Conexiones Superficiales de Control(Manual de Referencia)

8/22/2019 Conexiones Superficiales de Control(Manual de Referencia)

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Subdireccin de Perforacin y Mantenimiento dePozos

Subdireccin de Perforacin y Mantenimiento dePozosEstandarizacin de Conexiones Superficiales de Contro

(Manual de referencia)Contro(Manual de referencia)


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Subdireccin de Perforacin y Mantenimiento dePozos

Subdireccin de Perforacin y Mantenimiento dePozosEstandarizacin de Conexiones Superficiales de Contro

(Manual de referencia)Contro(Manual de referencia)


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Estandarizacin de ConexionesSuperficiales

de Control

(Manual de referencia)

D. R. 2003 Gerencia de Tecnologa

Subdireccin de Perforaciny Mantenimiento de Pozos


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Prlogo

n este nuevo milenio, uno de los aspectos ms importantes que se manejan en los mbitos decalidad y normatividad de cualquier empresa, es la estandarizacin de sus procesos paraEpoder medir su desempeo.

Aunque las actividades de perforacin y de mantenimiento de pozos se efectan de diferentemanera y en condiciones de trabajo distintas, dada la diversidad de campos petroleros dondeparticipa la Unidad de Perforacin y Mantenimiento de Pozos (UPMP), es necesario hacer unesfuerzo por estandarizar los criterios que aplicamos, tanto en los procesos de ingeniera de diseocomo en la ejecucin de las operaciones de campo ms importantes. El diseo, instalacin y

operacin de los sistemas de control de pozos resultan ser actividades de vital importancia, ya quesus prcticas deben realizarse con el nivel de seguridad requerido, reduciendo al mnimo los riesgosde un accidente o de un impacto adverso al entorno.Entre los beneficios ms importantes que pueden obtenerse con la homologacin de las conexionessuperficiales de control de pozos, es una mayor confiabilidad de los diseos de ingeniera, mayorrapidez y facilidad en su instalacin y operacin, y reduccin de costos por servicios demantenimiento y refacciones.Es deseo de la Gerencia de Tecnologa de la UPMP, que este manual sea de utilidad para todo elpersonal tcnico involucrado en el diseo, adquisicin, instalacin y mantenimiento de los sistemas

de control superficial de pozos petroleros.Nuestro agradecimiento a las autoridades de la UPMP y a todo el personal tcnico operativo de lasdivisiones Norte, Sur y Marina que particip en la integracin del presente documento, y enparticular a los siguientes profesionistas:

Ing. Felipe Sierra GonzlezIng. Eliseo Rodrguez RoqueIng. Miguel Pacheco AcostaIng. Bulmaro Castro Mutio

Ing. Armando Flores Gonzlez

Ing. David E. Blasio Cedillo

Coordinacin:

M.I. Juan Alfredo Ros Jimnez.Ing. Miguel ngel Aguilar de la Serna


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Introduccin

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

Para conseguir este objetivo, uno de los aspectos ms importantes es proporcionar capacitacin atodo el personal tcnico-operativo, as como estandarizar sus instalaciones, mtodos,procedimientos, tecnologas y equipos. En este camino de la estandarizacin se ubica el esfuerzo querealizan especialistas de las tres divisiones y sede de la UPMP, uno de cuyos resultados es este

volumen donde se integran las caractersticas ms importantes de las conexiones superficiales decontrol, as como los arreglos que se pueden utilizar en nuestros campos, ya que garantizanresultados satisfactorios ante cualquier eventualidad que se pueda presentar durante laintervencin de un pozo, en cualesquiera de sus fases operativas.

El presente documento busca convertirse en un manual de trabajo que pueda ser consultadocotidianamente por todo el personal de la UPMP en la realizacin de sus actividades.La primera parte del manual comprende una breve descripcin de los componentes de lasconexiones superficiales, as como recomendaciones prcticas de mantenimiento y cuidados

durante la instalacin y uso de las mismas.La segunda parte contiene los arreglos de preventores y rboles de estrangulacin que deben usarseen las diferentes etapas de perforacin, terminacin y reparacin de pozos, sealando lascaractersticas y especificaciones mnimas necesarias que garanticen la seguridad de su uso, slolimitadas por los rangos de presin de trabajo y los espacios para su instalacin.Sinceramente, esperamos que este documento abrevie las bsquedas de informacin tcnica y lesofrezca a todos ustedes la respuesta a los problemas tcnicos que se les presentan en sus funciones,cuya solucin anticipada en el diseo ingenieril suele evitar muchos dolores de cabeza en el campo, ala hora de la hora, y le ahorran muchos recursos a la empresa.


