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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ELABORACIÓN DE UN MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
PARA INSTALACIONES DE CABEZALES MULTIBOWL PARA
POZOS DE PETRÓLEO PARA LA EMPRESA VALVULAS DEL
PACIFICO S.A”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERA DE PETRÓLEOS
MARÍA CRISTINA VÉLEZ VICHE
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE M.SC
Quito, Febrero 2016
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016
Reservados todos los derechos de Reproducción.
DECLARACIÓN
Yo MARÍA CRISTINA VÉLEZ VICHE, declaro que el trabajo aquí descrito es
de mi auditoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado de referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la Normativa Institucional
Vigente.
María Cristina Vélez Viche
C.I. 0802823724
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ELABORACIÓN DE UN
MANUAL DE PROCEDIMIENTOS PARA INSTALACIONES DE
CABEZALES MULTIBOWL PARA POZOS DE PETRÓLEO PARA LA
EMPRESA VALVULAS DEL PACIFICO S.A.”, que, para aspirar al título de
Ingeniera de Petróleos fue desarrollado por María Cristina Vélez Viche,
bajo mi dirección y supervisión, en la facultad de Ciencias de la Ingeniería; y
cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de
Titulación artículos 18 y 25.
Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 1705134102
CARTA DE LA INSTITUCIÓN
DEDICATORIA
A mis padres Mónica Viche y Juan Vélez que con su amor, sabiduría y paciencia me
apoyaron siempre y en todo momento para poder terminar mis estudios, Los amo.
A mi hermana mayor María Eugenia quien supo apoyarme en todos los momentos
difíciles y supo enseñarme la mejor forma de estudiar y ser una buena persona siendo
mi mayor ejemplo a seguir, Te quiero.
A mi hermana menor María Belén que siempre estuvo a mi lado brindándome cariño
y amor, te agradezco por escuchar mis dramas sin sentido una y otra vez, Te adoro.
A mis dos sobrinas preciosas Mónica y Dahara fueron mis más grandes motivos de
terminar más rápido este proyecto, Las amo.
A mis papis abuelos Teresa Romero y Julio Viche quienes con sus sabios consejos y
mucho cariño siempre estuvieron conmigo en las buenas y en las malas. Los quiero.
A la memoria de mi querido Tío Guido, y mis abuelitos Juan y Holanda, sé que desde
arriba me cuidan y me apoya en todo. Los extraño.
¡¡ Lo Logramos Familia!!
Cristina V.
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios, quien me ha guiado con su amor espiritual en cada momento de
mi vida para poder llegar a culminar una de mis metas. GRACIAS DIOS.
A mis papitos que con sus sabios consejos y apoyo incondicional me dieron las
fuerzas necesarias para estudiar y terminar mi carrera. GRACIAS PAPITOS.
A mis hermanitas que siempre confiaron en mí. GRACIAS ÑAÑITAS.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, autoridades y docentes que con su
experiencia supieron enseñarme los conocimientos necesarios para enfrentar los
problemas en la industria.
A Válvulas del Pacifico S.A., empresa que me dio la oportunidad de trabajar y vivir
experiencias únicas en la vida laboral y a mis jefes Paul Guthemberg y Esteban Mora
que con sus conocimientos me ayudaron a lograr mi objetivo.
A mi tutor el Ing. Fausto Ramos y mis asesores Ing. Edwin Pluas, Ing. Iván
Andrade que me supieron dar su tiempo y dedicación transmitiéndome sus
conocimientos para llegar a la meta.
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN ....................................................................................................... i
ABSTRACT .................................................................................................... ii
CAPÍTULO I.................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................. 1
1.1. PROBLEMA .................................................................................... 3
1.2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................ 4
1.3. OBJETIVOS ................................................................................... 5
1.3.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................. 5
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................... 5
CAPÍTULO II ................................................................................................... 6
2. MARCO TEÓRICO ............................................................................... 6
2.1. TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ................................................ 6
2.1.1. TIPOS DE REVESTIMIENTO INSTALADOS EN EL POZO .... 8
2.1.1.1. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CONDUCTOR ...................... 8
2.1.1.2. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL ...................... 9
2.1.1.3. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO INTERMEDIA......................11
2.1.1.4. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE PRODUCCIÓN ...........12
2.1.1.5. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CORTA (LINER) ................14
2.2. EQUIPOS DE SUPERFICIE ......................................................... 15
2.2.1. CABEZAL DE POZO ............................................................. 15
2.2.1.1. FUNCIONES DEL CABEZAL ........................................................16
2.2.1.2. SELECCIÓN DEL CABEZAL .........................................................17
2.2.1.3. NIVEL DE ESPECIFICACIÓN DEL PRODUCTO ...................17
2.2.1.4. PARA PSL1 Y PSL2: ........................................................................20
2.2.1.5. PARA PSL3: .......................................................................................21
2.2.1.6. REQUERIMIENTO DEL RENDIMIENTO EQUIPO DEL
CABEZAL 22
2.2.1.7. TEMPERATURA................................................................................23
2.2.1.8. TEMPERATURAS EXTREMAS ...................................................24
2.2.1.9. CLASE DE MATERIAL DE UN CABEZAL ................................24
2.2.1.10. CÁLCULO PARA PRESIÓN PARCIAL DE 𝐇𝟐𝐒 (Ρ 𝐇𝟐𝐒)
SEGÚN NACE MR0175 CLÁUSULA 2 O ISO 151556-2: ....................................25
2.3. PARTES DE UN CABEZAL .......................................................... 28
2.3.1. CABEZAS DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO (CASING
HEADS) .............................................................................................. 28
2.3.2. CASING HEAD ...................................................................... 28
2.3.3. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS DEL CASING HEAD .... 29
2.3.4. CLASIFICACIÓN DE LOS CASING HEAD ............................ 29
2.3.5. PARTES ................................................................................. 30
2.3.6. FUNCIONES: ......................................................................... 30
2.4. CARRETES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING
SPOOL) .. ……………………………………………………………………...31
2.4.1. CASING SPOOL .................................................................... 31
2.4.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS DEL CASING SPOOL .. 32
2.4.3. CLASIFICACIÓN DE LOS CASING SPOOL ......................... 32
2.4.4. PARTES: ................................................................................ 33
2.4.5. FUNCIONES: ......................................................................... 34
2.5. COLGADORES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING
HANGER) ............................................................................................... 34
2.5.1. CASING HANGER TIPO CUÑAS ENVOLVENTES ............... 34
2.5.1.1. CASING HANGER TIPO CUÑAS ENVOLVENTES CON
SELLO ……………………………………..……………………………………………………………………35
2.5.1.2. CASING HANGER TIPO MANDREL ..........................................36
2.5.2. TIPOS DE CASING HANGER MANDREL ............................. 36
2.5.3. TUBING HEAD SPOOL ......................................................... 37
2.5.3.1. FUNCIONES: ......................................................................................38
2.6. DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS IMPLICADOS EN CABEZALES DE
POZO ..................................................................................................... 38
2.6.1. COLGADORES Y OBTURADORES DE TUBERÍA DE
PRODUCCIÓN .................................................................................... 39
2.6.1.1. FUNCIONES: ......................................................................................39
2.6.2. ADAPTADORES DE CABEZALES DE TUBERÍA DE
PRODUCCIÓN .................................................................................... 40
2.6.2.1. TUBING HEAD ADAPTER- ESP ADAPTER ............................40
2.6.2.2. FUNCIONES: ......................................................................................41
2.6.3. ÁRBOLES DE NAVIDAD/ XMAS TREES .............................. 41
2.6.3.1. FUNCIONES: ......................................................................................42
2.7. DESCRIPCIÓN DE LAS HERRAMIENTAS Y SUS
APLICACIONES………………………………………………………………..42
2.7.1. RING GASKET (ANILLOS EMPAQUETADORES) ................ 42
2.7.2. ESPARRAGOS Y TUERCAS (STUD) ................................... 44
2.7.3. LOCK SCREW ....................................................................... 45
2.7.4. SEAL SLEEVE ....................................................................... 45
2.7.5. BULLPLUG ............................................................................ 45
2.7.6. NIPPLE .................................................................................. 45
2.7.7. TEST PLUG (TAPÓN DE PRUEBA). .................................... 45
2.7.8. BOWL PROTECTOR FOR MULTIBOWL (PROTECTORES
DE TAZÓN) ......................................................................................... 46
2.7.9. RUNNING TOOL FOR PACK-OFF 𝟏𝟑 𝟓/𝟖𝐱 𝟗 𝟓/𝟖 PULGADAS47
2.7.10. RUNNING TOOL FOR MANDREL HANGER 𝟏𝟑 𝟓/𝟖 𝐱 𝟗 𝟓/
𝟖 PULGADAS BTC X SIN CONECTOR ELÉCTRICO ....................... 48
2.7.11. SLIP CASING HANGER 𝟏𝟑 𝟓/𝟖 𝐱 𝟗 𝟓/𝟖 PULGADAS X C21 . 48
CAPÍTULO III ................................................................................................ 50
3. METODOLOGÍA ................................................................................. 50
3.1. PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN DEL CABEZAL
MULTIBOWL SECCIONES A Y B DEL CABEZAL. ................................ 50
3.1.1. PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN DEL TEST
PLUG………………………………………………………………………..53
3.1.2. PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN DEL WEAR
BUSHING ............................................................................................ 58
3.1.3. PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN DEL PACK-OFF
MULTIBOWL ....................................................................................... 60
3.2. PROGRAMA CORRIDA DE CASING DE 𝟏𝟑 𝟑/𝟖 PULGADAS
Conexión BTC-API ................................................................................. 64
3.2.1. PROCEDIMIENTO OPERACIONAL ...................................... 64
3.2.2. SECUENCIA OPERACIONAL PARA CORRIDA DEL CASING
DE 𝟗 𝟓/𝟖 PULGADAS ........................................................................ 66
3.3. ESPECIFICACIÓN TÉCNICA MULTIBOWL PARA BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE 𝟏𝟑 𝟓/𝟖 PULGADAS X 𝟗 𝟓/𝟖 PULGADAS X
𝟑 𝟏/𝟐 PULGADAS 3 000/ 5 000 PSI. ..................................................... 68
3.4. PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN DE CABEZAL
MULTIBOWL PARA COMPLETACIÓN INTELIGENTE. ........................ 72
3.5. LISTA DE VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS DE CALIDAD ..... 77
3.5.1. REGISTRO DE PRUEBAS HIDROSTÁTICAS ...................... 80
3.5.2. REGISTROS DE PARTES DEL CABEZAL MULTIBOWL ..... 86
3.5.3. REGISTROS DE REQUERIMIENTOS TÉCNICOS DEL
CABEZAL MULTIBOWL ..................................................................... 90
CAPÍTULO IV ............................................................................................... 98
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................. 98
4.1. ANÁLISIS DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL CABEZAL
ESTANDAR EN RELACIÓN A UN CABEZAL MULTIBOWL. ................. 98
4.2. OPTIMIZACIÓN DE TIEMPO EN LA INSTALACIÓN DE UN
CABEZAL MULTIBOWL VS CABEZAL ESTÁNDAR (SOW) ............... 101
4.3. AHORRO UTILIZANDO LA TECNOLOGÍA MULTIBOWL ......... 102
4.3.1. COSTO BENEFICIO OPERACIÓN ..................................... 102
4.3.2. COSTO - BENEFICIO MANTENIMIENTO DE STOCK........ 102
4.3.3. ANÁLISIS CABEZAL MULTIBOWL ..................................... 103
CAPÍTULO V .............................................................................................. 104
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................... 104
5.1. CONCLUSIONES ....................................................................... 104
5.2. RECOMENDACIONES .............................................................. 105
6. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................. 106
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Verificación específica del producto. ............................................... 23
Tabla 2. Temperature ratings del cabezal MULTIBOWL. ............................. 24
Tabla 3. Temperatura extremas de trabajo del cabezal MULTIBOWL. ......... 24
Tabla 4. Clase de material de un cabezal. .................................................... 25
Tabla 5. Relative corrosivity of retained fluids as indicated by CO2 partial
pressure. ....................................................................................................... 27
Tabla 6. Ring Gaskets tipo R. ....................................................................... 43
Tabla 7. Identificación de espárragos. .......................................................... 44
Tabla 8. Clase de materiales. ....................................................................... 44
Tabla 9. Diseño del casing. ........................................................................... 65
Tabla 10. Especificación técnica MULTIBOWL............................................. 69
Tabla 11. Verificación de parámetros de calidad. ......................................... 77
Tabla 12. Registro de pruebas hidrostáticas. ................................................ 80
Tabla 13. Registro de partes del cabezal MULTIBOWL. .............................. 86
Tabla 14. Registro de requerimientos técnicos. ............................................ 90
Tabla 15. Ahorro en horas en la instalación del Cabezal MULTIBOWL. ..... 101
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Tipos de tubería de revestimiento. ................................................... 8
Figura 2. Revestimiento conductor. ................................................................ 9
Figura 3. Revestimiento conductor. .............................................................. 10
Figura 4. Revestimiento conductor. .............................................................. 11
Figura 5. Revestimiento conductor. .............................................................. 13
Figura 6. Tubería de revestimiento y longitudes ubicados a lo largo del pozo.14
Figura 7. Cabezal MULTIBOWL. .................................................................. 16
Figura 8. PSL Mínimo recomendado para equipo y partes primarias de
cabezales y árboles de navidad. ................................................................... 19
Figura 9. Gráfica para calcular presión parcial de H2S en el sistema. .......... 26
Figura 10. Gráfica de regiones de severidad para SSC de aceros al carbono
y de baja aleación. ........................................................................................ 26
Figura 11. Casing head. ................................................................................ 28
Figura 12. Casing spool. ............................................................................... 31
Figura 13. Slip casing hanger. ...................................................................... 35
Figura 14. Mandrel casing hanger. ............................................................... 37
Figura 15. Tubing head spool. ...................................................................... 37
Figura 16. Colgadores y Obturadores. .......................................................... 39
Figura 17. Tubing head adapter. ................................................................... 40
Figura 18. Brida giratoria. ............................................................................. 40
Figura 19. Árbol de navidad. ......................................................................... 42
Figura 20. 13- 5/8 C22. ................................................................................. 46
Figura 21. Bowl protector for MULTIBOWL. ................................................. 47
Figura 22. Running Tool para pack Off. ........................................................ 47
Figura 23. Running Tool para mandrel hanger. ............................................ 48
Figura 24. Slip casing hanger. ...................................................................... 49
Figura 25. Preparación de bisel en casing de revestimiento. ........................ 50
Figura 26. Asentamiento del casing head housing. ...................................... 51
Figura 27. Activación de las mordazas. ........................................................ 52
Figura 28. Asentamiento BOP’s sobre cabezal MULTIBOWL. ..................... 53
Figura 29. Ensamblaje tapón de prueba. ...................................................... 53
Figura 30. Test Plug de 13 pulgadas. ........................................................... 54
Figura 31. Test Plug de 13 pulgadas en posición de prueba. ....................... 55
Figura 32. Test Plug de 11 pulgadas en posición para prueba de BOP. ...... 55
Figura 33. Conexión del tapón de prueba a la tubería de perforación. ......... 56
Figura 34. Asentamiento del tapón. .............................................................. 57
Figura 35. Ensamblaje del Wear Bushing. .................................................... 58
Figura 36. Asentamiento del Wear Bushing de 13-5/8 pulgadas. ................. 58
Figura 37. Asentamiento del Wear Bushing de 11 pulgadas. ....................... 59
Figura 38. Colgador de casing. ..................................................................... 60
Figura 39. Asentamiento mandrel casing hanger. ......................................... 61
Figura 40. Asentamiento de mandrel casing hanger de 13-3/8 pulgadas. .... 61
Figura 41. Herramienta de lavado del cabezal. ............................................ 62
Figura 42. Asentamiento del Pack- Off. ........................................................ 62
Figura 43. Prueba de presión........................................................................ 63
Figura 44. Programa Sistema SOW / Programa MULTIBOWL. .................... 98
Figura 45. Sistema Slip Lock evitando soldadura. ........................................ 99
Figura 46. El cabezal durante la operación de asentamiento del Pack-Off. 100
Figura 47. Costo beneficio operación. ........................................................ 102
Figura 48. Costo - Beneficio mantenimiento de Stock. ............................... 103
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación 1. Presión parcial para H2S………………………………………....26
i
RESUMEN
El presente trabajo de titulación técnico consiste en compilar procedimientos
de instalación de cabezales de pozos mediante la información proporcionada
por la empresa Válvulas del Pacifico S.A. y experiencia adquirida en cada
instalación de los cabezales MULTIBOWL en la región Amazónica del País.
