirla. Se instalan en bonetes normales. Tomando como base el arreglo más común para la perforación de zonas de alta presión y pozos de desarrollo, los arietes ciegos están colocados arriba del carrete de control.


Preventor Ciego. Estadísticamente la mayor parte de los brotes ocurren con la tubería dentro del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la función de válvula maestra por estar conectada directamente a la boca del pozo evitando las bridas, mismas que están consideradas como las partes más débiles de un conjunto de preventores. Entonces, se pueden cambiar los arietes ciegos por arietes para la tubería de perforación. Cuando el preventor ciego está cerrado, se puede operar a través del carrete de control. Y, no se tendrá ningún control si ocurre alguna fuga en el preventor inferior o en el carrete de control. Cuando se esté perforando la etapa de yacimiento, se deberán utilizar arietes de corte en lugar de los ciegos. Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubería de diámetro mayor se instalarán en el preventor inferior, y los de diámetro menor en el superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipo variable. Debe observarse que si ocurre un brote cuando se esté sacando la tubería de perforación de diámetro menor, sólo se dispondrá del preventor esférico y uno de arietes.


1.1.6. Preventor de Corte


Preventor de Corte. Los arietes de corte están constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas. La función de estos arietes es cortar tubería y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo. Durante la operación normal de perforación, están instalados en bonetes modificados, aumentando el área del pistón y la carrera de operación. Empaque lateral

Empaque de cuchillas De corte Empaque lateral Ariete armado


Preventor de Corte. Arietes de Corte Ciegos (Shear Blind Rams – SBRs) La cuchilla superior es en forma de “V” y su cuchilla inferior en forma plana. El ariete superior aloja el sello frontal para la cuchilla del ariete inferior.

Arietes de Corte Ciegos para sartas dobles (DS) Para cortar varias tuberías a la vez. Su eficiente geometría reduce la fuerza requerida para cortar. El sello se produce en las caras horizontales de los arietes.


Preventor de Corte. Operaci ó n de Corte.


Corte de tubulares (Geom étricamente). Determinaci ó n de longitudes.

Determinaci ó n de Di ámetros PERMISIBLES. Si BOP es de 13 5/8” -5M L PERM=13.625”

DTR

L

Cuando el diámetro esté aplastado tendremos: LPERM = PPERM / 2 PPERM = 2 * LPERM = 2 * 13.625” pg = 27.25 pg. Perimétro de un circulo es: P = π * D

Si BOP es de 13 5/8” -5M L BOP=13.625”

DPERM = PPERM / π

Si TR es de 9 5/8”

DPERM =27.25” / 3.1416 = 8.67 pg.

Perimétro de un circulo es: P = π * D ó P=2 π r PTR=3.1416 * 9.625” = 30.23 pg. Cuando este aplastada la TR tendremos: LTR = PTR / 2 LTR = 30.23 pg / 2 = 15.115 pg

Conclusión Como L TR > L BOP No se cortará la TR. = PROBLEMAS.

Conclusión 1 Un BOP de 13 5/8” con RAMS de corte. SOLO cortará diámetros < a 8.6” . Conclusión 2 Un BOP de 11” con RAMS de corte. SOLO cortará diámetros < a 7” .


1.2. Empaquetadura de Preventores


Empaquetadura de Preventores . La empaquetadora o partes elásticas de los preventores deberán identificarse por el tipo de caucho, composición, proceso de fabricación empleado, grado de dureza, etc. Las características anteriores determinan el uso más apropiado para cada tipo. Deben ser marcadas para identificar el tipo de caucho, rango de dureza, número de parte y código empleado. El sistema de código d e identificación está compuesto por tres partes: a). Dureza b). Código API c). Número de parte del fabric ante Los diversos fabricantes de los productos elastoméricos recomiendan el uso más apropiado para cada tipo de empaque.


Empaquetadura de Preventores . Ejemplo de identific ación:

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. Guía para la selección del elemento sellante Tipo de elastómero

Rango de dureza

Epiclorohidrina

70 - 75

CO

Fluidos de perforación base agua y bajas temperaturas.