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Indice

PIntroduccin1. Unidad para operar preventores ................................................................................................61.1. Depsito almacenador de fluido .............................................................................................61.2. Requerimientos de los acumuladores ....................................................................................61.3. Requerimientos de volumen de los acumuladores ..............................................................71.4. Requerimientos de presin y precarga de los acumuladores ............................................111.5. Fuentes de energa, requerimientos de las bombas ............................................................131.5. Requerimientos de consolas de control remoto ...................................................................17

2. Requerimientos para vlvulas, conexiones, lneas .................................................................183. Pruebas de operacin y funcionamiento del sistema ............................................................193.1. Recomendaciones .....................................................................................................................193.2. Prueba de efectividad de tiempo de respuesta al sistema de bomba ...............................193.3. Prueba de operacin y funcionamiento del sistema de acumuladores ............................203.4. Cierre de preventor usando el sistema de respaldo ............................................................203.5. Recomendaciones .....................................................................................................................214. Cabezal de tubera de revestimiento ........................................................................................225. Carrete de control .......................................................................................................................24

5.1. Especificaciones y recomendaciones de operacin .............................................................246. Preventores de arietes .................................................................................................................256.1. Preventor de arietes anulares .................................................................................................256.2. Arietes anulares ........................................................................................................................266.2.1. Caractersticas ........................................................................................................................276.3. Arietes ajustables ......................................................................................................................286.4. Ventajas y desventajas de la posicin que guarda el preventor ciego ..............................296.4.1. Ventajas ...................................................................................................................................296.4.2. Desventajas ............................................................................................................................306.5. Arietes de corte .........................................................................................................................30

6.6. Arietes ciegos ............................................................................................................................327. Preventor esfrico ........................................................................................................................337.1. Caractersticas de diseo .........................................................................................................347.2. Recomendaciones de operacin .............................................................................................358. Empaquetadura de preventores (elastmeros) .......................................................................378.1. Inspeccin y almacenamiento ................................................................................................389. Conexiones superficiales de control .........................................................................................41


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9.1. Consideraciones de diseo ...............................................................................................419.2. Lneas de matar ...................................................................................................................41

9.2.1. Especificaciones y recomendaciones de operacin ....................................................429.3. Mltiples y lneas de estrangular .....................................................................................439.3.1. Consideraciones de diseo .............................................................................................439.4. Recomendaciones de operacin .......................................................................................4510. Estranguladores ajustables .................................................................................................4710.1. Instrucciones para su uso ................................................................................................4710.2. Estrangulador hidrulico ................................................................................................4810.3. Consolas de control remoto ............................................................................................4910.3.1. Mantenimiento y operacin .........................................................................................5011. Bridas y anillos .....................................................................................................................51

12. Birlos, esprragos y tuercas ...............................................................................................5413. Vlvulas de control y preventor interior .........................................................................5813.1. Vlvulas de las flechas .....................................................................................................5813.2. Vlvulas en el piso de perforacin .................................................................................6013.3. Preventor interior .............................................................................................................6113.3.1. Ventajas ...........................................................................................................................6213.4. Vlvulas de compuerta ....................................................................................................6513.4.1. Consideraciones de diseo ..........................................................................................6513.5. Vlvula Flex SeaL "S" ......................................................................................................65

14. Conjunto de preventores de superficie ............................................................................6714.1. Arreglos del conjunto de preventores ..........................................................................6714.2. Candado de preventores .................................................................................................6815. Sistema desviador de flujo .................................................................................................6815.1. Instrucciones de operacin y recomendaciones ...........................................................7116. Inspeccin fsica del conjunto de preventores ..............................................................7216.1. Frecuencia de las pruebas con presin ..........................................................................7216.2. Requerimientos para pruebas con presin ...................................................................7316.3. Pruebas al arreglo de preventores y equipo auxiliar ..................................................7316.4. Pruebas operativas al arreglo de preventores y equipo auxiliar ..............................74