Mediante la implementación del cabezal MULTIBOWL en diferentes pozos
de petróleo, y trabajos de completación se optimiza en tiempo y costos a las
operadoras que trabajan en el Oriente Ecuatoriano, es así que el presente
trabajo de titulación hace mención a los siguientes temas:
En el Capítulo I y II se plantea una visión general del proceso de la
implementación del cabezal MULTIBOWL, se detalla los fundamentos
teóricos de las tubería de revestimiento, así como sus funciones,
aplicaciones en la perforación y completación de pozos utilizando gráficos
para su mejor comprensión.
Los procedimientos y lista de verificación para ensamblar e instalar los
cabezales Multibowl sin riegos se describen en el Capítulo III, que es el
Manual de procedimientos para instalaciones de cabezal MULTIBOWL para
bombeo electrosumergible o para una completación inteligente.
Se realiza un análisis de resultados incluyendo el costo-beneficio de la
instalación del cabezal MULTIBOWL y finalmente se describen las
conclusiones y recomendaciones para futuras aplicaciones de esta técnica.
ii
ABSTRACT
This work is to compile technical procedures for installing wellheads through
information provided by the company Pacifico SA Valves and experience of
each installation MULTIBOWL heads in the Amazon region.
By implementing the MULTIBOWL head in different oil wells, and completion
work is optimized in time and costs to operators working in eastern Ecuador,
is so this paper of titulation working mentions the following topics:
Chapter I and II, is an overview of the implementation process MULTIBOWL
plated head, the theoretical foundations of the casing, as well as their
functions, applications in the drilling and completion of wells using detailed
graphs for better understanding.
The methodology for the development of the procedures used to install the
head MULTIBOWL safe at the time of assembly equipment in the well, is
described in Chapter III, according to the installation of each of the tools on
the computer, the technical specification for electric submersible pumping
head MULTIBOWL or for an intelligent completion is also described.
In addition, an analysis of results including the cost-benefit of installing
MULTIBOWL head and finally describes the conclusions and
recommendations for future applications of this technique.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
La comunicación entre la superficie y el pozo es lo más importante en la
producción de petróleo, siendo necesario el uso de sistemas de
levantamiento artificial que de manera controlada sean extraídos de su
estado natural en el que estos fluidos se encuentran en el pozo.
Los componentes del sistema son fabricados de acuerdo al estándar
llamado API 6 A (ISO 10 423), que en sus siglas en Ingles significan
“Instituto Americano del Petróleo” (American Petroleum Institute). Esta
Norma trata acerca de las especificaciones técnicas del diseño y fabricación,
de los cabezales de pozo y árbol de navidad.
La API 6 A contiene Adendum y erratas en las cuales se detalla las
dimensiones nominales necesarias para la fabricación de los equipos
siguiendo cada lineamiento que se basa en el control de calidad y pruebas
aplicadas en cada uno de los componentes y funciones del cabezal de pozo.
La elaboración de este manual de procedimientos de instalación de
cabezales MULTIBOWL de pozo, es con la idea de convertirlo en una
herramienta útil para la correcta operación en las actividades de perforación,
en la capacitación del personal nuevo en la empresa, en las adecuaciones y
posibles modificaciones a realizar para evaluar posibles fallas en el normal
funcionamiento de los equipos.
Este proyecto se encontrará en el estudio de la tecnología usada con la
aplicación del cabezal MULTIBOWL, realizando para esto un manual de
procedimientos para instalación y así poder determinar las mejores
alternativas dentro de las operaciones de perforación y completación de
pozos petroleros de esta manera evitar contratiempos en el taladro tales
2
como existencias de tiempos no productivos (NPT), llegando así optimizar la
inmediata perforación y reacondicionamiento de pozos.
Con la aplicación de este manual de procedimientos de instalación de
cabezales de pozos y sus partes se va a optimizar costos y tiempos en las
operaciones del Taladro, evitando multas a la empresa Válvulas del Pacifico.
La base de este manual cubre desde la perforación al momento en que se
instala la primera sección del cabezal, reacondicionamiento y la
rehabilitación de pozos, mostrando los problemas que se presentan en los
pozos para así realizar un trabajo, bien sea de mantenimiento, limpieza,
reacondicionamiento o rehabilitación y reparación de los equipos que están
instalados en diferentes pozos de petróleo en los campos del Oriente
Ecuatoriano.
3
1.1. PROBLEMA
La falta de conocimiento sobre la función de un cabezal MULTIBOWL y el
procedimiento de instalación de cada una de sus partes que lo componen,
provocan problemas en las operaciones de perforación, así como en
operaciones de reacondicionamiento de pozos.
Nos encontramos con varios problemas al momento de la instalación,
modificación y pruebas de un cabezal productor de petróleo no solo con el
personal de la empresa, sino también con los responsables del taladro de la
empresa operadora.
Por tal motivo el desarrollo y mejora de procedimientos en instalación de
cabezales de pozo aplicados en la perforación de pozos petroleros, tratando
así de reducir costos, tiempos no productivos (NPT), permitiendo al usuario
tener una mayor versatilidad, seguridad y optimización (ahorros) en tiempo
de instalación, así como en operaciones de reacondicionamiento de pozos.
El desarrollo de este manual de procedimientos consiste en emplear los
datos y experiencias obtenidas en el primer cabezal instalado, como base
para determinar y aplicar técnicas adecuadas para la perforación de los
pozos, de tal manera que el costo de perforación sea reducido al mínimo en
el menor tiempo.
Mediante la elaboración de los procedimientos de instalación se quiere
obtener cada uno de los registros que nos ayude a documentar las tareas
realizadas por nuestros técnicos de VALVULAS DEL PACIFICO S.A.
Con los parámetros requeridos para la selección del cabezal Multibowl
evitaríamos riesgos operacionales en el momento de la instalación del
cabezal en las diferentes fases de Perforación y Workover que serán
explicadas más adelante en la metodología de este proyecto.
4
1.2. JUSTIFICACIÓN
Debido a los problemas que se suscitan durante la perforación y
reacondicionamiento de pozos, se deben tomar en cuenta varios aspectos
para la realización de un manual de procedimientos, para la recolección de
datos necesarios para la selección del cabezal MULTIBOWL.
Es importante conocer la definición de un cabezal de petróleo, sus partes y
sus funciones para tener un correcto procedimiento en la instalación en
cada una de las secciones.
Cada problema detectado por parte de la empresa Válvulas del Pacifico S.A.
es recibido por los técnicos de instalación que son registrados en los
reportes de operaciones, los cuales son monitoreados y controlados
mediante acciones correctivas para evitar estos problemas en una siguiente
eventualidad.
Las alternativas de optimización serán enfocadas según el análisis de los
problemas más frecuentes en la perforación de los pozos, con esto se quiere
proponer cambios en los procedimientos operacionales para buscar el
camino más rápido y menos costoso para el beneficio de la empresa.
La instalación para las completaciones inteligentes deben ser analizados los
yacimientos especialmente el tipo de arena en la que se va a producir el
pozo.
Se diseña el cabezal mediante un método sencillo y practico con el
departamento de ingeniería y diseño con los datos obtenidos se procede a
realizar el esquema conjunto el diagrama de completación.
Este proyecto es un estudio con un aporte teórico – práctico y metodológico
porque servirá de base para la investigación de nuevos proyectos
encaminados a la optimización de la perforación de pozos incrementando la
producción de petróleo y como resultado se beneficiará el Estado
ecuatoriano por la mayor rentabilidad económica del campo.
5
1.3. OBJETIVOS
1.3.1. OBJETIVO GENERAL
Compilar de manera técnica procedimientos para instalaciones de cabezales
de pozos de petróleo para la empresa VALVULAS DEL PACIFICO S.A.
mediante el análisis de experiencia de cabezales instalados.
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Evaluar las operaciones de perforación de pozos para la elaboración de
un manual que permita al personal del equipo interpretar una serie de
información básica para cabezales de pozo y Árboles de Navidad.
Verificar el cumplimiento de las especificaciones técnicas de los
cabezales de la empresa Válvulas del Pacifico frente a las principales
aplicaciones según la Norma API 6 A.
Elaborar una lista de verificación de parámetros de calidad del equipo en
el que se registre las pruebas básicas de un equipo antes, durante y
después de su instalación en el pozo.
6
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
Este capítulo hace referencia a las herramientas utilizadas en perforación de
pozos, reacondicionamiento de pozos y trabajos de completación inicial,
debido a que es uno de los factores más importantes dentro de la Industria
petrolera, puesto que es la única manera que el pozo empiece a producir
petróleo. La perforación tiene gran importancia y la tecnología con lo que se
lo haga también debido a que si la combinamos con conocimientos y
experiencia se puede lograr obtener una buena producción de petróleo y por
ende beneficios económicos. Una de las tecnologías más aplicadas en la
actualidad es la perforación de pozos utilizando el cabezal MULTIBOWL,
esta aplicación ayuda a reducir costos de perforación.
2.1. TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO
La tubería de revestimiento es una parte importante en la perforación de un
pozo petrolero. Consiste en un tubular de acero basado en la norma API
5CT (Especificaciones para tubería resistente, tubería de revestimiento,
tubería de producción y Drill pipe) que se corre desde la superficie y sirve
para delinear las paredes de un pozo perforado y así poder asegurar la
perforación.
La API 5CT (Especificaciones para tubería resistente, tubería de
revestimiento, tubería de producción y Drill pipe). Cubre todos los grados de
tubería de perforación sin fisuras. Proceso de fabricación, productos
químicos y los requisitos mecánicos de propiedad, los métodos de análisis, y
las tablas de dimensiones están incluidos.
También son conocidas como tubería de revestimiento, casing, tubulares.
7
Su diámetro externo puede ir desde 4 pulgadas hasta 20 pulgadas en el
Ecuador de acuerdo a la sección en que se use y estos tubulares mediante
una conexión para alcanzar la profundidad deseada.
Son tuberías diseñadas especialmente para trabajar a rangos de presión y
temperaturas muy altas que a manera que se va perforando estas se
introducen en el hoyo después de ser cementadas para lograr así la
protección del hoyo y permitir posteriormente el paso del flujo de los fluidos
desde el yacimiento hasta la superficie.
Uno de los aspectos más importantes es la selección apropiada de las
tuberías de revestimiento en la planificación y perforaciones de pozos de
petróleo ya que es aquella que soporta las presiones y cargas para una
serie dada de condiciones de operación. La razón principal de colocar una
tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al hoyo,
facilitando así la instalación del equipo de superficie y de producción.
Funciones
Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están
las siguientes detalladas a continuación:
Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación.
Evitar contaminaciones de aguas superficiales.
Suministrar un control de las presiones de formación.
Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños.
Aislar la comunicación de las formaciones de interés.
Mantener confinado la producción dentro del hoyo a determinados
intervalos.
Facilitar la instalación del equipo de superficie y subsuelo.
Brinda seguridad y economía del proceso de perforación.
8
Figura 1. Tipos de tubería de revestimiento.
(Schlumberger)
2.1.1. TIPOS DE REVESTIMIENTO INSTALADOS EN EL POZO
2.1.1.1. Tubería de revestimiento conductor
Es un tubo guía de diámetro grande (16 pulgadas a 30 pulgadas) que se
coloca a profundidades someras, cementada hasta superficie o lecho
marino, y es la primera tubería de revestimiento sobre la cual se montan las
preventoras y las conexiones de circulación de lodo de perforación.
Se utiliza para reforzar la sección superior del hoyo y evitar que la circulación
de fluidos de perforación lo lave demasiado. La profundidad de asentamiento
varía entre 150 pies y 250 pies.
9
Figura 2. Revestimiento conductor.
Funciones de la tubería de revestimiento conductora
Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro
del hoyo.
Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación
circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de
superficie.
Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación por
el fluido de perforación.
Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un impide
reventón anular.
2.1.1.2. Tubería de revestimiento superficial
Tiene como objetivo fundamental proteger las formaciones superficiales de
las condiciones de perforación más profundas.
La tubería de revestimiento superficial es la segunda sarta de tubería que
asegura el hoyo, pero también es la primera tubería de revestimiento que
10
permite la colocación del conjunto de preventores del pozo (BOP: Blowout),
además de que soportará el peso de las sartas de revestimiento
subsecuentes.
La profundidad de asentamiento varía entre 100 pies y 3 000 pies,
dependiendo de la profundidad final y diseño del completamiento del pozo.
Figura 3. Revestimiento conductor.
Funciones de la tubería de revestimiento superficial
Evitar la contaminación de yacimientos de agua dulce.
Proporcionar un gradiente de fractura suficiente para permitir la
perforación del próximo hoyo.
Servir de soporte para la instalación del equipo de seguridad.
Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el hoyo.
Por esta razón se cementan hasta superficie.
11
2.1.1.3. Tubería de revestimiento intermedia
La tubería de revestimiento intermedia es la tercera sarta de tubería que se
ingresa y cementa en el pozo, en algunos es necesario usar más de una
sección de tubería de revestimiento intermedia dependiendo de algunos
factores como la profundidad y la presión del pozo.
Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las
operaciones de perforación subsecuentes.
También se le llama Protectora porque protege las formaciones de altos
pesos de lodo, con profundidades de asentamiento entre 11 000 y 12 000
pies.
Figura 4. Revestimiento conductor.
12
Funciones de la tubería de revestimiento intermedia
Sus funciones más importantes son:
Facilita el control del hoyo si se encuentran zonas de presiones
anormales.
Aísla formaciones problemáticas, lutitas deleznables, flujos de agua
salada o formaciones que contaminan el fluido de perforación.
Permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones
normales que se encuentran debajo de zonas presurizadas.
2.1.1.4. Tubería de revestimiento de producción
Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y
controla el pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar
a cabo muchas reparaciones y completaciones.
Este revestidor se coloca hasta cubrir la zona productiva y proporciona un
refuerzo para la tubería de producción (“Tubing”) durante las operaciones de
producción del pozo.
Esta sarta va desde la superficie y su asentamiento dependerá de la
formación productora.
13
Figura 5. Revestimiento conductor.
Funciones de la tubería de revestimiento intermedia
Las principales funciones son:
Aislar las formaciones o yacimientos para producir selectivamente.
Evitar la migración de fluido entre zonas.
Servir de aislamiento al equipo de control (cabezal) que se instalará para
manejar la producción del pozo.
Protege las formaciones con alto peso de lodos.
Suministra aislamiento en zonas inestables del pozo.
Soporta presiones considerables en zonas presurizadas.
14
2.1.1.5. Tubería de revestimiento corta (liner)
Este tipo de tubería se coloca en la sección interior del revestidor de
producción.
Son usados para colgar revestimiento de producción. Dependiendo de la
configuración final del pozo y de cualquier requerimiento de estimulación o
completación, estos liners probablemente estarán expuestos a mayores
cargas y durante períodos de tiempo más largos que cualquier otro tipo de
liner.
Los liners de producción deberán ser compatibles con los equipos de
terminación tales como empacaduras de completación.
Deben ser capaces de soportar cargas adicionales como resultado de
operaciones de completación (terminación) y mejoramiento de producción
(trabajos de fracturamiento).
Figura 6. Tubería de revestimiento y longitudes ubicados a lo largo del pozo.
(Nolivos, 2000)
15
2.2. EQUIPOS DE SUPERFICIE
2.2.1. CABEZAL DE POZO
Es la base en la superficie sobre la cual se construye el pozo durante las
operaciones de perforación y completación de pozo.
El cabezal de Pozo y el Árbol de Navidad son dispositivos mecanizados de
acero, los cuales proveen un medio de conducción entre el pozo y las
conexiones de superficie.
Es un dispositivo útil y necesario que provee un medio seguro y adecuado
para sostener y anexar el equipo de control de arremetidas durante la
perforación suministrando un sello entre las diferentes tuberías de
revestimiento y finalmente una conexión para el árbol de navidad que
controla el flujo de fluidos del pozo.
El cabezal es el punto final donde las sartas concéntricas de revestimientos
y tuberías de producción llegan a la superficie.
Cuando la fase de perforación y completación de un pozo terminan, la vida
productiva del pozo comienza ya que es este equipo representa la parte más
importante porque permite controlar al pozo en superficie.
El árbol de navidad es utilizado para producción e inyección u provee acceso
hidráulico ala anular controlando y dirigiendo la entrada y salida de fluidos
bajos condiciones de presión principalmente con el uso de válvulas.