Caucho natural

67 - 75

NR

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

Neopreno

70 - 78

CR

Fluidos de perforación base aceite y agua, contaminación con H2S y temperaturas normal y altas.

Nitrilo

70 - 82

NBR

Fluidos de perforación base aceite, contaminación con H2S y temperaturas: normal y altas.

Código

API

Ap licac ió n típica de ser vi ci o


Empaquetadura de Preventores . Inspección y pruebas de la empaquetadura de caucho: 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 tir a en un área no crítica y efectúele la prueba. Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la superficie se observe polvorienta y en mal estado aparente, por lo que también deberá efectuarse la prueba. Las condiciones de almacenamiento determinan la duración de los elementos de caucho. Para eso existen guías que indican las condiciones que deben observarse para tal propósito.


Empaquetadura de Preventores . Algunos tipos.


1.3. Pruebas con Presi ó n


Pruebas con Presi ó n. El sistema de control superficial deberá probarse: Al instalar o antes de perforar la zapata de cada tubería de revestimiento. Antes de perforar una zona de alta presión o de yacimiento. Después de efectuar cualquier reparación o cambio de sello en los preventores o en alguno de sus componentes, o deberá probarse por lo menos la parte reparada. Las normas citan que deberá probarse el sistema de control superficial cuando menos cada 21 días, en caso de no ocurrir ninguno de los eventos anteriores. Y en los casos siguientes: Si el pozo es exploratorio o delimitador. Pozos de desarrollo, localizados en áreas o campos con presiones anormales o yacimientos de alta productividad. Los arietes ciegos o de corte deberán probarse a presión, por lo menos al instalar el conjunto de preventores y antes de perforar la zapata de TR. Abrir la válvula en la línea de estrangulación a la línea de desfogue, antes de abrir los arietes parea liberar cualquier presión existente. Los bonetes deben probarse en cada instalación de arietes. El sistema para accionar los preventores se verificará cada vez que se prueben éstos.


Pruebas con Presi ó n. Requerimientos: Circular agua limpia en el sistema de control superficial, para lavar y eliminar los sólidos que pudieran obturar posibles fugas. Probar el sistema de control superficial a una presió n de 200 a 300 lb/pg 2 con la finalidad de localizar posibles fugas antes de aplicar la presión de prueba. Los preventores de arietes se probarán a su presión de trabajo, o al equivalente máximo del 80% de la presión interna de la tubería de revestimiento de menor resistencia (menor grado) en que se encuentren instalados. Cuando se tengan pozos depresionados, es conveniente determinar la presión promedio entre las dos presiones anteriores para aplicarla como presión de prueba, con objeto de proteger la empaquetadura de los preventores. Los arietes variables deben probarse cerrando alrededor de cada diámetro de tubería de acuerdo a su rango de cierre. El preventor anular se probará al 70% de su presión de trabajo, con objeto de tener mayor duración del elemento de sello. Al efectuarse la prueba de preventores, deberán probarse todos componentes del sistema a la misma presión de prueba de los preventores de arietes.


Pruebas con Presi ó n. Los componentes que deben probarse son: Válvulas superior e inferior de la flecha Preventores interiores que se tienen en el piso de perforación Válvulas del múltiple de estrangulación, etc. Las pruebas se efectuarán siempre en la dirección del flujo del pozo. La prueba de cada componente se tomará como satisfactoria si se mantiene la presión de prueba durante un período de cinco a quin ce minutos. Los resultados de las pruebas con presión, de las inspecciones físicas y de la operación del sistema de control superficial se registrarán en la bitácora del perforador. Si alguno de los componentes primordiales del sistema o de sus controles no funciona, deben suspenderse las operaciones de perforació n para reparar la falla.