17. Probadores ............................................................................................................................7617.1. Probador tipo colgador ....................................................................................................7617.2. Probador tipo copa ...........................................................................................................7618. Refaccionamiento mnimo disponible en el pozo ...........................................................78Arreglos estndar de conexiones superficiales de control ..................................................78


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1. Unidad para operar preventores

l sistema de control que acciona un arreglo de preventores, permite aplicar la potenciahidrulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y vlvulas hidrulicasEinstaladas. Las prcticas recomendadas API RP-16E del Instituto Americano del Petrleo y el

Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS por sus siglas en ingls), establecen losrequerimientos que se debern tener en cuenta para la seleccin de una adecuada unidad de cierre enfuncin al tamao, tipo y nmero de elementos hidrulicos que sern operados para lograr un cierre.Los elementos bsicos de un sistema de control son:!Depsito almacenador de fluido. Acumuladores.!Fuentes de energa. Unidades de cierre.!Consolas de control remoto.!Vlvula de control para operar los preventores.

1.1. Depsito almacenador de fluido

Cada unidad de cierre tiene un depsito de fluido hidrulico, el cual debe tener cuando menos el doblede la capacidad del banco de acumuladores. Por su diseo de fabricacin rectangular, cuentan con dos

tapones de 4 pulgadas (pg) en cada extremo, que al quitarlos permite observar el interior cuando seinspeccionan las descargas de las vlvulas de cuatro pasos (ram-lock).Por la parte inferior del depsito, salen en forma independiente las lneas de succin para las bombashidroneumticas y la bomba hidroelctrica. Al tanque de almacenamiento descargan las lneas de lasvlvulas de seguridad, en caso de presentarse un incremento de presin dentro del sistema.Debe utilizarse un fluido hidrulico (aceite lubricante MH-150; MH-220, turbinas-9) que no dae lossellos de hule que tenga el sistema de cierre. Para ambiente con temperaturas menores a O C (32 F),deber agregarse un volumen suficiente de glicol al fluido de operacin que contenga agua.

1 . 2 . R e q u e r i m i e n t o s d e l o sacumuladores

Los acumuladores son recipientes que almacenan fluidos hidrulicos bajo presin. Los trminosacumulador y unidad de cierre con frecuencia son empleados en forma intercambiable.Precisando, una unidad de cierre es una manera de cerrar el preventor, mientras que un acumulador esuna parte del sistema que almacena fluido hidrulico bajo presin, para que ste acte

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Unidad para operar preventores


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hidrulicamente en el cierre de los preventores.Por medio del gas de nitrgeno comprimido, los acumuladores almacenan energa, la cul ser usadapara efectuar un cierre rpido.

Hay dos tipos de acumuladores:El tipo separador. Usa un diafragma flexible (vejiga), el cual es de hule sinttico, resistente y separa

completamente la precarga de nitrgeno del fluido hidrulico.El tipo flotador. Utiliza un pistn flotante para separar el nitrgeno del fluido hidrulico.Capacidad volumtrica. Como un requerimiento mnimo, todas las unidades de cierre debern

estar equipadas de un banco de acumuladores con suficiente capacidad volumtrica para suministrarun volumen usable de fluido para cerrar un preventor de arietes, un preventor anular, ms el volumenrequerido para abrir la vlvula hidrulica de la lnea de estrangulacin (con las bombas paradas).

El volumen utilizable de fluido se define como el volumen lquido recuperable de los

acumuladores a la presin de operacin que contengan y 14 kg/cm2 (200 Ib/pg2) por arriba de la presinde precarga de los mismos. La presin de operacin del banco de acumuladores es la presin a la cualson cargados con fluido hidrulico.

Tiempo de respuesta: El banco de acumuladores deber accionar el sistema para que cadapreventor de arietes cierre en un tiempo no mayor de 30 segundos.