El cabezal de Pozo tiene la habilidad de instalar un dispositivo de cierre,
para sellar a presión.
Los cabezales permiten la instalación de colgadores de protectores y tubería
y provistos con la preparación adecuada para la mayoría de los conectores
eléctricos y capilares disponibles en el mercado.
Se deben considerar todos los parámetros de producción del pozo.
16
Figura 7. Cabezal MULTIBOWL.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
2.2.1.1. Funciones del cabezal
Existen diversas funciones que cumplen el cabezal de pozo y sus accesorios
desde el momento que empiezan las operaciones de perforación y durante la
vida productiva del pozo.
Sirven como medio para:
Controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos y gases, bajo las
condiciones de presión de las distintas sarta de tubería, principalmente
con el uso de las válvulas y reductores.
Además proporciona salidas para el retorno de fluidos que ascienden por
el espacio anular.
17
Facilitar la suspensión y sellar la siguiente sarta de revestimiento; y los
espacios anulares entre las tuberías.
Suspender la tubería de producción y los revestimientos de superficie y
producción, utilizando colgadores.
Servir como base para instalación de las válvulas de seguridad (Válvulas
impide reventones) o válvulas con fines especiales. Además permite el
cierre ante cualquier cambio de presión mientras se está trabajando en el
pozo y para controlar influjos ante cualquier situación anormal que se
presente durante los trabajos de reacondicionamiento.
2.2.1.2. Selección del cabezal
Existen diferentes tipos de cabezales según los requisitos que establecen la
norma API 6 A para la selección del cabezal.
Los requerimientos específicos para la selección del cabezal son los
siguientes.
PSL: Nivel de Especificación del Producto.
PR: Requerimiento de Rendimiento.
Temperatura.
Material.
2.2.1.3. Nivel de especificación del producto
El PSL (Product Specification Level) o Nivel de especificación puede ser 1,
2, 3, 3G, 4, En función del Anexo A, API 6 A:
a. Presión de Trabajo
18
b. Pozo para extracción de petróleo o gas
c. Alta concentración de H2S más de 70 ppm
d. En función de la presión parcial de 𝐻2𝑆 , se van a requerir materiales tipo
NACE MR 0175* (Pparcial H2S ˃ 0.05 psia). 1
En la Figura 8 se describe el diagrama para la selección del nivel de
especificación mediante el método de diagrama de flujo.
Una vez seleccionado el tipo de material que se va utilizar en el equipo,
comparamos con la presión de trabajo en el pozo analizamos los rango de
presión y definimos si vamos a trabajar con un pozo de petróleo o gas.
Mediante el resultado del diagrama acerca del Nivel de especificación de
trabajo debemos cumplir con los siguientes registros.
1 Nace MR 175. Norma que establece materiales para ambientes con presencia de H2S.
19
Figura 8. PSL Mínimo recomendado para equipo y partes primarias de
cabezales y árboles de navidad.
(Vargas, 2013)
20
2.2.1.4. Para PSL1 Y PSL2:
Registros de materiales:
Análisis químico.
Pruebas de tensión.
Pruebas de impacto.
Pruebas de dureza.
Registro del proceso de soldadura
Especificación del procedimiento de soldadura (WPS).
Registro del procedimientos de calificación de soldadura (PQR).
Registro de calificación del soldador (WPQ).
Registros de calificación del personal que realiza los NDT.
Procedimientos de inspección NDT.
Registros de ensayos de dureza.
Registros de inspección visual.
Registros de inspección dimensional y verificación de roscas.
Registros de pruebas de drift.
Registros de pruebas hidrostáticas de cuerpos.
Registros de pruebas de ensamble y pruebas hidrostáticas.
Registros de trazabilidad.
Registros de pruebas de adherencia Pull-Off para la pintura superficial.
Registros de ensayos no destructivos (NDT).
21
a. Registros superficiales NDT
b. Registros volumétricos NDT para soldadura
c. Registros NDT para reparación de soldadura
d. Certificación de cumplimento de tratamiento térmico
2.2.1.5. Para PSL3:
Todos los registros deben hacer referencia al número de serie específicos de
la parte. Todos los registros aplicables a PSL2 son requeridos para PSL3.
Registros NDE volumétrico (excepto mecanismos sellantes de pasaje de
válvulas).
Registro de tratamiento térmico:
Temperatura real del proceso.
Ciclos reales a la temperatura de proceso.
Certificados de cumplimiento si son requeridos.
Registros de prueba de dureza:
Dureza Real.
Registros de procesos de soldadura:
Identificación de soldador.
Procedimientos de soldadura.
Tipo de material de aporte.
Tratamientos térmico post-soldadura.
Tratamiento de corrosión.
22
2.2.1.6. Requerimiento del rendimiento equipo del cabezal
El PR (Perfomance Requeriment) o requerimiento de rendimiento define la
cantidad de pruebas (Cargas, Pruebas Cíclicas, Fatiga, etc.) a las que se
somete a cada equipo ver en la Tabla 1.
PR 1: Perfomance Estandar.
PR 2: Perfomance Extremo (común en aplicaciones offshore y Válvulas de
Seguridad de Superficie (SSV’s).
23
Tabla 1. Verificación específica del producto.
(Vargas, 2013)
2.2.1.7. Temperatura
La temperatura de trabajo bajo API 6 A está definida por la siguiente Tabla 2.
24
Tabla 2. Temperature ratings del cabezal MULTIBOWL.
(Vargas, 2013)
2.2.1.8. Temperaturas extremas
Tabla 3. Temperatura extremas de trabajo del cabezal MULTIBOWL.
(Vargas, 2013)
2.2.1.9. Clase de material de un cabezal
Todos los equipos del cabezal deben estar diseñados para resistir presiones
mayores a los de los yacimientos que están en contacto con ellos por medio
de los revestidores y de la tubería de producción.
La especificación 6 A de la API cubre la aplicación de materiales,
propiedades físicas y requerimientos de pruebas especiales para los
componentes del equipo.
Los cabezales y árbol de navidad deben ser “de acero fundido o forjado”.
25
El material está definido por el “servicio” y “corrosividad relativa” según la
Tabla 4, En la cual se explica:
Tabla 4. Clase de material de un cabezal.
(Vargas, 2013)
La clase de los materiales indicada en la Tabla 4, debe seleccionarse de
acuerdo a la sección de severidad acida SSC (sulfide stress cracking) en la
que el pozo se encuentre.
Para la selección de la zona de severidad esta se encuentra en función de
dos parámetros:
a. Presión parcial de H2S , forma de cálculo descrita en el punto 2.2.1.10
b. pH in Situ
El servicio se define por la presión parcial de H2S presente:
Servicio General 0-0.05 Psia Pparcial H2S
Servicio Acido ˃ 0.05 Psia Pparcial H2S
2.2.1.10. Cálculo para presión parcial de 𝐇𝟐𝐒 (ρ 𝐇𝟐𝐒) según NACE
MR0175 cláusula 2 o ISO 151556-2:
Para el cálculo de la presión parcial refiérase a la Figura 9:
26
Figura 9. Gráfica para calcular presión parcial de 𝐇𝟐𝐒 en el sistema.
(Normas ISO 151556-2)
La presión parcial para H2S para el sistema también puede ser calculada
usando la Ecuación 1:
𝑃 H2S = 𝑋% ∗ 𝑃𝑇 Ec[1]
Dónde:
P 𝐇𝟐𝐒 = Presión Parcial del 𝐇𝟐𝐒.
X% = Fracción Molar expresada en porcentaje.
PT = Presión Total del Sistema.
Figura 10. Gráfica de regiones de severidad para SSC de aceros al carbono
y de baja aleación.
(Normas ISO 151556-2)
27
Dónde:
X = Presión parcial de H2S en gas expresado en kPa.
Y= Potencial Hidrogeno in situ
0 región 0
1 =SSC región 1
2 =SSC región 2
3 =SSC región 3
Tabla 5. Relative corrosivity of retained fluids as indicated by CO2 partial
pressure.
(Vargas, 2013)
La corrosividad relativa se define por:
Temperatura.
pH.
Nivel de H2S.
Producción de arenas.
Cantidad de iones cloruro.
28
Cantidad y composición del agua extraída.
Presión parcial de CO2.
2.3. PARTES DE UN CABEZAL
Las partes de un cabezal se dividen por secciones, las cuales están unidas
por conexiones adecuadas y métodos de suspensión.
2.3.1. CABEZAS DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO (CASING HEADS)
La cabeza de tubería de revestimiento también se la conoce como Casing
head o Sección A.
Figura 11. Casing head.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
2.3.2. CASING HEAD
El casing head es la sección más baja del ensamble del cabezal de pozo,
por lo cual es sometido a un esfuerzo de tensión equivalente al peso de toda
la sarta de tubería y a esfuerzos de compresión los cuales son equivalentes
al peso de los equipos en superficie.
29
2.3.3. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS DEL CASING HEAD
Cuando la aplicación de esfuerzos sobre el casing head es demasiado
grande debido al tamaño y longitud de la tubería de revestimiento, este
dispositivo se puede usar con un plato base, para una distribución más
efectiva del peso; el casing head se conectará directamente a la tubería de
revestimiento con los puntos de apoyo en el plato base.
En el interior este equipo se diseña un espacio especial, que permite el
acoplamiento conjunto de un dispositivo llamado casing hanger.
Su función principal del casing hanger es centrar y sellar el espacio anular
entre la pared del pozo y la tubería de revestimiento.
El espacio de asentamiento o acoplamiento entre el casing head y casing
hanger, debe tener un perfil característico para soportar el peso y el tipo de
casing que se va a instalar.
El Casing head permite conectarse al equipo de control del pozo (BOP) y
aislar el mismo.
2.3.4. CLASIFICACIÓN DE LOS CASING HEAD
El diseño de los casing head depende del tipo de mecanismo de producción
del pozo, sus diferentes sistemas operativos, configuración de conexión y
completamiento del pozo en superficie; estas pautas de clasificación e
identificación son:
Cabezal de tubería de revestimiento C22 con sección inferior de
soldadura deslizable.
Cabezal de tubería de revestimiento C22-BP-ET con sección inferior
roscada.
Cabezal de tubería de revestimiento C29 con sección inferior de
soldadura deslizable.
30
Cabezal de tubería de revestimiento C29-ET con sección inferior roscada.
Tope bridada.
Tope de abrazadera.
Salida roscada.
Salida bridada.
Salida apernada.
Salida de abrazadera.
Con tornillos de sujeción.
Con placa de base.
2.3.5. PARTES
ID: Casing Head
13 3/8 pulgadas 8RD INF
13 5/8 pulgadas 3M SUP
C22 bowl
2 pulgadas LP side
outlets
With 2 lock screws
2.3.6. FUNCIONES:
Medio de conexión a la sarta de la tubería de revestimiento en la
superficie.
31
Permite colgar y empaquetar (sellar) la siguiente tubería de revestimiento.
Proporciona apoyo y un medio de prueba del BOP durante la perforación
de la tubería de revestimiento.
Proporciona salidas para el retorno de fluidos que suben por el espacio
anular entre casing.
2.4. CARRETES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING
SPOOL)
La cabeza de tubería de revestimiento también se lo conoce como Casing
Spool o sección B.
Figura 12. Casing spool.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
2.4.1. CASING SPOOL
El Casing Spool es instalado sobre cada sarta de tubería intermedia de
revestimiento para un ensamble convencional de cabezales de pozo.
32
2.4.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS DEL CASING SPOOL
Tazón superior para colgar y empaquetar tubería de revestimiento.
Zona inferior para empaquetar tubería de revestimiento inferior.
Proporciona salidas laterales para los retornos o inyección de fluidos.
Su instalación con los sellos pack off permiten:
Aislar el anular del casing previamente ensamblado en el cabezal durante
los cambios de presión durante la perforación.
Posee un perfil de taza superior que le permite acoplarse con el casing
hanger para soportar el peso de otra sarta de tuberías.
Posee conexiones superiores e inferiores que le proporcionan conexiones
para adaptarse al cabezal previamente instalado.
Adaptarse a la BOP para seguir perorando y para permitir el ensamble con el
siguiente cabezal una vez este asentado el casing.
Puede proveer una reducción en el diámetro de la conexión superior con
respecto a la conexión inferior, lo cual permite continuar con el ensamble
estándar del cabezal del pozo.
2.4.3. CLASIFICACIÓN DE LOS CASING SPOOL
Las conexiones superior e inferior del Casing Spool son de tipo bridadas;
para las salidas laterales se cuentan con tres tipos de conexiones, conexión
bridada, conexión apernada y conexión roscada, las conexiones en las
salidas laterales de tipo apernada y roscada cuentan con un perfil para el
tapón VR (Valver Removal) el cual sirve para darle mantenimiento a las
válvulas laterales del cabezal Multibowl.
Se los puede fabricar de diferentes tipos de acero según la norma API 6 A,
normalmente no es roscado ya que las presiones son superiores a 3000 psi.
33
2.4.4. PARTES:
ID:
Casing Spool
13 5/8 pulgadas 3M INF
11 pulgadas 5M SUP
C22 bowl
2 studded side
outlets 2 1/16 pulgadas 5 000 psi
Pack Off PE for
CSG 9 5/8 pulgadas
Tazón superior:
C22 o C29
Empaquetador inferior (sello secundario):
Tipo FS: Sellos de nitrilo < 10 000 psi
Tipo PE-BG: Pack off con anillos metálicos < 10 000 psi
Pack off Para alta presión < 15 000 psi
Tipo metal-metal < 15 000 PSI y alta T°
Bridas superiores e inferiores:
Brida API
Clamp
34
Cara esparragada
Salidas laterales
Bridadas
Esparragadas
Unión de golpe
2.4.5. FUNCIONES:
Tazón superior para colgar y empaquetar tubería de revestimiento.
Zona inferior para empaquetar tubería de revestimiento inferior.
Proporciona salidas laterales para los retornos o inyección de fluidos.
Proporciona un puerto de prueba para los sellos y conexiones bridadas.
Proporciona un medio de apoyo y prueba del BOP durante la perforación.
2.5. COLGADORES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
(CASING HANGER)
El Casing hanger o colgador de tubería (casing) es un dispositivo que posee
la funcionalidad de soportar el peso del casing, centrar la sarta de tubería y
sellar la comunicación con el anular de una sarta de tubería en el cabezal del
pozo.
2.5.1. CASING HANGER TIPO CUÑAS ENVOLVENTES
Las cuñas del casing hanger se activan ocasionando que estas muerdan las
paredes del tubo y soporten todo el peso de la tubería, este tipo de colgador
no provee sello en el espacio anular.
35
El tipo de Colgador de cuña envolventes puede subdividirse en tres
categorías dependiendo de mecanismo de sello:
Casing hanger de cuñas envolventes sin elemento integral de sello.
Casing hanger de cuñas envolventes con elemento integral de sello
activado por peso.
Casing Hanger de cuñas envolventes con elemento integral de sello de
activación manual.
2.5.1.1. Casing hanger tipo cuñas envolventes con sello
Este tipo de colgador tiene la misma funcionalidad del tipo de cuñas
envolvente sencillo y además posee un mecanismo de sello automático del
espacio anular entre esa sarta de tubería y la sarta de tubería instalada
anterior.
Figura 13. Slip casing hanger.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
También se lo conoce como cuñas envolventes alrededor del tubo del
revestidor sin capacidad de sello anular. Se lo puede reconocer fácilmente
ya que el equipo tiene unas bisagras para abrir y cerrar dicho equipo.
36
2.5.1.2. Casing hanger tipo Mandrel
Este tipo de colgador tiene una característica especial en la instalación, la
cual se hace mediante roscado de esta herramienta en el último tubo de la
tubería; esto permite el soporte del peso de la sarta y la activación del
mecanismo de sello con el anular.
Una vez instalado el casing hanger cumple una función principal el de
soportar el peso de tubería de revestimiento, este dispositivo debe funcionar
con diseños característicos en la parte interna del cabezal como son los
perfiles de tazas superiores la cual tiene una superficie cónica, para que el
mecanismo de activación de las cuñas funcione efectivamente sobre el
casing, esto permite que se pueda tolerar las cargas ocasionadas por el
peso de la tubería sin evidenciar deflexión o reducción significativa de las
dimensiones y de las propiedades mecánicas del revestidor y del colgador.
El casing hanger además debe diseñarse para contener las cargas de
presión aplicadas durante las pruebas del cabezal y el BOP.