Pruebas con Presi ó n. Pruebas al Arreglo de preventoes y equipo auxuliar Llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el equipo auxiliar, cada vez que se haga un viaje completo de la tubería como mínimo. Estas pruebas consisten en lo siguiente: • Instalar la válvula de seguridad en la tubería de perforación y el preventor interior. • Abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación. • Cerrar los estranguladores, y operarlos cerrando y abriéndol os. • Cerrar y abrir el preventor de arietes para la tubería en uso. • Bombear agua por cada uno de los estranguladores ajustables, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas. En caso de tener llenas las líneas con salmuera, diesel u otro fluido para evitar el congelamiento deberá disponerse del equipo necesario para no derramar fluidos contaminantes. • Operar el resto de los preventores para la tubería de perforación en el diámetro adecuado. • Si se usa tubería combinada, al sacar la tubería de perforación operar los arietes correspondientes. • El preventor ciego se operará al sacar la barrena del pozo, al término de esta prueba se dejarán todas las válvulas en su posición original, se anotará en el reporte de perforación y se reanudará la operación.


Pruebas con Presi ó n. Pruebas operativas al arreglo de preventores y equipo auxiliar: • Llevar a cabo las pruebas de operación del conjunto de preventores y el

equipo auxiliar como mínimo cada 14 días; en los pozos exploratorios y en la etapa de perforación de la zona productora, efectuar como mínimo cada siete días. Adicionales a las mencionadas anteriormente se debe: • Verificar que la consola opere correctamente y estén calibrados el contador de emboladas y los manómetros de presión. • Verificar apertura y cierre de cada preventor del control maestro y de cada uno de los controles remotos. • Por la línea que conecta el tubo vertical (stand pipe) con la línea de matar, y teniendo el preventor inferior cerrado para evitar el represionamiento del pozo, bombear agua por cada uno de los estranguladores ajustables y hasta el quemador, con objeto de verificar que no estén bloqueadas las líneas.


Pruebas con Presi ó n.

Probadores Con estas herramientas la prueba de los preventores es desde su parte inferior, reteniendo la presión hacia abajo del pozo, permitiendo manejar la presión de prueba en el sentido de trabajo de los preventores. Se fabrican en dos tipos: Probador tipo colgador El cuerpo de este probador es de acero con sus dimensiones externas que corresponden a la configuración del tipo de receptáculo del cabezal. Un elemento de sello entre la superficie del cabezal y el probador proporciona la retención de la presión. Se seleccionan de acuerdo al tipo y medida del cabezal. Por diseño, tiene un bisel para sujetar al probador con los tornillos externos del cabezal. La conexión superior del probador permite su introducción y recuperación. La conexión inferior se puede enlazar al aparejo que se tenga dentro del pozo. Probador tipo copa Consiste de un mandril al cual se maquinan sus conexiones de enlace en la parte superior e inferior. El elemento copa permite retener la presión de prueba al conjunto de preventores y manejarla hacia arriba. Se selecciona su capacidad de acuerdo al diámetro y peso de la tubería de revestimiento donde se va a asentar.


Pruebas con Presi ó n. Tipos de probadores.

Probador tipo colgador

Probador de copa Camerón tipo “ F”


1.4. Arreglos


Arreglos. El Un conjunto de preventores debe tener un arreglo que permita: a) Cerrar la parte superior del pozo alrededor del elemento tubular (tubería de perforación, tubería pesada o de los lastrabarrenas) y en su caso, bajo condiciones de presión meter la tubería hasta el fondo del pozo. b) Descargar en forma controlada el fluido invasor (gas, aceite, agua salada, o una combinación de ellos y el lodo contaminado). c) Bombear fluidos al interior del pozo y circular el brote a la superficie. d) Colgar la tubería de perforación y si es necesario, cortarla. e) Conectarse al pozo nuevamente, después de un periodo de abandono temporal. f) Una redundancia en equipo para que en caso de que algún componente falle, pueda inmediatamente operarse otro. En este sentido, el personal del equipo de perforación o mantenimiento juegan un papel muy importante; ya que, si ellos se mantienen alerta y están adiestrados en el funcionamiento y operación de los componentes superficiales, así como de los indi cadores de la presencia de un brote, no dudarán en tomar las acciones adecuadas para aplicar los procedimientos y mantener el pozo bajo control.