El tiempo de cierre para preventores anulares menores de 20 pg de dimetro no deber ser mayorde 30 segundos. Si el preventor anular tiene ms de 20 pg de dimetro deber cerrarse en 45 segundos.

1.3. Requerimientos de volumen de losacumuladoresLas prcticas recomendadas API RP-53 sealan que los sistemas acumuladores deben tener unacantidad mnima de fluido igual a tres veces el volumen requerido para cerrar el preventor anular msun preventor de arietes. Esto ofrecer un margen de seguridad igual a 50 por ciento. Una regla empricaaplicada en el campo petrolero sugiere tres veces el volumen necesario para cerrar todos los preventoresinstalados.Por su parte, el MMS establece que debe tenerse una cantidad mnima de fluido equivalente a 1.5 vecesla cantidad necesaria para cerrar todo el arreglo de preventores instalados, dejando un margen de 14kg/cm2 (200 Ib/pg2) por arriba de la presin de precarga de los acumuladores.El sistema de acumuladores debe tener capacidad suficiente en proporcionar el volumen necesario paracumplir o superar los requerimientos mnimos de los sistemas de cierre.Existen varios mtodos para calcular el volumen necesario. La idea principal es mantener una reservaenergtica suficiente para el sistema de acumuladores, de tal forma que pueda accionarse el arreglo depreventores y as tener ms energa que la restante de la precarga de nitrgeno.El nmero de acumuladores que debe tener el sistema es el que permita almacenar fluido con la energasuficiente para cerrar todos los preventores instalados y abrir la vlvula hidrulica de la lnea de

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estrangulacin con un 50% de exceso como factor de seguridad y terminar con una presin finalmnima de 1,200 Ib/pg2 arriba de la precarga, teniendo el conjunto de bombeo hidroneumtico ehidroelctrico parados. Ejemplo: Cuando se usan tres preventores de arietes de 11 pg 10,000 Ib/pg2, un

preventor anular Hydril "GK" y la vlvula hidrulica, se requiere el volumen de fluido siguiente:

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

39.89 Gal.Suma de volmenes de fluidos para cerrar todos los preventores y abrir la vlvula hidrulica ms un

50 por ciento de exceso como factor de seguridad.

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

Num. Acum. = Volumen para cerrar preventores + 50% exceso5 Galones tiles por acumulador

Num. Acum. = 39.89 gal + 19.945 gal /Acumulador

Concluyendo. Se requieren doce acumuladores con capacidad total de diez galones cada uno.Existe un mtodo prctico y confiable para calcular el nmero de acumuladores requeridos; estemtodo consiste en multiplicar el total de galones requeridos para cerrar todos los preventores y abrirla vlvula hidrulica por 0.3 acum/gal para el caso del ejemplo anterior, se tiene:

39.89 Gal+19.94 Gal

VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO REQUERIDO 59.83

Num. Acum. = 11.96=12 Acumuladores




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Nm. Acum. = Volumen para cerrar preventores x 0.3 acum.gal

Nm. Acum. = 39.89 gal x 0.3 acum. = 11.96 = 12 acumuladores

gal

Considerando los arreglos actuales de preventores, es conveniente disponer siempre de unmnimo de 16 botellas, de diez galones cada una, en condiciones de trabajo y con la precargaestablecida en cada unidad para accionar el conjunto de preventores.




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Tabla 1. Volumen de fluido para operar preventores anulares