2.5.2. TIPOS DE CASING HANGER MANDREL
Es un colgador de una sola pieza que tiene rosca interna que hace juego con
la rosca del casing, es roscado en la parte final de la sarta de tubería y es
bajado a través de la BOP hasta que descanse en el hombro de la carga con
la junta de levantamiento (landing joint) compuesta de casing o tubería de
perforación (drill pipe).
El diámetro externo del colgador viene de acuerdo a la configuración de la
parte interna del cabezal (bore) donde se va instalar.
Tiene un hombro de carga primario de 45 y 2 pulgadas por pie de conicidad
para proporcionar el mecanismo sello metal-metal.
El Casing Hanger tipo Mandrel se subdivide en dos categorías:
Casing Hanger tipo Mandrel de doble conicidad con elemento integral de
sello.
37
Casing Hanger tipo Mandrel Fluted.
Figura 14. Mandrel casing hanger.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
2.5.3. TUBING HEAD SPOOL
Es instalado sobre la sarta del casing de producción en un ensamble
convencional de cabezales de pozos, este dispositivo juntamente con el sello
pack off provee un aislamiento de las presiones ocasionadas por la
producción del pozo.
Adicionalmente tiene un tazon superior que le permite acoplarse con un
tubing hanger para soportar el peso de la tubería de producción así como el
perfil para tener los prisioneros (Lockdown Screws).
Figura 15. Tubing head spool.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
38
2.5.3.1. Funciones:
Tazón superior para colgar la tubería de producción y sellar el colgador.
Permite sellar el anular entre el último casing y el tubing de producción.
Permite tener acceso al espacio anular entre el último casing y el tubing.
Proporciona un puerto de prueba para los sellos y conexiones bridadas.
Proporciona un medio de apoyo y prueba del BOP.
2.6. DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS IMPLICADOS EN
CABEZALES DE POZO
Comenzaremos especificando los diferentes equipos implicados en los
cabezales de pozo, árbol de pozo y sistemas de recolección, se hará una
descripción detallada de estos sistemas y equipos, se mostrarán los
materiales en que están fabricados, medidas disponibles juntamente con sus
rangos de operación.
Existen dos diseños específicos de cabezales de pozo, estos son el cabezal
tipo seleccionado (convencional) y el cabezal con sistema multitaza
(MULTIBOWL); las principales diferencias son la disposición del ensamble,
la configuración de la parte interna y el tipo de instalación.
Los cabezales de pozo consisten principalmente en un conjunto de
conexiones bridadas, válvulas, colgadores y otros elementos suplementarios
que permiten controlar la presión y la tasa de flujo de un pozo.
La mayoría de los árboles incluyen válvulas de compuerta, estranguladores
ajustables o positivos, un tree cap, dos válvulas maestras, la primera
comúnmente es manual y se coloca unidad a la brida superior del cabezal
de tubería de producción, la segunda válvula maestra comúnmente lleva un
actuador el cual puede ser hidráulico o neumático.
39
2.6.1. COLGADORES Y OBTURADORES DE TUBERÍA DE
PRODUCCIÓN
Los colgadores de tubería de producción (TUBING HANGERS) cuelgan la
tubería y proporcionan un sello principal entre la tubería y la parte superior
del cabezal.
Figura 16. Colgadores y Obturadores.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
2.6.1.1. Funciones:
Colgar tubería de producción.
Sellar anular exterior a tubería de producción.
Medio para acceder al fondo del pozo (herramientas que bajan dentro del
tubing).
Medio para cerrar el pozo (BPV).
Medio para enviar líneas de inyección o control.
Se los fabrica de diferente tipo de acero según la norma API 6 A
Sirve también como guía de apoyo para centrar la tubería.
40
2.6.2. ADAPTADORES DE CABEZALES DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
2.6.2.1. Tubing Head Adapter- ESP Adapter
Este tipo de tubing Head adapter permite acoplar el cuello del sello pack off
instalado en el tubing hanger y un cable de alimentación eléctrica del equipo
ESP de fondo, algunos adaptadores estándar para ESP son equipados con
bridas que rotan con la conexión bridada del tubing head. Estos equipos se
ajustan a presiones de trabajo en un rango entre 3 000 y 5 000 psi.
Figura 17. Tubing head adapter.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
Figura 18. Brida giratoria.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
Para cumplir y reunir adecuadamente todos los requerimientos determinados
en la norma API 6 A se debe determinar las siguientes especificaciones:
41
Modelo.
Conexión inferior.
Conexión superior Completamiento Múltiple o sencillo.
Tamaño y rosca del tubing.
Con o sin disponibilidad para puerto de línea de control en válvula de
seguridad de subsuelo.
Clase de servicio.
Clase del material.
2.6.2.2. Funciones:
Proporciona una zona de sello para cuellos extendidos de colgadores o
sleeves, sub, conectores eléctricos, etc.
Pueden colgar tubería de producción si tienen tallada una rosca en su
cara inferior (se usaría junto a un obturador).
Proporcionan una conexión entre el Tubing Head y el Árbol.
2.6.3. ÁRBOLES DE NAVIDAD/ XMAS TREES
Es un montaje de equipo que incluye válvulas de surgencia, tees, crosses,
top conector conexiones y accesorios instalados en la boca del pozo,
ensamblados a través de accesorios mecánicos e hidráulicos tales como
tubing head adapters, bridas, y los colgadores de tubería, que permiten la
circulación controlada del pozo.
El árbol de Navidad es normalmente bridado al sistema de cabezal de pozo
después de correr la tubería de producción.
42
Figura 19. Árbol de navidad.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
2.6.3.1. Funciones:
Controlar el flujo de petróleo o gas durante la producción.
Controlar la inyección de CO2, agua u otros fluidos para recuperación
secundaria.
Conexión para intervención del pozo (tree cap).
2.7. DESCRIPCIÓN DE LAS HERRAMIENTAS Y SUS
APLICACIONES
2.7.1. RING GASKET (ANILLOS EMPAQUETADORES)
Un ring gasket es un anillo de acero que proporciona un sello METAL-
METAL, permitiendo que dos conexiones bridadas no presenten fugas.
Se encuentra regido por la Norma API 6 A, es decir que su geometría,
recubrimientos y materiales con el que se fabrica, lo establece dicha norma.
43
Permite empaquetar entre secciones, es decir evita la comunicación entre
las sartas del revestidor. Dependen del tamaño de la brida y presión.
Revisar el marcaje de la pieza, en el que se especifica el tamaño, número
del anillo, monograma API, licencia del fabricante.
Asegurarse que el anillo sea ensamblado perfectamente en la ranura de la
conexión bridada.
Evitar colocar algún elemento o sustancia entre la superficie del anillo y la
ranura de la conexión bridada. Asegurarse que el anillo empaquetador y la
ranura de la conexión bridada no se encuentren con ralladura o golpes, de lo
contrario al momento de realizar la prueba de presión, no existirá el sello
metal-metal necesario, y los equipos unidos presentaran perdida de presión
por el anillo y la conexión bridada.
Tabla 6. Ring Gaskets tipo R.
(Vargas, 2013)
44
2.7.2. ESPARRAGOS Y TUERCAS (STUD)
Se lo describe como un tramo de barra redonda con rosca exterior. Son
utilizados para unir dos conexiones bridadas, el espárrago debe ser un poco
más pequeño del orificio que tiene la conexión bridada donde entrara. Son
de rosca continua y siempre son utilizados con 2 tuercas del mismo tamaño
que el esparrago en su rosca.
La rosca de uno de sus extremos es colocada dentro de una rosca que tiene
el recipiente retenedor de presión y en su otro extremo es colocada su
tuerca.
Se clasifican por sus tamaños, grados y recubrimientos.
Tabla 7. Identificación de espárragos.
Asegurarse que la tuerca rosque sin ningún problema en el esparrago.
Cuidar que la rosca no tenga golpes.
Espárragos y tuercas a ser usados para cualquier parte del cabezal que no
sea expuesta directamente al fluido deben cumplir los requerimientos de la
Tabla 8.
Tabla 8. Clase de materiales.
(Petroamazonas EP)
TAMAÑO 3/4-10UNC-2A 1-8UNC-2A
GRADO L7 B7
RECUBRIMIENTO CADMINIZADOS TEFLONADOS
COLOR
45
Para dimensiones de espárragos y Ring Gasket según diámetros de bridas y
ratings.
2.7.3. LOCK SCREW
Son pernos de retención que sirven para impedir que los equipos internos de
un cabezal de pozo salgan expulsados en caso de una arremetida. También
sirven para sujetar y fijar los wear bushing o equipos internos de un cabezal
como colgadores, pack off o test plug si es el caso.
2.7.4. SEAL SLEEVE
Es un elemento mecánico en forma de cilindro de acero que sirve para sellar
la cámara del tubing hanger y tubing bonete, a través de este elemento
circula el fluido de producción.
2.7.5. BULLPLUG
Es un tapón roscado retenedor de presión su conexión se basa en una rosca
macho LP (line pipe).
2.7.6. NIPPLE
Es un cilindro de acero bonificado con terminación roscada para soportar
alta presión hasta 5000 psi.
2.7.7. TEST PLUG (TAPÓN DE PRUEBA).
Los tapones de prueba son típicamente corridos con la tubería de
perforación (drill pipe) con rosca IF superior e inferiormente. La configuración
es tal que asienta y sella en un tipo de taza y tamaño especifico de casing
head, casing spool o tubing spool.
46
Figura 20. 13- 5/8 C22.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
Los Tapones de prueba (test plug) son usados para correr y retirar el
protector de taza. En una orientación trabaja como tapón de prueba y en la
otra para correr o recuperar el protector de taza.
2.7.8. BOWL PROTECTOR FOR MULTIBOWL (PROTECTORES DE
TAZÓN)
Es un cilindro de acero diseñado para proteger el bore del casing head,
casing spool o tubing spool durante las operaciones de perforación.
Las formas y tamaños vienen dado de acuerdo al tamaño y tipo de taza del
cabezal donde será utilizado.
El protector de tazón (bowl protector) se instala en el pozo al momento de
hacer viajes con drill pipe y herramientas. Se debe quitar para hacer pruebas
de BOP, durante la bajada del revestidor y de la tubería de producción o
tubing.
Es una herramienta que permite el paso de otras herramientas de workover,
dichas herramientas son indispensables para una óptima instalación siendo
operadas por el personal encargado del taladro.
47
Figura 21. Bowl protector for MULTIBOWL.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
El protector de tazón (bowl protector) actúa como un escudo de las áreas de
sello y hombros de carga del impacto y desgaste causado por la rotación de
la tubería, viajes de herramientas a través del cabezal.
2.7.9. RUNNING TOOL FOR PACK-OFF 13 𝟓𝟖⁄ X 9 𝟓
𝟖⁄ PULGADAS
Es un cilindro de acero hueco que se lo utiliza para bajar herramientas a
través del pozo cuando se instala el cabezal, también nos ayuda para pescar
cualquier de perforación en alguna completación de pozo.
Figura 22. Running Tool para pack Off.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
48
2.7.10. RUNNING TOOL FOR MANDREL HANGER 13 𝟓𝟖⁄ X 9
𝟓𝟖⁄ PULGADAS BTC X SIN CONECTOR ELÉCTRICO
Es una herramienta de corrida que se conecta con el drill pipa y sirve a para
instalar el Mandrel Casing Hanger y asentar la sección A y posterior a la
cementación.
Sirve también como una herramienta que nos ayuda a la limpieza de las
roscas para no tener problemas minimizando las posibles erosiones de
sedimentos superficiales debajo del taladro.
Figura 23. Running Tool para mandrel hanger.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
2.7.11. SLIP CASING HANGER 13 𝟓 𝟖⁄ X 9 𝟓𝟖⁄ PULGADAS X C21
Es la herramienta que contiene unas mordazas con sistema slip lock para
sujetar el casing con la Sección A del cabezal.
Facilita la entrada del casing de revestimiento de superficie para el corte y
biselado manteniendo suspendida la tubería evitando que se golpee.
49
En el caso de los colgadores de cuñas la capacidad de carga depende del
diseño de las cuñas, la mínima capacidad de resistencia del cuerpo del tubo
y a la capacidad del hombro de carga del colgador y de la taza.
Figura 24. Slip casing hanger.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
Como las cuñas suspenden el tubo, la acción de carga radialmente sobre el
tubo de las cuñas, deforman éste hacia adentro. Si la carga es suficiente
para deformar el tubo más allá de su límite, el bore del casing se puede
reducir por debajo de su tolerancia, o el colgador podría fallar.
Se hace notar que además de la carga radial de las cuñas del colgador
contra las paredes del tubo también se aplican cargas por pruebas de
presión en esa área, dichas pruebas deben ser controladas para evitar
deformación del casing.
Es un colgador de emergencia cuando la operación falla y se corre el riesgo
de que la tubería de revestimiento de 20 pulgadas se corra.
Tenemos diferentes modelos, depende de la profundidad del tazón que lo
convierte en cierre automático mediante un diferencial de presión en el pozo.
50
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA
3.1. PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN DEL
CABEZAL MULTIBOWL SECCIONES A Y B DEL CABEZAL.
1. Coordinar la hora de inicio; así como también, la altura del árbol de
navidad que requiere la operadora. Además, se pedirá la respectiva
aprobación del supervisor de seguridad del taladro u operadora después
de exponerle los riesgos de operación.
2. Verificar que la sección a se encuentre completa con los bullplugs, ring
gasket y tapón de ½ pulgadas npt o grasero.
3. Verificar que los ring grooves del casing head housing se halla sin golpes
(en el caso de ser un cabezal MULTIBOWL se debe verificar el ring
groove del upper casing head housing) que comprometan el sello del ring
gasket y que los pernos retenedores se hallan desactivados.
4. Verificar que las mordazas del sistema slip lock no han sido aflojadas
caso contrario van a golpear e impedir la entrada del casing de
revestimiento. Corte y biselado del casing de revestimiento.
Figura 25. Preparación de bisel en casing de revestimiento.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
51
5. Asentar Casing Head Housing, Limpiar el bisel del casing y engrasarlo
por lo menos 1 pie desde el filo del bisel hacia abajo (de no hacerlo
puede causar un daño severo en los sellos empaquetadores); así
como también los sellos del sistema slip lock.
Figura 26. Asentamiento del casing head housing.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
6. Deslizar la sección A por el casing de revestimiento hasta que se haya
asentado totalmente en el hombro.
7. Prueba de Presión de Sellos se conecta la bomba manual hidráulica al
puerto de prueba de sellos y proceder a aprobar los mismos a 1 500
psi durante 3 minutos.
8. Verificar lo siguiente:
No existe caída de presión en el manómetro conectado a la línea de
presión. En el caso de presentarse caída de presión en el manómetro
puede ser por lo siguiente:
Fuga de presión por el conector de prueba de ½ pulgadas NPT.
Fuga de presión por el hombro donde se asentó el Casing Head Housing
con el casing.
52
Fuga de presión por la zona inferior donde se hallan las mordazas.
En los casos que existan caída de presión significa que los sellos fueron
dañados o cortados debido a que exista un biselado y corte de manera
incorrecta en el casing lo que ocasionaría tal caso en los sellos
empaquetadores. Proceder a la solución.
Levantar nuevamente el Casing Head housing y sacar ambos sellos de
sus alojamientos y reemplazarlos por un nuevo juego.
Engrasar los sellos.
Verificar el biselado del casing; mismo que no puede tener rebabas ni filos
cortantes que dañen nuevamente el nuevo juego de sellos. Además,
limpiar bien un área de 1 pie medidos desde el filo del bisel hacia abajo
del casing.
9. Activar mordazas los pernos sujetadores de las mordazas con una
hexagonal 5/16 pulgadas y ajustar los pernos.
El torque para los espárragos es de 500 Lb/pies, mismo que deberá ser
ajustado en cruz para que todo el alojamiento de las mordazas sea activado
en manera horizontal, en el caso de no tener un torquímetro para el ajuste
será suficiente un torque mediante llaves de golpe hasta que quede la
longitud indicada en entre bridas.
Figura 27. Activación de las mordazas.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
53
3.1.1. PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN DEL TEST PLUG
1. Asentar el BOP sobre la Sección A y B del cabezal MULTIBOWL y retirar
los pernos retenedores de la Sección B.
Figura 28. Asentamiento BOP’s sobre cabezal MULTIBOWL.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
La punta de los pernos retenedores debe quedar por detrás del diametro
interior del cabezal.
Si esta operación no se hace correctamente se dañaran los sellos del tapón
produciendo fuga en la prueba.Ensamblaje del tapón de prueba.