Arreglos. El arreglo de preventores lo forman varios componentes. Entre ellos están el preventor esférico, el anular de arietes (rams) en sus diversas formas, los carretes de control, y demás componentes. Como norma, todos los preventores de arietes (rams) deben tener extensión y maneral para asegurar mecánicamente su cierre efectivo. Es adecuado disponer de candados operados hidráulicamente, como en el caso de los preventores submarinos, y operar ambos tipos de candados cada vez que se realicen las pruebas de operación del conjunto de preventores. Arreglos de preventores, de acuerdo a las normas API. CLASIFICACION DE PREVENTORES (A.P.I) TIPO A.P.I

NORMA A.P.I

2M 3M

6B

5M 10M

PRESION DE TRABAJO lb/pg 2

CONDICIONES DE SERVICIOS

2000

Trabajo ligero

3000

Baja presión

5000

Media presión

10,000

Alta presión

15,000

Extrema presión

6 BX 15M

La clasificación del API para los arreglos típicos de los preventores de reventones, esta basada en las presiones de trabajo.


Arreglos. Posteriormente, se muestran arreglos para las clases API 2M, 3M, 5M, IOM y 15M. Algunos arreglos podrán ser adecuados en el cumplimiento de los requerimientos de las condiciones del pozo, y en aras de promover la seguridad y la eficiencia. Para la fácil identificación de los componentes, se utiliza un código: A = Preventor de reventones, tipo anular (esférico). G = Cabeza rotatoria. R = Preventor de reventones de arietes sencillo, con un juego de arietes para tubería, ciegos, variables o de corte-ciego, según la preferencia del operador. Rd = Preventor de reventones de arietes dobles, colocados según la preferencia del operador. Rt = Preventor de reventones de ariete triple, con tres juegos de arietes, colocados según la preferencia del operador. S = Carrete de perforación o de control, con conexiones de salida lateral para las líneas de estrangulación de matar. M = Presión de trabajo, en 1000 lb/pg 2. (Actualmente se usa la letra “ K” con el mismo significado).


Arreglos. Los componentes se enlistan desde abajo hacia arriba, a partir del fondo del arreglo de preventores. Ejemplo: Arreglo 5M - 13 5/8“ - SRRA Que significa: Presión de trabajo del arreglo de preventores -5000 lb/pg 2. Diámetro de paso - 13 5/8" Arreglo: Carrete de control Dos preventores de arietes sencillos Un preventor esférico.


Arreglos. A continuación se muestran arreglos típicos de preventores de reventones.

Arreglos para una presión de trabajo 2M


Arreglos.

Arreglos para una presión de trabajo de 3M y 5M Arreglos para una presión de trabajo de 10M y 15M.

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL Ejemplos de algunos arreglos que se utilizan para perforar un pozo profundo de la División Sur. Línea de Flote 16”

Arreglo para perforar la 1a. Etapa



Espiga de 30”X20”

Campana 30”

Preventor Esférico MSP 29 ½”-500 psi Carrete de Control 29 1/2” 500 psi


Brida Tubo Soldable Conductor 29 1/2”-500psi 30”


CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL Arreglo para perforar la 2a. Etapa (agujero 17 ½” )

PREVENTOR ANULA R H Y D R I L L " M S T " 2 0 3 / 4" S-3000 R-74

A N IL LO R -7 4

PREVENTOR SENCILLO C A M E R O N " U " 2 0 3 /4 " 3 M

CIEGO

A N IL LO R -7 4

PREVENTOR SENCILLO C A M E R O N " U " 2 0 3 /4 " 3 M

5" V A L V U L A H ID R A U L I C A

A N IL LO R -7 4

CARRETE DE CONTROL C A M E R O N 2 0 3 /4 " 3 M

A N IL L O R -7 4

CARRETE ESPACIADOR 20 3/4" 3M R-74

A N IL LO R -7 4

1 C A B E Z A L S O L D A B L E F IP TIPO FC 22 S-3M 20 3/4" (3M)

TR 20" K -55 94 LBS/PIE BCN RPI = 2110 PSI

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL Arreglo para perforar la 3a. Etapa (agujero 12 ¼” )

PREVENTOR ESFERICO 1 3 5 / 8" H Y D R I L L 5000 PSI

5 " 5M P R E V E N TO R D O B L E CAMERON "U" 5M

CIEGO CARRETE DE CONTROL 13 5/8 x 3 1/8" S-5M BX 160

PREVENTOR SENCILLO C A M E R O N 1 3 5 /8 " 5 M TIPO "U"

