Conexiones Superficiales de Control

En las actividades de perforación, terminación y reparación de un pozo petrolero es necesario instalar las Conexiones Superficiales de Control para garantizar la seguridad del pozo, de los trabajadores, las instalaciones y el medio ambiente.

Componentes tales como: Cabezales de tuberías de revestimiento, carretes de control, preventores de arietes, preventores esféricos, el preventor rotatorio, además de los siguientes componentes, bomba acumuladora de cierre y apertura de preventores, ensamble de estrangulación, líneas de matar, estran- gular, descarga y desfogue, separador gas lodo, desgasificador y quemador constituyen en conjunto las Conexiones Superficiales de Control (CSC). Esto en conjunto nos permite contener la energía acumulada del yacimien- to en caso de presentarse un influjo, brote o manifestación de hidrocarburos provenientes del interior del pozo, para que de inmediato nos permita contener y realizar el control del mismo con eficiencia y seguridad.

Nivel de especificación del producto PSL

El PSL (Product Specification Levels), es el nivel de especificación de las conexiones superficiales de control en función de las concentraciones en partes por millón de H

2S y CO

2 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.

3. Sistemas de cabezales de pozos

El conjunto de cabezales consta de dos o más carretes de tuberías de revestimiento que se describen en: cabezal primario (casing head), carretes cabezal de tubería de revestimiento (casing spool), y cabezal de producción (tu- bing head).

3.2. Sistema de cabezal compacto

3.1. Sistema de cabezal convencional

3.1.1. Tipos de cabezal primario para TR superficial (casing head)

El cabezal primario de la tubería de revestimiento superficial es la base principal de la instalación permanente de las conexiones superficiales de

explotación, control y producción del pozo y se usa para anclar y sellar concéntricamente la siguiente sarta de tubería de revestimiento.

3.1.1.1. Cabezal primario de conexión roscable

3.1.1.2. Cabezal primario soldable

3.1.1.3. Cabezal de cuñas invertidas (Sliplock)

3.1.2. Carrete Cabezal para TR Intermedia (casing spool)

Este carrete cabezal de T.R. intermedia, transfiere las cargas axiales a través de la tubería de revestimiento (una vez cementada) a las paredes del agujero y a la TR anterior, cuenta con bridas en su parte superior e inferior, a su vez tiene un receptáculo interior inferior cilíndrico pulido donde se alojan el conjunto superior de sellos secundarios de acuerdo al diámetro exterior de la tubería de revestimiento introducida, es conocido comercialmente como casing spool.

3.1.3. Cabezal de Producción para TR de Explotación (Tubing Head)

El carrete cabezal de producción se ensambla en su parte inferior a la TR de explotación, es conocido comercialmente como tubing head. Sirve de enlace entre un carrete cabezal para TR de explotación y el medio árbol de producción.

Árbol de Producción

Los árboles de producción convencional y horizontal permiten direccionar y controlar superficialmente la energía de los fluidos producidos por el yacimiento en forma segura y eficiente a través de la línea de descarga o bajante hacia la Batería de Separación, así como la inyección de fluidos para optimizar la explotación de hidrocarburos del yacimiento.

4.3. Árbol de Producción horizontal

Un árbol de producción horizontal con sistema de paso completo (full bore), permite la introducción de herramientas a través del mismo al realizar trabajos de mantenimiento dentro del pozo, sin necesidad de retirarlo, así como la perforación del pozo.

4.4. Brida adaptadora de sello (tubing head adapter = bonete)

Las bridas adaptadoras son la interface entre el cabezal de producción y el árbol de válvulas. Existen diferentes tipos de bridas adaptadoras de Sello (Bonete) las cuales se adaptan al tipo de colgador de tubería de pro- ducción; pueden ser con rosca interna para niple colgador, o con sellos integrados para cuello de colgador o de cuello liso, también pueden tener penetraciones para líneas de control, sensores de presión-temperatura, bombeo electro centrífugo, etc.

.5. Válvulas de contrapresión

Son utilizadas como una barrera de protección, conocidas comúnmente como válvulas tipo “H” y se instalan enroscándose en el interior de la bola colgadora o niple colgador (tubing hanger), para asegurar el cierre

hermético del pozo.