Figura 29. Ensamblaje tapón de prueba.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
54
Asegurarse de colocar en la orientación correcta el tapón de 13 pulgadas,
con el cuello extendido hacia abajo, para que no existan inconvenientes o
daños en la herramienta y/o en el cabezal.
2. Bajar el tapón o Test Plug de 13 pulgadas a través del BOP hasta que
este asiente sobre el hombro de la sección A del cabezal. Asegurarse de
introducir el tapón en orientación correcta.
Figura 30. Test Plug de 13 pulgadas.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
3. Bajar el tapón o Test Plug de 11 pulgadas a través del BOP hasta que
este asiente sobre el hombro del Pack-Off en la sección B del cabezal.
Asegurarse de introducir el tapón en orientación correcta.
Son llamados de tapones de prueba, Protectores de Taza o también se
les conoce como herramientas combinadas de pezca.
Nota: La mayoría de los sistemas MB incluyen diferentes tipos de tapón.
55
Figura 31. Test Plug de 13 pulgadas en posición de prueba.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
Figura 32. Test Plug de 11 pulgadas en posición para prueba de BOP.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
56
5. Conectar el tapón a la tubería de perforación con la rosca macho.
Figura 33. Conexión del tapón de prueba a la tubería de perforación.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
6. Asentar el tapón y asegurar los pernos retenedores.
Presurizar encima del tapón para probar el BOP’s. Para retirar el tapón de
prueba se deben desactivar los pernos retenedores caso contrario podría
dañar el tapón de prueba.
Es muy importante verificar si la presión no fuga por los alojamientos de los
pernos retenedores, en caso de ser así se deben ajustar las tuercas.
El tapón de cemento dejado durante la cementación del casing de
producción debe ser perforado. El lodo de perforación debe ser circulado
fuera y reemplazado con fluido de perforación, usualmente una solución de
salmuera. El casing se puede perforar. Una empacadura es usualmente
instalada. Hay muchas maneras de que el hoyo sea preparado para
producir.
Las barillas de extensión habilitan la instalación de varios tipos de tapones a
través del bore de un de un arbolito.
57
Figura 34. Asentamiento del tapón.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
7. Presurizar encima del tapón para probar el BOP’s. Para retirar el tapón de
prueba se deben desactivar los pernos retenedores caso contrario podría
dañar el tapón de prueba.
Es muy importante verificar si la presión no fuga por los alojamientos de
los pernos retenedores, en caso de ser así deben ajustar las tuercas.
Tapón de prueba, protector de prueba, y la herramienta combinada son
usualmente únicos para un proyecto indiviual de MB.
Crossover landing subs pueden ser requeridos para correr los colgadores
tipo mandrel. La mayoria de los colgadores que son bajados a traves de la
BOP utilizan rosca de levantamiento izquierda (Left Hand) tipo Acme de
manera que rotando hacia la derecha la sarta de levantamiento con poco
torque hacen que sea simple retirar estas herramientas.
Se requieren herramientas para correr los Casing packoff, si el mismo viene
separado del colgador.
Los agarres de tipo L-slot o J-slot son los más usados para correr estos
packoffs.
58
3.1.2. PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN DEL WEAR BUSHING
1. Ensamblar el wear bushing con los test plug.
Figura 35. Ensamblaje del Wear Bushing.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
2. Asentar el wear bushing en los tazones alojadores de los colgadores.
Figura 36. Asentamiento del Wear Bushing de 13-5/8 pulgadas.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
59
Figura 37. Asentamiento del Wear Bushing de 11 pulgadas.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
3. Girar el test plug en sentido anti horario hasta que haga tope y proceder a
levantar el drill pipe. El mismo no debe presentar ningún impedimento al
levantarse caso contrario el test plug no se debe haber desconectado aun
del wear bushing.
4. Extraer Wear Bushing conectar el test plug a la tubería de perforación en
el mismo sentido que se instaló el wear bushing. Bajar la tubería hasta
asentarla y proceder a girar en sentido horario hasta que la misma baje 2
pulgadas de manera brusca. Luego de esto volver a girar en sentido
horario hasta sentir que los topes tanto del wear bushing como del test
plug golpeen e indica que la herramienta ha sido enganchada.
5. Levantar la tubería y verificar que no existe impedimento en el medidor de
peso que tiene la tubería; caso contrario significa que los pernos
sujetadores siguen apretando el wear bushing y van a generar un daño
severo tanto en los pernos como en el wear bushing.
Nota: Verificar con el taladro que el medidor del peso de tubería este OK.
60
3.1.3. PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN DEL PACK-OFF
MULTIBOWL
1. Verificar que los lock screws tanto superior como inferior se hallen
desactivado totalmente caso contrario eso causaría un serio
inconveniente o daño permanente en el Pack-Off y Colgador de Casing.
2. Verificar la rosca Pin BTC (Buttress) se halle sin golpes y limpia en el
Mandrel Casing Hanger.
3. Verificar la herramienta de cementación que tenga los sellos en buen
estado y esté acoplada a un landing joint de casing.
4. Destorquear la sarta de Casing y dejar la cupla en el último casing a ser
cementado.
5. Proceder a torquear el Mandrel Casing Hanger mediante llave de cadena
ajustando en la zona de torqueo.
Figura 38. Colgador de casing.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
6. Acoplar el Running Tool para instalar el Mandrel Casing Hanger mediante
7.5 vueltas en sentido anti horario para que los sellos aisladores de la
cementación queden activos.
61
Figura 39. Asentamiento mandrel casing hanger.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
7. Hacer una prueba de hermeticidad mediante una recirculación a 1 000 psi,
para verificar si los sellos de la herramienta de cementación no tienen
inconvenientes. De ser positivo se empezará a bajar la sarta hasta
asentar el Mandrel Casing Hanger a la posición indicada.
Figura 40. Asentamiento de mandrel casing hanger de 13-3/8 pulgadas.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
8. Lavar Upper Casing Spool conectar la herramienta de lavado a un drill
pipe de rosca 4 12⁄ pulgadas IF bajar hasta llegar al Upper Casing Spool
(Sección B) y hacer circular agua a 1 000 psi, durante 10 minutos con las
válvula de la sección A abierta así como la de las salidas laterales del
Upper Casing Spool (Sección B).
Nota: Las válvulas de la Sección A deben estar totalmente abiertas.
62
Figura 41. Herramienta de lavado del cabezal.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
9. Asentar Pack-Off con la misma herramienta de lavado conectar el pack-off
(la rosca que se halla en el intermedio del pack-off es izquierda) y
proceder a untar grasa en todos los sellos tanto internos como externos
del pack-off y ajustar los lock screws inferiores del Upper Casing Spool
(Sección B).
Figura 42. Asentamiento del Pack- Off.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
Prueba de presión conectar la bomba manual hidráulica al puerto de prueba
de sellos y proceder a probar los mismos a 1 500 psi durante 3 minutos.
Verificar lo siguiente:
63
No existe caída de presión en el manómetro conectado a la línea de
presión.
En el caso de presentarse caída de presión en el manómetro puede ser
por lo siguiente:
Fuga de presión por el conector de prueba de ½ pulgadas NPT. (Torquear
¼ pulgadas de vuelta más, de no funcionar desconectar el test port y
verificar que la rosca hembra no se halla dañada en el equipo).
Liqueo por el ring gasket que une el Casing Head Housing (Sección A)
con el Upper Casing Spool (Sección B). Torquear un poco más la brida
sobretodo en la zona que presentó la fuga.
Fuga por los seguros de los lock screws (Ajustar con mayor fuerza las
tuercas o colocar un V-packing adicional y proceder a ajustar.
Fuga presión por los O-rings exteriores del pack off.
Figura 43. Prueba de presión.
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
64
3.2. PROGRAMA CORRIDA DE CASING DE 13
𝟑𝟖⁄ PULGADAS CONEXIÓN BTC-API
3.2.1. PROCEDIMIENTO OPERACIONAL
Una vez que se haya quebrado el BHA direccional en superficie:
1. Asistir al safety meeting con personal presente en taladro e identificar
funciones y responsabilidades operativas del personal resaltando
actividades de alto riesgo durante la corrida de casing.
2. Cerciorarse de que la torre de perforación este alineada con el Top Drive
antes de empezar el Pre Rig Up de equipo, si no existen problemas con
alineamiento proceder a Pre Rig Up y Rig Up de equipo de corrida de
tubulares.
3. Rig Up Equipo ODS (Overdrive Systerm): Armar Overdrive de
Weatherford con el Top Drive, Sistema Hidráulico, Spider, Sistema de
Control y Unidad de Potencia. (Se debe disponer de consola de mando de
Back Up).
4. Al finalizar el Rig Up del equipo de ODS, realizar un test de movimiento
para constatar el funcionamiento de la herramienta: arriba, abajo,
rotación, combinada.
5. Levantar y armar equipo flotador y asegurar con Thread Lock:
Zapato convencional HALLIBURTON (válvula de 4 14⁄ pulgadas) + junta de
casing de 13 38⁄ pulgadas 68 Lb/ pies k-55 + float collar convencional +
junta de casing de 13 38 ⁄ pulgadas 68 Lb/ pies k-55.
Probar equipo de flotación con nivel de fluido: llenar junta y levantar,
cerciorarse de que el fluido drena a través del float shoe y float collar.
El diseño del casing es el siguiente:
65
Tabla 9. Diseño del casing.
6. Usar 9 Centralizadores en las juntas 1, 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14 y en la
penúltima junta de casing (Semirigidos de Halliburton).
7. Continuar bajando casing siguiendo la siguiente estrategia para sección
de 16 pulgadas hueco abierto, si se aplica circulación no exceder 600
GPM:
Levantar y bajar al pozo llenando cada junta, las primeras 10 juntas de
casing, se bajaran y aseguraran con collarín.
Continuar bajando casing de 13 38⁄ pulgadas llenando cada junta.
Bajar rompiendo circulación cada 500 pies (la junta que complete los 500
pies se baja con 8 bpm, más despacio y observando retornos en zarandas
y presión).
En caso de tener puntos apretados o empaquetamientos los cuales
producirán apoyo del casing, se recurrirá a trabajar la sarta de la siguiente
manera:
Identificar punto de apretado con ayuda de indicador de peso.
Levantar sarta cuidadosamente.
Iniciar circulación/caudal con bomba.
Reciprocar sarta con circulación/caudal.
Sarta libre continuar bajando.
Por precaución bajar las 5 últimas juntas con circulación.
66
Si se aplica circulación no exceder 600 gpm – 3 000 psi.
8. Tocar fondo, circular hasta zarandas limpias y revisar parámetros.
Realizar circulación y cementación con casing en fondo.
9. Prepara equipo y fluido para trabajo de cementación (de acuerdo a
programa de Cementación revisado y aprobado por la empresa
Operadora).
3.2.2. SECUENCIA OPERACIONAL PARA CORRIDA DEL CASING DE 9
𝟓𝟖⁄ PULGADAS
Armar herramientas para corrida de casing de 9 5 8 ⁄ pulgadas (Over Drive
System de Weatherford).
1. Asistir a safety meeting con personal presente en taladro e identificar
funciones y responsabilidades operativas del personal resaltando
actividades de alto riesgo durante la corrida de casing.
2. Cerciorarse de que la torre de perforación este alineada con Top Drive
antes de empezar el Pre Rig Up de equipo, si no existen problemas con
alineamiento proceder a Pre Rig Up y Rig Up de equipo de corrida de
tubulares.
3. Rig Up Equipo ODS (Overdrive Systerm): Armar Overdrive de
Weatherford con el Top Drive, Sistema Hidráulico, Spider, Sistema de
Control y Unidad de Potencia.
4. Al finalizar el Rig Up del equipo de ODS, realizar un test de movimiento
para constatar el funcionamiento de la herramienta: arriba, abajo,
rotación, combinada.
5. Levantar casing 9 58⁄ pulgadas, 47 lb/ pies N-80 BTC y armar Shoe Track
como sigue:
67
Nota: Verificar que se disponga de consola Back Up para el sistema ODS.
Zapato 9 58⁄ pulgadas + 01 Jta casing 9 5
8⁄ pulgadas 53.5 lb/pies N-80 Btc +
Collar Flotador 9 5/8 pulgadas + 01 Jta casing 9 5/8 pulgadas 53.5 lb/pies N-
80 BTC hasta +/-80 pies. Realizar prueba de circulación y verificar el
funcionamiento del equipo de flotación.
5. Bajar casing de 9 58⁄ pulgadas 53.5 lb/pies BTC 28 juntas hasta
aproximadamente 1 062 pies, continuar bajando casing de 47 lb/pies R-95
BTC 70 juntas hasta aproximadamente 3 594 pies, continuar bajando
casing de 9 58⁄ pulgadas 47 lb/pies N-80 BTC 133 juntas hasta
aproximadamente 8 645 pies. (Total 231 juntas).
Notas:
Verificar el área de flujo de la zapata.
Usar 8 centralizadores Centek en las juntas 1, 2, 4, 6, 8, 10, 12,14.
Bajar llenando tubo a tubo y rompiendo circulación cada 1500 pies en
hueco entubado y cada 500 pies en hueco abierto.
En la zapata de 13 38 ⁄ pulgadas, Circular un fondo arriba, con regímenes de
flujo a 4 bpm, 6 bpm y 8 bpm. Tomar parámetros de peso del casing
subiendo y bajando con y sin circulación.
7. Monitorear presiones al romper geles y de observarse aumento de
presión, de ser necesario, bajo autorización circular un fondo arriba.
8. Bajar con bomba los cinco últimos tubos con 300 GPM.
Nota: Circular antes de ingresar a conglomerado inferior y registrar
parámetros.
9. Armar landing Joint con Casing Hanger y Running Tool, técnicos de
válvulas pacifico deben estar en sitio.
68
10. Bajar con circulación y Asentar Casing Hanger 9 58⁄ pulgadas en Sección
“A” de cabezal, reportar peso del casing. Nota: Verificar el Casing Hanger
que no tenga rebabas.
11. Circular a 8 683 pies (Punto de casing), a diferentes regímenes de flujo:
300, 350, 420 GPM.
12. Realizar reunión de seguridad previa a la cementación, mientras se
circula.
Consideraciones.
Aplicar torque a la base del triángulo (Conexión BTC).
Usar suelda fría en el shoe track
Usar collarín hasta que el casing tome peso (+/- 10 Juntas).
NO usar anillos de torque en el casing.
Con el casing en fondo circular y verificar que la presión se estabilice
antes de iniciar la cementación.
3.3. ESPECIFICACIÓN TÉCNICA MULTIBOWL PARA
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 13 𝟓𝟖⁄ PULGADAS X 9
𝟓𝟖⁄ PULGADAS X 3 𝟏
𝟐⁄ PULGADAS 3 000/ 5 000 PSI.
Cabezal de pozo nuevo sin usar, fabricado estrictamente de acuerdo a las
normas API para 5000 psi de presión de trabajo de completación sencilla
para tubería de 3 ½” EUE y de Bomba Electro Sumergible (BES) +
penetrador de tubing capilar 3x 3/8”NPT con las siguientes partes y
componentes:
Cabezal inferior (Revestimiento de superficie) 13- 5/8”, Sección A 3000
psi.
69
Casing Spool (superior) para revestimiento de producción 9-5/8”, Sección
B 5000 psi.
Tubing Spool para completación sencilla con tubería de 3 ½” EUE.
Todos los componentes necesarios para colgar las tuberías de
revestimiento, colgadores de tubería de revestimiento Standard y de
emergencia.
Todas las herramientas y servicios asociados a la instalación de los
cabezales y su prueba API.
Tabla 10. Especificación técnica MULTIBOWL.
WELLHEAD MULTIBOWL FOR BES PRODUCTION
20 x 13-3/8 x 9-5/8 x 3-1/2 pulgadas OD 5M, PSL1, PR1, DD, PU. API 6A MONOGRAMMED.
ESPECIFICACIONES DE PARTES
ITEM DESCRIPCION CANT BORE MONOG. MAT. PSL PR TEMP.
70
NOMINAL
(pulgadas)
ROSCADA
(pulgadas)
RANGO
1
CASING HEAD
HOUSING, 13-3/8
pulgadas SLIP LOCK
BOTTOM SYSTEM
WITH (2) HNBR
SEALS LOW
CASING
PREPARATION X
13-5/8 pulgadas 3M
FLANGE TOP & C22
PREPARATION,
WITH (2) LOCK
SCREWS AND (2) 2
pulgadas LP
THREADED
OUTLETS. SLIP
SEGMENTS MUST
BE USA MADE.