5" CABEZAL 13 5/8" 5M

BRIDA DOBLE SELLO FIP 2 0 3 /4 " 3 M x 1 3 5 /8 "

1 CABEZAL 2 0 3 / 4 " F I P 3 M x SO W

LINEA DE ESTRANGULAR SECUNDARIA

TR 20" K-55 94 LBS/PIE RPI = 2110 PSI 900 M

2900 M LINEA DE ESTRANGULAR PRIMARIA

TR 13 3/8" P-110 Y N-80 72 L B S / P I E B C N R P I = 53 8 0 P S I

LINEA DE INYECCION

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL Arreglo para perforar la 4a. Etapa (agujero 8 ½” )

PREVENTOR ESFERICO 11" CAMERON TIPO "MSP" S-10M

.

5" PREVENTOR DOBLE 11" CAMERON "U" 10M

C.CORTE CARRETE DE CONTROL CAMERON 11" S-10M

VALV. HDCA. 3 1/16 15M:

VALV. HDCA. 3 1/16 15M:

BX 158

5

PREVENTOR SENCILLO CAMERON 11" 10M TIPO "U"

CABEZAL FIP 13 5/8" 5M x 11" 10M TIPO FTC-MS PSL-3

BX 158 BRIDA DOBLE SELLO FIP 13 5/8" X 9 5/8" 5M

BX 158 CABEZAL FIP 20 3/4" 3 M x13 5/8" 5 M TIPO FC-22 PSL-2 BX 160 BX 160

BRIDA DOBLE SELLO 20 3/4" 3M. X 13 3/8.

CABEZAL 20 3/4" FIP TIPO FC 22 S-3M 1

20" A 900 M. 13 3/8" A 2900 M.

LINEA DE ESTRANGULAR PRIMARIA

LINEA DE ESTRANGULAR SECUNDARIA 9 5/8" A 4880 M.

LINEA DE INYECCION

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL Arreglo para perforar la 5a. Etapa (agujero 5 5/8” )

PREVENTOR ESFERICO 11" CAMERON TIPO "MSP" S-10M

.

5 " PREVENTOR DOBLE 11" CAMERON "U" 10M

C.CORTE CARRETE DE CONTROL CAMERON 11" S-10M

VALV. HDCA. 3 1/16 15M:

VALV. HDCA. 3 1/16 15M:

BX 158

5

PREVENTOR SENCILLO CAMERON 11" 10M TIPO "U"

CABEZAL FIP 13 5/8" 5M x 11" 10M TIPO FTC-MS PSL-3

BX 158 BRIDA DOBLE SELLO FIP 13 5/8" X 9 5/8" 5M

BX 158 CABEZAL FIP 20 3/4" 3 M x13 5/8" 5 M TIPO FC-22 PSL-2 BX 160 BX 160

BRIDA DOBLE S ELLO 20 3/4" 3M. X 13 3/8.

CABEZAL 20 3/4" FIP TIPO FC 22 S-3M 1

20" A 900 M.

13 3/8" A 2900 M.

LINEA DE ESTRANGULAR PRIMARIA

LINEA DE ESTRANGULAR SECUNDARIA 9 5/8" A 4880 M.

LINEA DE INYECCION


1.5. Normatividad


Normatividad. Algunas medidas que se deben considerar como parte importante: Se debe disponer de un paquete de refacciones en la localización terrestre o marina, sobre todo las partes que sufren mayor desgaste y son de vital importancia. Procurar la estandarización de los componentes, con el fin de reducir el paquete de refacciones, el cual consistirá de lo siguiente: Una válvula completa. Conexiones diversas como tees (“ T” ), crucetas, anillos, birlos, etc. Un estrangulador ajustable completo, incluyendo refacciones para las partes sometidas a mayor daño. Manómetros, mangueras, tubería flexible, etc. Un juego completo de arietes por cada diámetro de tubería en uso. Un juego de elementos de hule para cada diámetro de tubería en uso. Un juego completo de empaques para bonetes de cada preventor de arietes en uso. Anillos diversos para cada medida de brida instalada. Todo este refaccionamiento se protegerá contra la corrosión cubriendo las partes metálicas con grasa y guardando las empaquetaduras de hule en recipientes sellados.