5. Preventores(Blow Out Preventers)

Este componente está considerado como la segunda barrera de protección y seguridad de las conexiones superficiales de control para poder contener flujos de fluidos prove- nientes del interior del pozo, (la primera ba- rrera de seguridad del pozo lo constituye el fluido de trabajo que se esté utilizando dentro del pozo).

Los preventores se clasifican en tres dife- rentes tipos, preventor de arietes, preventor esférico y preventor rotatorio. En conjunto estos preventores son de diferentes tipos y medidas. Se equipan con arietes de acero de alta resistencia y emplean elementos de caucho, para soportar en forma controlada las geopresiones in-situ de la formación per- forada o intervalo en evaluación.

5.2. Preventor Esférico

Tiene como principal característica un ele- mento de hule sintético (dona) y una estruc- tura interna de acero vulcanizado flexible, y este se encuentra alojado en el receptáculo interior del preventor y al operar a cerrar se deforma concéntricamente hacia el interior del mismo, haciendo el cierre total del pozo.

5.3. Preventor de arietes

Sus componentes principales son arietes de acero y elementos de sello de

hule sintético (sello frontal, sello superior, corbatas).

Se le denomina “Bonete” al conjunto que alo- ja el sistema hidráulico de apertura y cierre de los preventores de arietes y es la parte móvil que permite el cambio de arietes.

Los arietes se alojan en la cámara interior donde se deslizan los arietes para su cierre y apertura, van montados en los extremos de los vástagos de operación del preventor. El diámetro nominal está referido al diámetro de paso interior (full bore).

5. 3.1. Preventores tipo U y UM

Estos preventores tienen como característica principal que se pueden intercambiar diferen- tes tipos y medidas de arietes, sin necesidad de desmontarlos, y por su diseño son consi- derados los más seguros.

Está demostrado estadísticamente que la mayoría de los brotes ocurren con la tubería dentro del pozo. Es entonces que el preven- tor inferior equipado con arietes anulares de acuerdo al diámetro de la tubería de trabajo, hace la función de válvula principal de control por estar directamente ensamblado a la boca del pozo

5.3.3. Funciones de los Preventores

La función principal de un arreglo de preven- tores es proveer en superficie el cierre del pozo, recuperar el control primario y además nos permite ejercer suficiente contra-presión sobre la formación.

Es así que durante las operaciones de perfo- ración, terminación y mantenimiento de po- zos, si llegara a ocurrir una manifestación de un influjo o brote por el interior del pozo, el sistema de control superficial tiene la capaci- dad para cerrar el pozo, esto nos permite cir- cular desalojando el fluido invasor y controlar el brote utilizando el método de control apro- piado y el fluido con la densidad requerida.

Clasificación de los Preventores

• Presión de trabajo

Presión Baja 2K

Presión Media 5K

Presión Alta 10K

Presión Extrema 15K

Presión Ultra Extrema 20K

• Tipo

Sencillo

Doble

Anular (Esférico y rotatorio)

Elemento de sello:

Arietes de Tubería

Arietes ciegos

Arietes ciegos de corte

Arietes variables

Anulares (elemento de hule vulcanizado)

Arietes ciegos

Están constituidos de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tienen herramientas tubulares, cables de registros y líneas de acero en su interior. Se instalan en los preventores de arietes con bonetes normales

Arietes ciegos de corte

Los arietes ciegos de corte están constituidos por cuchillas integradas al cuerpo del ariete, empaques laterales, empaques frontales, y un sello superior.

6. Carretes de preventores

En los arreglos o conjuntos de preventores es necesario disponer con diferentes tipos de carretes acordes al tamaño, medida y especi- ficación de

los preventores que se estén utili- zando, a la fecha existen dos tipos conocidos como: carrete de control y carrete espaciador, los cuales se describen a continuación:

Carrete de control

El carrete de control se instala en el conjunto de preventores para conectar las líneas prin- cipales de matar y estrangular también llama- das líneas primarias. Además cuenta lateral- mente con 2 salidas de 3 1/16” y/o 4 1/16”.

6.1.2.1. 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, esta última va instalada en la salida extrema de la línea de estrangular.

6.1.2.2. Válvulas mecánicas

Estas válvulas tienen un volante y son ope- radas 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 ope- radas fácilmente.

6.1.2.3. Válvula check

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

6.1.2.4. Válvula hidráulica

Esta válvula es operada hidráulicamente a cerrar y abrir través del control remoto que está ubicado en el piso de perforación, o des- de 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 libe- rar el influjo de los fluidos presurizados.