1 13 3/8 N/A API 6A DD PSL1 PR1 PU
2
NIPPLE CARBOL,
STEEL SEAMLESS
SCHD 160 WITH 2
pulgadas LP
THREAD.
1 2 2 LP N/A DD PSL1 PR1 PU
3
GATE VALVE, 2-1/16
pulgadas 5M 2
pulgadas LP
THREADED END,
FULL PORT, SLAB
GATE, METAL TO
METAL SEAL.
FORGED BODY.
1 2-1/16 2 LP API 6A EE PSL2 PR1 PU
4
BLIND BULL PLUG,
WITH 2 pulgadas LP
THREAD
2 2 2 LP API 6A DD PSL1 PR1 PU
5
MANDREL CASING
HANGER,
EXTERNAL SEAT
PREPARATION FOR
13-5/8 pulgadas
BOWL WITH 9-5/8
pulgadas BC PIN
THREAD BOTTOM &
2TPI ACME PIN
THREAD TOP.
1 9-5/8
9-5/8 BC
PIN
2TPI ACME
API 5CT
API 6A DD PSL1 PR1 PU
6
TUBING HEAD
SPOOL, 13-5/8
pulgadas 3M
STUDDED BOTTOM
X 13-5/8 pulgadas
5M FLANGE TOP &
MULTIBOWL
PREPARATION
WITH (10) LOCK
SCREWS
PREPARATION AND
(2) 2-1/16 pulgadas
5M STUDDED
OUTLETS. INCLUDE
GUIDE AND
RETAINER
1 13-5/8 N/A API 6A DD PSL1 PR1 PU
71
SCREWS.
7
GATE VALVE 2-1/16
pulgadas 5M
FLANGED END,
FULL PORT, SLAB
GATE, METAL TO
METAL SEAL.
FORGED BODY.
1 2-1/16 N/A API 6A EE PSL2 PR1 PU
8
THREADED
CONNECTOR 2-1/16
pulgadas 5M
FLANGED WITH 2
pulgadas LP BOX
THREAD.
2 2-1/16 2 LP API 6A DD PSL1 PR1 PU
9
BLIND BULL PLUG,
WITH 2 pulgadas LP
THREAD
2 2 2 LP API 6A DD PSL1 PR1 PU
10
PACK OFF, WITH
EXTERNAL
PREPARATION FOR
13-5/8 pulgadas
MULTIBOWL BOWL
& INTERNAL
PREPARATION FOR
11 pulgadas C29
BOWL. ALL SEALS
MUST BE IN HNBR
1 9-5/8 N/A API 6A DD PSL1 PR1 PU
11
MANDREL TUBING
HANGER,
EXTERNAL SEAL
PREPARATION FOR
11 pulgadas & (2) FS
HNBR SEAL WITH 3-
1/2 pulgadas EU
BOX THREAD TOP
& BOTTOM, 3
pulgadas BPV TYPE
H PREPARATION,
MULTIPACK & BES
CONNECTOR
PREPARATION.
1 3-1/2
3-1/2 EU
3 BPV
TYPE H
API 5CT
API 6A DD PSL1 PR1 PU
12
SEAL SLEEVE, FOR
3-1/2 pulgadas ID.
ALL SEALS MUST
BE IN HNBR.
1 3-1/2 N/A API 6A DD PSL1 PR1 PU
13
MULTIPACK, (3) 3/8
pulgadas NPT BOX
THREAD FOR
CONTROL LINE.
ALL SEALS MUST
BE IN HNBR.
1 3/8 3/8 NPT
BOX N/A EE PSL1 PR1 PU
14
TUBING HEAD
ADAPTER, 13-5/8
pulgadas 5M
ROTATING FLANGE
BOTTOM X 3-1/8
pulgadas 5M
ROTATING TOP
FLANGE WITH
MULTIPACK & BES
CONNECTOR
PREPARATION
1 3-1/2 N/A API 6A DD PSL1 PR1 PU
72
15
GATE VALVE, 3-1/8
pulgadas 5M
FLANGED END,
FULL PORT, SLAB
GATE, METAL TO
METAL SEAL.
FORGED BODY.
3 3-1/2 N/A API 6A EE PSL2 PR1 PU
16
CROSS, 3-1/8
pulgadas 5M
STUDDED TOP,
BOTTOM &
OUTLETS.
1 3-1/2 N/A API 6A DD PSL1 PR1 PU
17
BLIND FLANGE, 3-
1/8 pulgadas 5M
FLANGE END
1 N/A N/A API 6A DD PSL1 PR1 PU
18
WELDING NECK, 3-
1/8 pulgadas 5M
FLANGE END X 3
pulgadas NPS SCHD
160. MATERIAL
ASTM A105.
1 3-1/2 N/A API 6A AA PSL1 PR1 PU
19
TREE CAP, 3-1/8
pulgadas 5M
FLANGE END WITH
3-1/2 pulgadas EU
BOX LIFTING
THREAD, HAMMER
NUT & CONE SEAL
SYSTEM.
1 3-1/2 3-1/2 EU API 6A DD PSL1 PR1 PU
20 NEEDLE VALVE SS,
0-6000 PSI. 1 N/A 1/2 NPT N/A N/A PSL1 PR1 PU
21
PRESSURE GAUGE
MANOMETER SS, 3-
1/2 pulgadas DIAL, 0-
5000 PSI.
1 N/A 1/2 NPT N/A N/A PSL1 PR1 PU
(VALVULAS DEL PACIFICO S.A.)
3.4. PROCEDIMIENTO DE INSTALACIÓN DE CABEZAL
MULTIBOWL PARA COMPLETACIÓN INTELIGENTE.
1. Instalación Conector de Mordazas Slip-Lock 13 38⁄ pulgadas.
a. Inspeccionar el conector verificando que todas las piezas se encuentren
limpias, libres de rebabas y sin daños.
b. Cortar y aboquillar el casing en forma perpendicular al eje.
c. Engrasar el diámetro exterior del casing.
d. Verificar las Mordazas del casing.
73
e. Orientar el cabezal con las salidas laterales en la posición deseada y
bajarlo hasta que haga tope sobre el casing. Retirar los 4 tornillos de la
porta mordaza. Esto permitirá que las mordazas caigan sobre el casing.
f. Ajustar las tuercas en forma alternada hasta alcanzar el torque indicado.
g. Traccionar la cabeza con el aparejo del equipo para verificar que las
mordazas hayan mordido efectivamente al casing.
h. Retirar el tapón de ½ pulgadas e instalar una bomba de alta presión.
i. Presurizar hasta alcanzar la presión indicada por el supervisor de
perforación. No superar el 80% de la presión de colapso del casing.
Mantener la presión durante 10 minutos.
j. Reinstalar el tapón de ½ pulgadas.
k. Chequear que el torque de las tuercas se mantenga según lo especificado
en la tabla de torque.
2. Prueba de BOP 13 58⁄ pulgadas.
a. Asegurarse de que todos los pernos de retención y de alineamiento del
cabezal estén retirados hasta que liberen totalmente el pasaje.
b. Verificar que los sellos del Tapón de Prueba Combinado estén sin daños.
Ante Cualquier daño reemplazarlos.
c. Conectar el tapón a la tubería de perforación en la rosca marcada con
“TOP”. La cañería de perforación puede ser suspendida debajo del tapón
sin necesidad de tener que sacar toda la sarta para probar.
d. Bajar el tapón a través del BOP hasta que se asiente sobre el hombro del
cabezal.
e. Presurizar encima del tapón para probar el BOP. Máximo 3 000 psi.
f. Aliviar presión y retirar el tapón de prueba.
74
3. Instalación del Colgador de casing 9 58⁄ pulgadas Mandrel.
a. Bajar el Casing de 9 58⁄ pulgadas hasta la profundidad deseada.
b. Asegurarse que el Colgador de casing tenga las roscas OK.
c. Mantener el cuello de sello limpio y sin daños.
d. Asegurarse que la herramienta de Instalación tenga las roscas en buenas
condiciones y los sellos limpios y sin daños. Engrasar moderadamente la
rosca y los sellos.
e. Enroscar el Colgador en el último tramo de casing. Al torquear no dañar el
cuello superior del colgador.
f. Enroscar un tramo de maniobra 9 58⁄ pulgadas, en la rosca superior de la
herramienta de instalación.
g. Enroscar la herramienta de Instalación sobre la rosca izquierda del
colgador de casing hasta hacer tope. No aplicar torque.
h. Retirar tapón de 18⁄ pulgadas de la herramienta de instalación y probar los
sellos. Máximo 5 000 psi. Colocar tapón de 18⁄ pulgadas.
i. Asegurarse que todos los pernos de retención y de alineamiento del
cabezal estén retirados hasta que liberen totalmente el pasaje.
j. Bajar lentamente el colgador de casing hasta que asiente en el cabezal.
k. Soltar todo el peso de la cañería.
l. Cementar el casing según se requiera.
m. Retirar la herramienta de instalación girando 7.5 vueltas a la derecha.
Para facilitar esta operación se recomienda centrar lo mejor posible el
tramo de maniobra.
4. Lavado.
75
a. Drenar fluidos por la salida lateral inferior y mantener las válvulas
abiertas.
b. Enroscar un tramo de maniobra 4 12 ⁄ pulgadas a la herramienta de lavado.
Nota: Verificar Los pernos de retención y de alineamiento del cabezal.
c. Bajar la Herramienta de lavado hasta que se asiente sobre el colgador de
casing y luego levantarla de 1 312 pies.
d. Lavar durante 5 minutos. Circular agua, presión máxima 50 psi.
e. Bajar la herramienta de Lavado hasta que se asiente sobre el colgador de
casing.
f. Retirar la herramienta de lavado.
5. Instalación Empaquetador 9 58 ⁄ pulgadas.
a. Verificar que los sellos del empaquetador estén sin daños. Ante cualquier
daño reemplazarlos.
b. Asegurarse que todos los pernos de retención y de alineamiento del
cabezal estén retirados hasta que liberen el pasaje.
c. Lubricar la rosca y enroscar un tramo de maniobra 4 12 ⁄ pulgadas a la
herramienta de instalación.
d. Lubricar la rosca del empaquetador y enroscar la herramienta de
instalación, 4 vueltas aproximadamente, en la rosca izquierda del
empaquetador.
e. Bajar el empaquetador a través del BOP hasta que se asiente sobre el
colgador de casing con su ranura guía orientada con el perno de
alineamiento del empaquetador o levemente desfasada a la derecha,
debido a que luego solamente ser girado a la izquierda.
76
f. Una vez que esté asentado el empaquetador sobre el colgador de casing
se debe proceder a alinearlo. Ajustar el perno de alineamiento del
empaquetador hasta donde sea posible.
g. Ajustar alternadamente los 6 pernos de retención del empaquetador.
Hacer la prueba de sellos superiores e inferiores del empaquetador a
través de los agujeros de prueba del casing Spool. Máximo 3 000 psi.
h. Rotar la herramienta de instalación 4 vueltas a la derecha para liberarla
del empaquetador.
6. Instalación del Colgador de tubing y Brida Adaptadora
a. Verificar que todos los sellos del colgador estén sin daños. Ante cualquier
daño reemplazarlos
b. Revisar que todos los pernos de retención y el de alineamiento del
colgador de tubing estén retirados hasta que liberen totalmente el pasaje.
c. Engrasar las roscas del colgador y enroscarlo al tubing. La herramienta
para enroscar debe colocarse en la zona inferior del colgador.
d. Instalar en el colgador el cable de potencias y conector eléctrico de la
bomba electrosumergible de acuerdo a las instrucciones dadas por el
fabricante.
e. Pasar la línea de control a través del colgador de tubing. Instalar los
conectores pasantes superior e inferior en el colgador y ajustarlos.
f. Verificar que el colgador y el alojamiento en el empaquetador estén
limpios. Engrasar el colgador y los sellos.
g. Bajar el colgador a través del BOP lo más centrado posible hasta que
asiente sobre el hombro del empaquetador.
h. Enroscar el perno de alineamiento del colgador de tubing hasta que la
arandela haga tope en el carretel.
77
i. Bajar lentamente el colgador lo más centrado posible hasta que le
indicador de peso del equipo registre disminución de peso.
j. Retirar el tapón para test en la brida adaptadora y conectar una bomba
manual. Aplicar presión hidráulica para probar la hermeticidad de los
sellos del colgador y el anillo de junta. Máximo 3 000 psi.
Nota: Asegurarse que los sellos estén en condiciones de trabajo.
3.5. LISTA DE VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS DE
CALIDAD
Tabla 11. Verificación de parámetros de calidad.
CONTROL DE REQUERIMIENTOS QA/QC
DESCRIPCIÓN DE ELEMENTO
Serial Number: VP-MHI023-M-A-0030 Fecha de Apertura: 2015-05-26
Descripción de
Elemento:
Mandrel Hanger 11 pulgadas x 3.5 pulgadas EUE x 3 pulgadas BPV x
3.5 pulgadas EUE x Connector BIW/Taurus/Quick x Multipack 2 ¼
pulgadas
Material: API 75K Presión: 5000 PSI
OIT #: 2015-58
Trazabilidad:
Normativa a Cumplir Característica Valor
API 6A
CLAUSE 4
Product Requirment (PR) PR1
Product Specification Level (PSL) PSL1
Temperature Range U
Material Class AA
MATERIA PRIMA
PRODUCTO EN PROCESO
78
Clá
us
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No
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Cu
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Tip
o d
e P
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Pro
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Fin
alizació
n
Tie
mp
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Resp
on
sab
le
Fir
ma
API 6A Ed.
XX 7.4.2.1.4
Asegur
amiento
de
Calidad
Control Dimensional
(CC-P9)
Medición de Roscas
(CC-P15)
PRODUCTO TERMINADO
Clá
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Cu
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Tip
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Fin
alizació
n
Tie
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Resp
on
sab
le
Fir
ma
API 6A Ed.
XX 7.4.2.1.3 Hardness
Ensayo de Dureza
(CC-P3)
API 6A Ed.
XX 7.4.2.1.4
Dimensional
Inspection
Control
Dimensional
(CC-P9)
Medición de
Roscas
Clá
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No
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Cu
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Tip
o d
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Pro
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Req
ue
rim
ien
to
En
sayo
Do
cu
men
to d
e
Refe
ren
cia
API 6A Ed.
XX 7.4.2.1.1 Tensile
Ensayo de Tracción
(CC-P2)
SI NO
API 6A Ed.
XX 7.4.2.2.6 Chemical Analysis
Análisis Químico
(CC-P27)
SI NO
Pintura
Inspección Visual SI NO
Según Requerimiento
del Cliente SI NO
79
(CC-P15)
API 6A Ed.
XX 7.4.2.2.7 Visual
Inspección Visual
(CC-P6)
API 6A Ed.
XX 7.4.9
Prueba de
Ensamblaje/
Hidrostática
Prueba de
Ensamblaje
(CC-P10)
Prueba
Hidrostática
(CC-P11)
Prueba de Sellos
(CC-P17)
Prueba de Drift
(CC-P22)
API 6A Ed.
XX 7.4.2.2.5 Trazabilidad
Marcación de
Trazabilidad
(CC-P7)
Clá
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No
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Cu
mp
lir
Tip
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Fin
alizació
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l
Resp
on
sab
le
Fir
ma
API 6A Ed. XX
7.4.2.3.14 Serialización
Marcación / Remoción
de Monograma API
(CC-P20)
Marcación de Producto
(CC-D5)
LIBERACIÓN
Nota: Se libera el equipo si no existe ninguna objeción, y se llena el registro
de Liberación.
80
Pro
ced
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Ins
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Fin
alizació
n
Tie
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Resp
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Fir
ma
Verificación Producto en
Proceso (CC-P8)
Registro de Liberación
(CC-R4)
Observaciones
Revisa Aprueba
Firma
Firma
Nombre: Nombre:
Cargo: Cargo:
REVISION
REVISION No FECHA
DESCRIPCION Y/ O CAUSA DE LA REVISION:
REALIZADO POR: APROBADO POR:
3.5.1. REGISTRO DE PRUEBAS HIDROSTÁTICAS
Tabla 12. Registro de pruebas hidrostáticas.