Normatividad. Mantenimiento Se recomienda no soldar en los preventores o en el equipo relacionado. La vida útil del empaque sello de los preventores anulares se puede mejorar de las siguientes maneras: 1. Cerrando el preventor contra tubería y no contra agujero abierto (sin tubería). 2. Usando la presión de cierre recomendada por el f abricante. 3. Usando el tipo de elastómero adecuado para el fluido de perforación o mantenimiento en uso y para los fluidos de la formación anticipados. 4. El uso adecuado de un regulador o acumulador al sacar o meter a presión las juntas de la tubería. El movimiento rápido de una junta a través del empaque cerrado puede dañarlo severamente y causar su falla prematura. En este caso aplica el Boletín del API RP-53-A, Prácticas recomendadas para sistemas de equipo para la prevención de reventones.


Normatividad. Modificaciones al preventor para los ambientes con ácido sulfhídrico En las operaciones de perforación donde se espere encontrar ácido sulfhídrico, con rangos en que la presión parcial exceda 0.05 lb/pg 2 en la fase gaseosa, deben realizarse modificaciones en los preventores. Las prácticas recomendadas para la seguridad en las operaciones de perforación en este tipo de ambiente, se podrán encontrar en Especificaciones API-RP-49, "Procedimientos recomendados para la perforación segura en pozos que contienen ácido sulfhídrico" . Se requieren modificaciones en los equipos, ya que muchos materiales metálicos en ambientes con ácido sulfhídrico, están sujetos a hacerse quebradizos “ Agrietamiento por el Esfuerzo Sulfúrico” (AES). Dicha falla espontánea depende de las propiedades metalúrgicas del material, el esfuerzo o carga total (ya sea interno o aplicado), y el ambiente corr osivo. En la norma NACE-MR-01-75 aparece una relación de materiales metálicos resistentes al agrietamiento por esfuerzo del sulfhídrico en el campo petrolero.


Normatividad. El fabricante debe proporcionar una relación de las partes específicas que deben de cambiarse en los preventores anular y ariete, para el servicio con ácido sulfhídrico. Como guía, todos los materiales metálicos que pudieran ser expuestos al ácido sulfhídrico bajo las condiciones de operación, deben tener una alta resistencia al agrietamiento por sulfhídrico. La máxima dureza aceptable de los cuerpos de todos los preventores y válvulas deberá cumplir la norma NACE-MR-01-75. Los elastómeros también están sujetos al ataque por el sulfhídrico. Los elastómeros de nitrilo que cumplan otros requerimientos de trabajo son aptos para servicio amargo hasta una temperatura entre 65.5 y 93.3 °C (150200 °F), pero disminuye rápidamente su vida útil. Si se esperan temperaturas mayores de 93.3 °C, en la línea de flujo, se debe consultar al fabricante del equipo. Los elastómeros deben ser cambiados lo más pronto posible después de su exposición al ácido sulfhídrico bajo presión.


Normatividad. Inspección física del conjunto de preventores. Antes de proceder a la instalación de un conjunto de preventores o después de cada etapa de perforación, deberá verificarse en el pozo lo siguiente: Inspeccionar visualmente el cuerpo de cada preventor, principalmente las cavidades donde se alojan los arietes, el estado que guardan las pistas y los conductos de las salidas laterales, con objeto de verificar que no estén dañados o desgastados. Inspeccionar el tipo y las condiciones que guardan cada uno de los anillos a instalar. En tablas se detallan las especificaciones de estos anillos. Revisar que todos los birlos o espárragos y tuercas sean de la medida y tipo apropiado, que no estén dañados u oxidados, que cumplan con las especificaciones API para el rango de la presión de trabajo, temperatura y resistencia al ácido sulfhídrico (H2S) si se requiere. Inspeccionar el buen estado del elemento sellante frontal de cada ariete, así como el del preventor anular. Verificar la posición en la instalación de cada preventor, así como la correcta conexión de las líneas de apertura y cierre.

1 Preventores.pdf

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