Carrete espaciador

El carrete espaciador es utilizado principal- mente para extender la boca del pozo y li- brar espacios confinados en los escenarios siguientes: Fig. 6.3.

Trabajos terrestres. Para librar las dimen- siones del contrapozo y

ajustarse a la altura de la subestructura de los equipos terrestres, en consecuencia que permita abrir los bone- tes de los preventores de arietes en caso de ser necesario.

Trabajos lacustres. Para librar la altura en- tre el nivel medio del agua respecto al piso de perforación.

Trabajos costafuera. Es utilizado principal- mente para librar espacio entre los conduc- tores contiguos y/o el cabezal de grupo, así como de las viguetas principales de las es- tructuras.

Este tipo de carrete también es empleado para extender en altura el arreglo de Bop`s y que a su vez nos permita la instalación de los subsecuentes preventores.

7.1.1. Línea de estrangular.

En las actividades y procesos de la UPMP, esta línea de estrangular es utilizada para desalo- jar el influjo de fluidos provenientes del pozo a través de ella y en caso de cerrar el pozo con- tener la presión del espacio anular. Se conec- ta directamente del carrete de control (válvula hidráulica), al ensamble de estrangulación. Deberá tener un diámetro interior mínimo de 3” para evitar el efecto de erosión y fricción originada por el paso de los fluidos.

Existe una línea adicional llamada secunda- ria de estrangular que va conectada a partir del último cabezal instalado del pozo hasta el ensamble de estrangulación del equipo, su función principal es su disponibilidad como línea de respaldo en el desfogue del pozo. Cabe hacer hincapié que el ultimo cabezal instalado del pozo debe tener instalada dos válvulas mecánicas para esta condición.

7.1.2. Línea de matar

En las actividades y procesos de la UPMP, esta línea es utilizada para controlar un bro- te o manifestación, sobre todo cuando no se tenga tubería dentro del pozo o que la tubería de trabajo se encuentre obturada o tapada. Se conecta directamente del carrete de con- trol (válvula check), a la cruceta de la línea de matar y otra entrada a las bombas de lodo y/o a una bomba auxiliar de alta presión (unidad de alta presión).

8. Ensamble de estrangulación

Es utilizado para controlar el “golpe de arie- te” ocasionado por el flujo de

fluidos prove- nientes del interior del pozo y su arreglo nos permite derivar la expulsión de dichos fluidos, tanto a la atmosfera (quemador), como rein- corporarlo al sistema del fluido de control.

Se compone de los siguientes elementos: válvulas de compuerta, carretes bridados, crucetas, uniones de flujo, cámara de expan- sión, sensores y manómetros de presión, por- ta estranguladores, estranguladores fijos y de apertura variable del tipo manual e hidráulico, este último con apoyo de una consola para su operación a diferentes diámetros de apertura de acuerdo al rango de gasto y presión de trabajo establecido.

8.1. Función del ensamble

Se utilizan para controlar el gasto de fluidos provenientes del pozo. Este ensamble de control superficial está conectado al arreglo de preventores a través de líneas metálicas de estrangulación primaria y secundaria, que proporcionan alternativas a la dirección del flujo y permiten que sea controlado temporal- mente.

Estranguladores

Son elementos cilíndricos de acero de alto grado de dureza, resistentes a la fricción y erosión para permitir el paso restringido de fluidos a través de ellos a diferentes regíme- nes de flujo; son intercambiables y existe una gran variedad en tamaños y medidas, se denominan como estrangulador fijo positivo y ajustable, se instalan internamente en un componente denominado porta-estrangula- dor dependiendo de la marca del fabricante.

10. Válvulas

10.1. Válvulas de compuerta

10.1.1. Válvula del stand pipe Este tipo de válvula denominada “flex seal” (de sello flexible S), que cumple con los re- querimientos del API-6A, API-16C y Nace 0175, es utilizada principalmente en el mani- fold del stand-pipe y en el de bombas de lo- dos, consta de diferentes elementos y es muy versátil su mantenimiento

Válvulas de seguridad en el piso de trabajo

Válvulas de la flecha

La flecha denominada “Kelly”, es de estruc- tura cilíndrica en su parte interior, y diferente geometría exterior, cuadrada o hexagonal y por

seguridad en las actividades de perfora- ción, terminación y mantenimiento de pozos, tiene 2 válvulas instaladas denominadas.