PRUEBA HIDROSTATICA
81
Hora/ Fecha
Inicio
Hora/ Fecha
Finalización
Tiempo Total Responsable Firma
Normativa a
Cumplir Lugar Cliente
Procedimiento o
Instructivo
API 6 A
S/N: Varios (ver reverso hoja)
TAG DEL EQUIPO
Descripción del Equipo:
Código del Procedimiento Aplicado:
CC - P11
Datos del Manómetro de Prueba
Código Fecha de Calibración Fecha de vencimiento
P-004 2015-05-11 2015-11-11
- - -
Datos de la Prueba
Fluido
de
Prueba
Agua+ Aceite soluble Temp. Ambiente 22 ºC
Ciclo
Presión de
Trabajo 1
Presión de
Prueba 1
Tiempo de
Prueba 1
Presión de
Trabajo 2
Presión de
Prueba 2
Tiempo de
Prueba 2
1 3 000 psi 6 000 psi 4 min 5 000 psi 7 500 psi 4 min
2 3 000 psi 6 000 psi 4 min 5 000 psi 7 500 psi 4 min
Resultado:
ACEPTABLE
Esquema:
82
Observaciones:
Presión 1: Sección A – Upper
Presión 2: Upper - Bonete
Ver esquema al reverso de la hoja
Inspector PAM Nombre: Fecha:
Departamento de Control de Calidad Nombre: Fecha:
DESCRIPCIÓN NÚMERO DE SERIE
Casing Head Housing 13.375 Slip Lock x B 13.625 3 000PSI x
C22 x Outlets 2 LP VP-CHH003-IS-A-0018
Upper Casing Spool B 13.625 3000PSI x B 13.625 5 000PSI VP-MS002-A 00028
Tubing Head Adapter B 13.625 5 000PSI x B 3.125 5 000PSI x
RMS-016/12/745 VP-THA031-A 0002
Swiveling Flange for Tubing Head Adapter B 13.625 5 000PSI x B
3.125 5 000PSI x RMS-016/12/745 VP-THA031-B 0002
Theaded Flange for Tubing Head Adapter B 13.625 5 000PSI x B
3.125 5 000PSI x RMS-016/12/745 VP-THA031-C 0002
83
Revisa
Aprueba
Firma
Firma
Nombre: Nombre:
Cargo: Cargo:
REGISTRO PRUEBA HIDROSTÁTICA
PRUEBA HIDROSTATICA
84
Hora/ Fecha
Inicio
Hora/ Fecha
Finalización
Tiempo Total Responsable Firma
Normativa a
Cumplir Lugar Cliente
Procedimiento
o Instructivo
API 6 A
S/N: Varios (ver reverso hoja)
TAG DEL EQUIPO
Descripción del Equipo:
ÁRBOL DE NAVIDAD
Código del Procedimiento Aplicado:
CC - P11
Datos del Manómetro de Prueba
Código Fecha de Calibración Fecha de vencimiento
P-004 2015-05-11 2015-11-11
- - -
Datos de la Prueba
Fluido de
Prueba Agua Temp. Ambiente 17 ºC
Ciclo Presión de
Trabajo 1
Presión de
Prueba 1
Tiempo de
Prueba 1
Presión de
Trabajo 2
Presión de
Prueba 2
Tiempo de
Prueba 2
1 5 000 psi 7 500 psi 4 min - - -
2 5 000 psi 7 500 psi 4 min - - -
Resultado:
ACEPTABLE
Esquema:
85
Observaciones:
Presión 1: Cuerpos
Ver esquema al reverso de la hoja
Inspector de la Operadora QA/QC Nombre: Fecha:
Departamento de Control de Calidad Nombre: Fecha:
DESCRIPCIÓN NÚMERO DE SERIE
Tree Cap 3 ½ pulgadas UE Box Top 3 1/8 pulgadas 5 000psi Bottom P031901-005
Studded Cross 3 1/8 pulgadas 5 000psi Top & 2 1/16 pulgadas 5
000psi Outlets Bottom 46469-11
Gate Valve 3 1/8 pulgadas 5 000psi 204233
Gate Valve 3 1/8 pulgadas 5 000psi 204238
Gate Valve 3 1/8 pulgadas 5 000psi 204240
Blind Flange 3 1/8 pulgadas 5 000psi 120008
86
Welding Neck 3,125 5 000PSI x 3 pulgadas NPS SCHD160 LCX
Revisa Aprueba
Firma
Firma
Nombre: Nombre:
Cargo:
Cargo:
3.5.2. REGISTROS DE PARTES DEL CABEZAL MULTIBOWL
Tabla 13. Registro de partes del cabezal MULTIBOWL.
REPORTE DE VERIFICACION DE
PARTES DEL CABEZAL MULTIBOWL
CODIGO
VP-RV-01
OPERADORA Nro. PERMISO
DE TRABAJO
HORA DE
SALIDA
COMPANY MAN TAG DEL
EQUIPO
PERSONAL
DE VDP
COORDENADAS DEL POZO TRASLADO POZO
FECHA DE SALIDA DEL EQUIPO BODEGA CAMPO
87
GRAFICO DESCRIPCIÓN DEL CABEZAL MULTIBOWL CANTIDAD
CUMPLIMIENTO
SECCIÓN “A” BRIDA SUPERIOR 13 5/8’’ 3000 PSI, CONEXIÓN
INFERIOR 13 3/8’’ SLIP LOCK,
MATERIAL CLASE “AA” PSL-1,PR-1 TEMPERATURA U
INCLUYE ALOJAMIENTO PARA MORDAZAS 13 3/8’’, 4 MORDAZAS
CEMENTADAS 13 3/8’’ Y 2 SELLOS EMPAQUETADORES DE
NITRILO PARA CASING 13 3/8’’
1
TAZÓN C22, SALIDAS LATERALES 2’’ LP HEMBRA
COLGADOR DE CASING 13 5/8 x 9 5/8 PARA TAZÓN C22, ROSCA
INFERIOR 9 5/8’ BUTRESS PIN, ROSCA SUPERIOR ACME PARA
MANIOBRA CON HERRAMIENTA DE INSTALACIÓN
1
BULLPLUG 2’’ LP 2
ANILLO EMPAQUETADOR DE ACERO AL CARBONO; SECCIÓN
OVAL ; DESIGNACION API 6A RX-57. 1
VÁLVULA DE BOLA 2’’ LP 3000 PSI, MATERIAL: ACERO AL
CARBONO 1
NIPLE 2’’ LP L=6’’ 1
VÁLVULA DE AGUJA1/2 NPT MACHO x 1/2 NPT HEMBRA, 10000 PSI,
ACERO INOXIDABLE 1
MANÓMETRO 0-3000 PSI, CARÁTULA 4’’, GLICERINA, CARCASA DE
ACERO INOXIDABLE, CONEXIÓN 1/2 NPT MACHO 1
SECCION A
88
CUMPLIMIENTO
SECCIÓN “B” (CASING SPOOL) BRIDA SUPERIOR 13 5/8’’ 5000
PSI,CARA INFERIOR 13 5/8’’ 3000 PSI ESPARRAGADA, SALIDAS
LATERALES ESPARRAGADAS 2 1/16’’ 5000 PSI, MATERIAL CLASE
“AA” PSL-1,PR-1 TEMPERATURA U 1
PERNOS RETENEDORES 1 /2’’ NC X 1 ¼’’ NC PARA SECCIÓN “B” 19
ANILLO EMPAQUETADOR DE ACERO AL CARBONO;
DESIGNACION API 6A BX160. 1
VÁLVULA DE COMPUERTA, FABRICADA SEGÚN NORMA API 6A.
PASO TOTAL; EXTREMOS BRIDADOS, OPERADA A VOLANTE;
DIÁMETRO DE PASAJE 2-1/16” 5000 PSI. MATERIAL CLASE “DD”
PSL-1,PR-1 TEMPERATURA U 2
BRIDA COMPAÑERA 2 1/16’’ 5000 PSI X 2’’ LP HEMBRA
MATERIAL CLASE AA PSL1, PR1 TEMPERATURA U
2
ANILLO EMPAQUETADOR DE ACERO AL CARBONO; SECCIÓN
OVAL; DESIGNACION API 6A R-24 4
ESPÁRRAGOS DE ACERO SEGÚN NORMA ASTM.A. 193. B7.
ROSCA UNC.CON TRATAMIENTO SUPERFICIAL ANTI CORROSIÓN
DE DIÁMETRO 7/8" X 6 1/2", CADA UNO CON 2 TUERCAS
ASTM.A.194.2H 7/8’’ ROSCA UNC.CON TRATAMIENTO
SUPERFICIAL ANTI CORROSIÓN PARA BRIDA DE 2 1/16” 5000
PSI 16
CAMISA EMPAQUETADORA (PACK OFF) 13 5/8’’ X 9 5/8’’ CON
TAZÓN FALSO PARA COLGADOR DE TUBERÍA Y
EMPAQUETADOR SECUNDARIO DE CASING 9 5/8’’ MATERIAL
CLASE “AA” PSL-1,PR-1 TEMPERATURA U 1
COLGADOR DE TUBING, PARA BRIDA DE 11” Y TUBING DE 3-1/2”
CON PREPARACIÓN PARA ALOJAR 1 CONECTOR ELÉCTRICO
MARCA Y MODELO A DEFINIR POR PARTE DEL CLIENTE, CON
ROSCA SUPERIOR E INFERIOR DE 3-1/2” EU Y PREPARACIÓN
PARA BPV DE 3” MODELO H. MATERIAL CLASE “AA” PSL-1,PR-1
TEMPERATURA U. INCLUYE SEAL SLEEVE 3 ½’’ Y SEAL SUB(EN
FUNCIÓN DEL CONECTOR ELÉCTRICO). LÍNEAS DE INYECCIÓN
O CAPILARES A DEFINIRSE POR CLIENTE. 1
ESPÁRRAGOS DE ACERO SEGÚN NORMA ASTM.A. 193. B7.
ROSCA UNC.CON TRATAMIENTO SUPERFICIAL ANTI CORROSIÓN
DE DIÁMETRO 1-5/8" X 12-1/2", CADA UNO CON 2 TUERCAS
ASTM.A.194.2H 1 5/8’’ PARA BRIDA DE 13 5/8” 5000 PSI 16
VÁLVULA DE AGUJA ½’’ NPT MACHO x ½’’ NPT HEMBRA, 10000 PSI,
ACERO INOXIDABLE 1
MANÓMETRO 0-5000 PSI, CARÁTULA 4’’, GLICERINA, CARCASA DE
ACERO INOXIDABLE, CONEXIÓN ½’’ NPT MACHO 1
BULLPLUG 2’’ LP 2
SECCION B
89
RESPONSABLE DE VÁLVULAS DEL
PACIFICO S.A.
RESPONSABLE DE LA
OPERADORA
HORA DE LLEGADA AL TRABAJO
HORA DE CULMINACIÓN
CUMPLIMIENTO
BONETE BRIDA CONEXIÓN SUPERIOR 3 1/8’’ 5000 PSI CONEXIÓN
INFERIOR BRIDA GIRATORIA 13 5/8’’ 5000 PSI, CON PREPARACIÓN
PARA ALOJAR 1 CONECTOR ELÉCTRICO MARCA Y MODELO A
DEFINIR POR PARTE DEL CLIENTE. MATERIAL CLASE “AA” PSL-
1,PR-1 TEMPERATURA U 1
VÁLVULA DE COMPUERTA, FABRICADA SEGÚN NORMA API 6A.
PASO TOTAL; EXTREMOS BRIDADOS; DIÁMETRO DE PASAJE 3-
1/8” 5000 PSI, OPERADA A VOLANTE. MATERIAL CLASE “DD” PSL-
1,PR-1 TEMPERATURA U 2
ANILLO EMPAQUETADOR DE ACERO AL CARBONO; SECCIÓN
OVAL; DESIGNACIÓN API 6A R-35 6
ESPÁRRAGOS DE ACERO SEGÚN NORMA ASTM.A. 193. B7.
ROSCA UNC.CON TRATAMIENTO SUPERFICIAL ANTI CORROSIÓN
DE DIÁMETRO 1 1/8" X 7-3/4", CADA UNO CON 2 TUERCAS
ASTM.A.194.2H 1 1/8’’ . PARA BRIDA DE 3 1/8” 5000 PSI 16
CRUZ ESPARRAGADA 3 1/8’’ 5000 PSI CONEXIÓN SUPERIOR,
INFERIOR X 3 1/8’’ 5000 PSI CONEXIONES LATERALES. MATERIAL
CLASE “AA” PSL-1,PR-1 TEMPERATURA U. INCLUYE
ESPÁRRAGOS Y TUERCAS. 1
TAPA ÁRBOL BRIDA 3 1/8’’ 5000 PSI CON ROSCA DE MANIOBRA 3
½’’ EU HEMBRA MATERIAL CLASE “AA” PSL-1,PR-1
TEMPERATURA U 1
WELDING NECK 3 1/8’’ 5000 PSI x 3’’ NPS SCH 160 API 6A
MATERIAL CLASE “AA” PSL-1,PR-1 TEMPERATURA U MATERIAL
45K DE BAJO CARBONO 1
BRIDA CIEGA 3 1/8’’ 5000 PSI, MATERIAL CLASE “AA” PSL-1,PR-1
TEMPERATURA U1
VÁLVULA DE AGUJA ½’’ NPT MACHO x ½’’ NPT HEMBRA, 10000 PSI,
ACERO INOXIDABLE 1
MANÓMETRO 0-5000 PSI, CARÁTULA 4’’, GLICERINA, CARCASA DE
ACERO INOXIDABLE, CONEXIÓN ½’’ NPT MACHO 1
SECCION C
90
3.5.3. REGISTROS DE REQUERIMIENTOS TÉCNICOS DEL CABEZAL
MULTIBOWL
Tabla 14. Registro de requerimientos técnicos.
REGISTROS DE REQUERIMIENTOS
TÉCNICOS DEL CABEZAL MULTIBOWL
DATOS GENERALES
POZO LOCACIÓN CAMPO TALADRO TAG DEL
EQUIPO
OBJETIVO:
TIEMPO ESTIMADO COORDENADAS DEL
POZO TIPO DEL CABEZAL
TIPO DE
COMPLETACIÓ
N
DIÁMETRO DE REVESTIDORES
DIAMETRO DE HOYO
TIPO DE POZO PERFIL PROFUNDIDAD FINAL DESPLAZAMIE
NTO
ALTURA DEL CABEZAL ALTURA DEL CELLAR ALTURA DEL ÁRBOL DE NAVIDAD
TEMPERATURA DE TRABAJO CLASIFICACIÓN DE LA
TEMPERATURA CLASE DEL MATERIAL
PSL
NORMATIVA A CUMPLIR
PRESIÓN DE
TRABAJO
HORA/FECHA
INICIO
TAG DEL
EQUIPO
VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS DE CALIDAD DEL EQUIPO
PRESENCIA DE CORROSIÓN TIPO DE CONECTOR
ELECTRÓNICO
FLUIDO DE
SERVICIO
OBSERVACION
ES
𝐂𝐎𝟐 H2S PETRÓLEO
GAS
AGUA
NOTA: EL PRESENTE DOCUMENTO ES UNA GUIA PASO A PASO DE LAS ACTIVIDADES NECESARIAS PARA LA
CORRECTA INSTALACIÓN DE UN CABEZAL TIPO MULTIBOWL. ESTA GUIA ES SIMPLEMENTE UNA REFERENCIA
BÁSICA PARA LA OPERADORA. LOS DETALLES TÉCNICOS SE HALLAN DENTRO DEL RESPECTIVO PROCEDIMIENTO
DE INSTALACIÓN.
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INSTALACIÓN SIMULTANEA DE LA SECCION A y B DEL CABEZAL MULTIBOWL
Actividades
antes de la
Instalación
Verificar /
Controlar
Aprobado
Observaciones
Esquema mecánico
Sistema
operativo SI
NO
Verificar la rosca
PIN del Mandrel
Casing Hanger
Corte y Biselado
del casing de
revestimiento
Verificar que los
ring grooves del
casing head
housing se halla
sin golpes
Asentar Casing
Head Housing,
Deslizar la
sección A por el
casing de
revestimiento
hasta que se
haya asentado
totalmente en el
hombro
Verificar el ring
Groove del Upper
Casing Head
Housing
Prueba de
Presión de
Sellos se
conecta la
bomba manual
hidráulica al
puerto de
prueba de sellos
y proceder a
probar los
mismos a 1
500PSI durante
3 minutos.
Verificar el sello
del Ring Gasket y
que los pernos
retenedores se
hallan
desactivados.
El torque para
los espárragos
es de 500 Lb* pies mismo que
deberá ser
ajustado en cruz
para que todo el
alojamiento de
las mordazas
sea activado en
manera
horizontal, en el
caso de no tener
un torquímetro
para el ajuste
será suficiente
un torque
mediante llaves
de golpe hasta
que quede la
longitud indicada
en entre bridas.
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Verificar que las
mordazas del
sistema slip lock
no han sido
aflojadas
Asentar el
BOP’s sobre la
Sección A y B
del cabezal
MULTIBOWL y
retirar los pernos
retenedores
Limpiar el bisel del
casing y
engrasarlo
Bajar el tapón a
través del BOP’s
hasta que
asiente sobre el
hombro del
cabezal.
Verificar los sellos
empaquetadores
así como también
los sellos del
sistema slip lock.
Asentar el tapón
y asegurar los
pernos
retenedores.
Presurizar
encima del
tapón para
probar el BOP’s.
Para retirar el
tapón de prueba
se deben
desactivar los
pernos
retenedores
caso contrario
podría dañar el
tapón de prueba.
Verificar los sellos
del sistema slip
Lock.
Prueba de Presión
de Sellos
No existe
caída de
presión en
el
manómetro
conectado a
la línea de
presión
En el caso de presentarse caída de presión en el manómetro puede ser por lo siguiente:
Fuga de presión por
el conector de
prueba de ½” NPT.
EXISTE FUGA
Proceder a la solución:
SI
NO
Levantar nuevamente el Casing Head
Housing y sacar ambos sellos de sus
alojamientos y reemplazarlos por un
nuevo juego.
Fuga presión por el
hombro donde se
asentó el Casing
Head Housing con el
SI
NO
Engrasar los sellos.
93
casing.
Fuga de presión por
la zona inferior
donde se hallan las
mordazas.
SI
NO
Verificar el biselado del casing; mismo
que no puede tener rebabas ni filos
cortantes que dañen nuevamente el
nuevo juego de sellos.
Limpiar bien un área de 1 pies medidos
desde el filo del bisel hacia abajo del
casing.
Activar Mordazas
Aflojar los
pernos
retenedores
con una
Hexagonal
5/16"
pulgadas
Torque de los
espárragos.
Procedimiento para la instalación del Wear Bushing / Procedimiento para la instalación del Pack-Off MULTIBOWL
Actividades
antes de la
Instalación
Verificar /
Controlar
APROBADO
OBSERVACIONES
ESQUEMA
MECANICO
SISTEMA
OPERATIVO SI NO
Verificar los lock
screws
Superior
como
inferior se
hallen
desactivado
totalmente
Ensamblar el
wear bushing
con los test plug
Verificar la rosca
Pin BTC (Buttress)
Se halle sin
golpes y
limpia en el
Mandrel
Casing
Hanger.
Asentar el wear
bushing en los
tazones
alojadores de los
colgadores
Verificar la
herramienta de
cementación
Los sellos
deben estar
en buen
estado y
acoplada a
un landing
joint de
casing.
Girar el test plug
en sentido
antihorario hasta
que haga tope y
proceder a
levantar el drill
pipe.
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Torque de
Colgador de
Casing
Destorquear
la sarta de
Casing y
dejar la
cupla en el
último
casing a ser
cementado
para en el
mismo
proceder a
torquear el
Mandrel
Casing
Hanger
Nota:
El torque será dado con
una extensión en la llave
de cadena y 4 personas
sujetando la extensión.
Extraer Wear
Bushing
conectar el test
plug a la tubería
de perforación
en el mismo
sentido que se
instaló el wear
bushing.
Verificar el tubo de
maniobra (landing
joint 9-5/8
pulgadas) para la
herramienta de
cementación.
Verificar
que el tubo
y la
herramienta
este en
buenas
condiciones
.
Levantar la
tubería y
verificar que no
existe
impedimento en
el medidor de
peso que tiene
la tubería.
Acoplar el
Running Tool
para instalar el
Mandrel Casing
Hanger
mediante 7.5
vueltas en
sentido
antihorario para
que los sellos
aisladores de la
cementación
queden
activados.
Verificar si los
sellos de la
herramienta de
cementación no
tienen
inconvenientes.
Hacer una
prueba de
hermeticidad
mediante una
recirculación a
1000PSI. Bajar
la sarta hasta
asentar el
Mandrel Casing
Hanger a la
posición
indicada.
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Conectar cabeza
de cementación,
cementar casing
9-5/8 pulgadas y
desconectar
cabeza de
cementación.
Torquear el
Mandrel Casing
Hanger con la
cupla del ultimo
casing en
superficie,
utilizando la
llave de cadena.
Desconectrar
Running &
Cementing Tool
mediante giros a la
derecha del
landing joint 9-5/8
pulgadas y retirar
herramientas.
Lavar Upper
Casing Spool
conectar la
herramienta de
lavado a un drill
pipe de rosca 4-
1/2 pulgadas IF
bajar hasta
llegar al Upper
Casing Spool
(Sección B) y
hacer circular
agua a 1 000PSI
durante 10
minutos con las
válvula de la
sección A
abierta así como
la de las salidas
laterales del
Upper Casing
Spool (Sección
B).
Acoplar Running &
Washing Tool para
Pack Off a un drill
pipe.
Washing &
Running
Tool for 13-
5/8 x 9-5/8
pulgadas.
Nota:
Para esta operación es
necesario contar con un
vacuum o Paca-paca
para limpiar el fluido
acumulado en el cellar
Asentar Pack-
Off con la misma
herramienta de
lavado conectar
el pack-off
Proceder a untar
grasa en todos
los sellos tanto
internos como
externos del
pack-off y
ajustar los lock
screws inferiores
del Upper
Casing Spool
(Sección B)
Realizar prueba de
ambas zonas de
sello
A través de
los puertos
de prueba
del Upper
En el caso de presentarse caída de presión en el manómetro puede ser
por lo siguiente:
Prueba de
Presión a 1 500
psi por 3 min.
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Casing
Spool
(Sección B)
y retirar
Running
Tool.
Fuga de presión por el conector de
prueba de ½” NPT.
EXISTE FUGA
Proceder
a la
Solución
SI
NO
Torquear
1/4 de
vuelta
más,
Descone
ctar el
test port y
Liqueo por el ring gasket que une
el Casing Head Housing (Sección
A) con el Upper Casing Spool
(Sección B).
SI
NO
Torquear
un poco
más la
brida
sobretod
o en la
zona que
presentó
la fuga.
Fuga por los seguros de los lock
screws.
SI
NO
Ajustar
con
mayor
fuerza las
tuercas o
colocar
un V-
packing
adicional
y
proceder
a ajustar
Colocar Wear
Bushing de 13-5/8
x 11 pulgadas
Perforar sección de 8 ½ pulgadas. Circular. Realizar viaje de acondicionamiento. Correr casing de 7 pulgadas.
Cambiar de fluido
OPERACIÓN
DEL TALADRO
Retirar Wear
Bushing de 13 5/8
x 11 pulgadas
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Instalar sección
“C” con el equipo
que la operadora
considere (Rig
Perforación o Rig
Workover).
RESPONSABLE DE VÁLVULAS DEL
PACIFICO S.A. OBSERVACIONES
RESPONSABLE DE LA
OPERADORA
HORA/ FECHA DE FINALIZACION:
SISTEMA DE
EMERGENCIA
NPT ( TIEMPO NO PRODUCTIVO)-HRS
DOCUMENTO DE
REFERENCIA
PROCEDIMIENTO/ INSTRUCTIVO TIEMPO TOTAL
TIPO DE PRUEBA
ESTADO DEL POZO
98
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1. ANÁLISIS DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL
CABEZAL ESTANDAR EN RELACIÓN A UN CABEZAL
MULTIBOWL.
Figura 44. Programa Sistema SOW / Programa MULTIBOWL.
99
Menor Exposición a Riegos en Instalación
Sistema Slip Lock- Evitamos la Suelda.
La primera instalación del cabezal se realiza sin soldadura mediante un
sistema slip lock donde solo se hace corte y biselado de casing de 13
38 ⁄ pulgadas.
Figura 45. Sistema Slip Lock evitando soldadura.
Dos secciones – Sección A+B Ensambladas, C + árbol de navidad.
Menor Exposición a Riegos en Instalación
Para la instalación del Pack-Off se realiza con herramientas desde la
mesa del taladro.
El cabezal durante la operación de asentamiento del Pack-Off no es
desconectado del BOP por lo que el personal no está expuesto como en
la instalación de una Sección B estándar.
100
Figura 46. El cabezal durante la operación de asentamiento del Pack-Off.
Menos movimientos de BOP.
El BOP es conectado al cabezal a una sola vez y luego desconectado
solo para asentar el Árbol de Navidad. Debido a que, las Secciones A y B
son instaladas simultáneamente.
El movimiento de conexión y desconexión del BOP en uno solo en el
cabezal MULTIBOWL.
101
4.2. OPTIMIZACIÓN DE TIEMPO EN LA INSTALACIÓN DE
UN CABEZAL MULTIBOWL VS CABEZAL ESTÁNDAR (SOW)
Tabla 15. Ahorro en horas en la instalación del cabezal MULTIBOWL.
Cabezal Estándar (SOW) CABEZAL SISTEMA MULTIBOWL
Actividad tiempo (horas)
Actividad tiempo (horas)
Soldadura Casing Head Housing 13-3/8 pulgadas SOW (Seccion A) Corte de casing 13-3/8 pulgadas Biselado de Casing Precalentamiento Soldadura Post-enfriamiento Prueba de Presión Soldadura
4
Instalación Casing Head Housing 13-3/8 pulgadas Slip Lock Corte de casing 13-3/8 pulgadas Biselado de Casing Asentamiento de cabezal MULTIBOWL Prueba de Presión de sellos Torqueo de Mordazas
1.5
Armado de BOP sobre Sección A y prueba Hidrostática de BOP
7 Armado de BOP sobre cabezal MULTIBOWL y prueba Hidrostática de BOP
7
Perforación para Tubería de Revestimiento
- Perforación para Tubería de Revestimiento
-
Cementación de Tubería de Revestimiento
- Enroscar Mandrel Casing Hanger 9-5/8 pulgadas
0.5
Espera de Fragua Cemento 3
Enroscar herramienta de cementación y asentar casing hanger
0.5
Desarmar cabeza de cementación y desconectar líneas de BOP
6 Cementación de Casing Revestidor
-
Asentamiento de Slip Casing Hanger 13-5/8 x 9 5/8 pulgadas y corte basto de casing
1 Desarmar cabeza de cementación
2.5
Retiro de BOP, Corte Fino y Biselado Casing de 9-5/8 pulgadas
1.5 Desconectar Herramienta de Cementación
0.16
Asentar Tubing Head Spool (Sección B) Torque de Brida Prueba de Presión (aislar casing 13-3/8 y 9 5/8 pulgadas)
1.5 Bajar Pack-Off Bajar Herramienta de Lavado Asentar Pack-Off Probar presión (aislar casing 13-3/8 y 9 5/8 pulgadas)
1.0
Armado y Prueba Hidrostática de BOP
7
TOTAL TIEMPO DE INSTALACIÓN
31 TOTAL TIEMPO DE
INSTALACIÓN 13.16
AHORRO DE 17.84 HORAS EN INSTALACIÓN DEL CABEZAL MULTIBOWL
102
4.3. AHORRO UTILIZANDO LA TECNOLOGÍA MULTIBOWL
4.3.1. COSTO BENEFICIO OPERACIÓN
Durante la campaña de perforación de las empresas operadoras, como por
ejemplo RIO NAPO CEM, ha logrado récord en perforación por cada tipo de
pozo.
Hacer un pozo horizontal se lo puede hacer en 32 días considerando una
estratigrafía similar al campo Sacha, con la optimización de tiempos en
Instalación del cabezal MULTIBOWL, se lo realizó en 26.6 días, lo cual
podría ser un record de todo el País.
Cabe indicar que cada récord de Perforación de pozo se lo obtuvo con un
taladro diferente, con un ahorro en tiempo y costos significativos.
Figura 47. Costo beneficio operación.
4.3.2. COSTO - BENEFICIO MANTENIMIENTO DE STOCK
Válvulas del Pacifico S.A. a través de la adaptabilidad de sus equipos ofrece
el mejor costo – beneficio.
En el cuadro comparativo podemos determinar el costo de mantenimiento de
stock innecesario. Utilizando el sistema MULTIBOWL conversor, ya no es
103
necesario mantener un cabezal para cada aplicación, basta con tener
únicamente el kit de transformación, lo que reduce el costo del stock
inmovilizado de manera significativa.
Figura 48. Costo - Beneficio mantenimiento de Stock.
4.3.3. ANÁLISIS CABEZAL MULTIBOWL
El uso del cabezal MULTIBOWL permite un ahorro en tiempo de 17.84
horas, debido a que es un sistema que integra las secciones “A” con “B”
desde fábrica, por ende el BOP’s es conectado al cabezal una sola vez y
luego desconectado solo para asentar el árbol de Navidad.
La primera instalación del cabezal se realiza sin soldadura, se emplea un
sistema slip lock (cuñas), solo se realiza el corte y biselado del casing de 13
38 ⁄ pulgadas.
Para la instalación del Pack – Off se realiza con herramientas del taladro y
desde la mesa.
El cabezal durante la operación de asentamiento del Pack – Off no es
desconectado del BOP’s por lo que el personal no está expuesto como en la
instalación de una sección B estándar.
En caso de fallar la prueba de hermeticidad solo se reemplazan los sellos.
104
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Al término de este trabajo, se han obtenido las siguientes conclusiones y
recomendaciones:
5.1. CONCLUSIONES
De una forma técnica y operacional se llegó a compilar procedimientos
para instalación de cabezales de pozos de petróleo para la empresa
VÁLVULAS DEL PACIFICO S.A. mediante el análisis de experiencia de
cabezales instalados.
Se evaluó las operaciones de perforación de pozos en la primera sección
para elaborar un manual que permita al personal seleccionar el equipo
para cabezales y árboles de navidad.
Se verifica el cumplimiento de las especificaciones técnicas de los
cabezales de la empresa VÁLVULAS DEL PACIFICO S.A. frente a las
principales aplicaciones según la Norma API 6 A.
Se elaboró formatos de registros de campo para pruebas básicas para
aplicar al equipo antes, durante y después de su instalación en el pozo.
El instalar el cabezal MULTIBOWL disminuye tiempo de perforación,
minimiza riesgos de accidentabilidad del personal, elimina soldaduras, y
simplifica su manipulación.
De la experiencia en campo utilizando el cabezal MULTIBOWL se
determina un ahorro de 17.84 horas en tiempo de instalación en
comparación con un cabezal soldable ya que el sistema MULTIBOWL
permite la instalación de la sección A y B juntas, esto beneficia a la
105
operadora porque se omiten el desinstalar y volver al instalar el BOP’s.
La disminución de 17.84horas en el tiempo de instalación de un cabezal
MULTIBOWL representa un ahorro de 21 408.00 dólares por pozo.
5.2. RECOMENDACIONES
Implementar este manual de Procedimientos de Instalación de cabezales
MULTIBOWL para optimizar la perforación y reacondicionamientos de
pozos.
Las medidas de ingeniería que se implementaron para optimizar los
tiempos de perforación fueron: empleo del cabezal MULTIBOWL, uso de
la lista de verificación de los parámetros de calidad del equipo.
Con las experiencias de campo actualizar periódicamente este manual y
las listas de chequeo.
106
6. BIBLIOGRAFÍA
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revestimiento para pozos a perforar en los campo Shushufindi y Oso.
Quito.
Carlon, J. C. (2009). Planeación, producción y uso de componentes para
un árbol de válvulas para extracción de petróleo o gas. México D.F.
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Latinoamerica Venezuela. Venezuela.
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ultrasonido en el material de instalaciones de recepción almacenamiento,
bombeo de petróleo y sus derivados. Quito.
Normas ISO 151556-2. (s.f.). NACE MR0175 - Cláusula 2.
Petroamazonas EP. (s.f.). Tipos de recubrimientos.
Schlumberger. (s.f.). Control Design Principales - Schlumberger.
Simancas, F. (2015). Manual teórico práctico de ingeniería de
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Caracas.
VALVULAS DEL PACIFICO S.A. (s.f.). Ilustraciones y funcionamiento de
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Vargas, C. (2013). Pruebas mecánicas de válvulas de compuerta, sólidas
y expandibles, componentes de cabezales de producción de petróleo y su
influencia para garantizar el funcionamiento bajo la norma API 6 A (ISO
10423) en la empresa Mission Petroleum S.A. Ambato - Ecuador.