. Válvula superior de la flecha (macho Ke- lly). Se instala entre el extremo superior de la flecha y la unión giratoria, su presión de trabajo debe ser igual a la del arreglo de Bop`s que se esté utilizando.

. Válvula inferior de la flecha. Se instala entre el extremo inferior de la flecha y el sustituto de enlace, su presión de trabajo debe ser igual a la del arreglo a el BOP Hs que se esté utilizando, y pasar libremente a través de los preventores.

10.3. Válvula de contrapresión para tubería de trabajo (preventor interior)

Como estándar de la UPMP, se debe dispo- ner de una válvula de contrapresión (preven- tor interior), para la tubería de trabajo, por cada tipo de rosca o conexión que se tenga en la sarta y del mismo rango de presión de trabajo del conjunto de preventores.

10.6. Válvula hidráulica

La válvula hidráulica se instala seguidamen- te de la válvula de compuerta a la salida del carrete de control en los diferentes arreglos de preventores de la línea de estrangular, y su función es abrir y cerrar remotamente para controlar el pasp’po de fluidos emanados del in- terior del pozo.

14. Separador gas-lodo 14.1. Características y diseño

El separador gas-lodo es un componente cilíndrico vertical, con diámetros de rangos que varían desde 14 hasta 30”, y en algunos casos se usan tubos de mayor diámetro, pro- visto en su parte interior de un conjunto de placas deflectoras distribuidas en espiral, una válvula de desfogue de presión en el extremo superior, una válvula check en el extremo in- ferior, etc.

Su función es la separación de la mezcla lí- quido-gas de los fluidos emanados del pozo, para mantener las propiedades físicas origi- nales y libres de contaminación del fluido de control procesado, y el gas liberado entonces puede ser venteado a una distancia remota del equipo.

Desgasificador

Otro componente importante del equipo auxi- liar del sistema de control de gas superficial, lo constituye el desgasificador. Su función consiste en eliminar el gas incorporado al fluido de perforación, ya sea por gasificacio- nes durante las operaciones de perforación, o para terminar el proceso de eliminación de gas iniciado en el separador gas-lodo.

Los desgasificadores hacen uso de algún grado de vacío para asistir en la remoción del gas. El fluido de perforación gasificado es succionado de la presa de asentamiento, e impulsado por la bomba centrífuga hacia la parte superior a través de una válvula ajusta- ble que incremente su velocidad, lo atomiza y descarga en el tanque de desgasificación, en donde la turbulencia provoca que las burbu- jas de gas se desprendan y desfoguen por la línea de venteo superior.

El fluido de perforación libre de gas, descien- de por gravedad a la presa de tratamiento, para integrarse finalmente al sistema de cir- culación.

Tanque de viajes

El tanque de viajes es un dispositivo para captar volúmenes de fluido de control al me- ter y/o sacar tubería de trabajo del interior del pozo, tiene una capacidad volumétrica aproximadamente de 15 m3 y esta calibrado para manejar volúmenes de fluido de control. Cuenta además con un sistema de medición escalar para el control de volumen de llenado del pozo a través de la tubería de trabajo.

Está ubicado por debajo de la línea de flote, con el objeto de ser el primer recipiente en llenarse con fluido de control y para su limpie- za cuenta con

una compuerta de acceso.

17.1. Características del quemador.

Su configuración estructural es de acero, con diferentes geometrías cilíndricas que inclu- yen: el cañón, las toberas de aspersión, la pantalla, su sistema de ignición, soportes y anclaje, base, etc. por configuración, su lo- gística es viable.

Sistema Bajo-Balance

El objeto de emplear esta técnica bajo balance utilizada regularmente para minimizar la pérdida del fluido de control y así reducir el daño a la formación de la zona productora, coadyuvan- do a la producción temprana de hidrocarburos, dependiendo del potencial del yacimiento. Para lograr lo anterior tendremos una manifestación constante de influjos de líquidos y/o gases del pozo, los cuales son controlados con el uso de un preventor esférico rotatorio y/o cabeza rotato- ria, siendo esto un riesgo controlado.

Diverter 6 en tierra y 8 en el mar diámetro de las conexiones del diverter

Espiga tramo de tubería que sobresale en el contra pozo

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