Cameron, Shaffer Y Hydril

Tamao pg

Presinde trabajolb/pg2

Fluido requeridogal

Cameron Shaffer Hydril

Cerrar 1.69 4.57 2.857 1/16 3,000

Abrir 1.39 3.21 2.24

Cerrar 1.69 4.57 3.867 1/16 5,000

Abrir 1.39 3.21 3.30

Cerrar 2.04 17.11 9.427 1/16 10,000

Abrir 2.55 13.95 7.08

Cerrar 6.94 11.207 1/16 15,000

Abrir 6.12 7.25

Cerrar 8.38 11.007 1/16 20,000

Abrir 7.56 7.20

Cerrar 5.65 11.00 2.4311 3,000

Abrir 4.69 6.78 5.54

Cerrar 5.65 18.67 9.8111 5,000

Abrir 4.69 14.59 7.98

Cerrar 10.15 30.58 25.1011 10,000

Abrir 9.06 24.67 18.97

Cerrar 23.511 15,000

Abrir 21.30

Cerrar 12.12 23.50 11.3613 5/8 3,000

Abrir 10.34 14.67 8.94

Cerrar 12.12 23.58 17.9813 5/8 5,000

Abrir 10.34 17.41 14.16

Cerrar 18.10 40.16 37.1813 5/8 10,000

Abrir 16.15 32.64 26.50

Cerrar 26.00 34.0013 5/8 15,000

Abrir 22.50 34.00

Cerrar 22.32 21.0216 3/4 3,000

Abrir 19.00 15.80

Cerrar 22.32 37.26 28.7016 3/4 5,000

Abrir 19.00 25.61 19.93

Cerrar 40.7516 3/4 10,000

Abrir 35.42

Cerrar 35.60 48.16 64.0018 3/4 5,000

Abrir 29.00 37.61 44.00

Cerrar 50.00 118.5018 3/4 10,000

Abrir 45.10 99.50

Cerrar 39.7020 3/4 3,000

Abrir 24.10

Cerrar 39.70 22.59 31.0521 3/4 2,000

Abrir 24.10 16.92 18.93

Nota: La vlvulahidrulicautilizaunvolumen

Presin deTamao

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


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1.4. Requerimientos de presin y

precarga de los acumuladores.Los acumuladores no deben operar normalmente a ms de 3,000 Ib/pg2, su presin de precarga debe serde 1,000 a 1 ,100 Ib/pg2 y usar nicamente nitrgeno (N2). Estos se encuentran provistos de una vlvulade seguridad que abre a las 3,500 Ib/pg2, cundo se requiera operar entre 3,000 y 5,000 Ib/pg2, que es lamxima presin de operacin del sistema, deben cerrarse las vlvulas aisladoras de los acumuladores.




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Tabla 2. Volumen de fluidos requeridos para operar preventores de

arietes Cameron tipo "U



Tamao

nominalpgPresinde

trabajolb/pg2Galones para

cerrarGalones para

abrir

7 1/6* 3,000 1.2 1.2

7 1/6 5,000 1.2 1.2

7 1/6 10,000 1.2 1.2

7 1/6 15,000 1.2 1.2

11 3,000 3.3 3.2

11 5,000 3.3 3.2

11 10,000 3.3 3.2

11 15,000 5.5 5.4

13 5/8 3,000 5.5 5.2

13 5/8 5,000 5.5 5.2

13 5/8 10,000 5.5 5.2

13 5/8 15,000 11.6 11.4

16 3/4 3,000 10.2 9.4

16 3/4 5,000 10.2 9.4

16 3/4 10,000 12 11.2

18 3/4 10,000 24 23

20 3/4 3,000 8.1 7.2

21 1/4 2,000 8.1 7.2

21 1/4 5,000 30.9 28.1

21 1/4 10,000 26.5 24.1

26 3/4 3,000 10.5 9.8

11* 3,000 7.6 7.4

11* 5,000 7.6 7.4

11* 10,000 7.6 7.4

11* 15,000 9 8.9

13 5/8* 3,000 10.9 10.5

13 5/8* 5,000 10.9 10.5

13 5/8* 10,000 10.9 10.5

13 5/8* 15,000 16.2 16

16 3/4* 3,000 19.0 18.1

16 3/4* 5,000 19.0 18.1

16 3/4* 10,000 19.1 18.2

20 3/4* 3,000 14.9 14.3

18 3/4* 10,000 24.7 22.3

18 3/4* 15,000 34.7 32.3

* Para arietes de corte

Tamao Presin de


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1.5. Fuentes de energa, requerimientos

de las bombasCapacidad de las bombas. Cada unidad de cierre deber contar con el suficiente nmero y tamao debombas que cumplan satisfactoriamente con las operaciones descritas en ste prrafo. Con el banco deacumuladores aislado, las bombas debern ser capaces de cerrar el preventor anular sobre la tubera enuso, abrir la vlvula hidrulica de la lnea de estrangulacin y mantener una presin mnima de 14kg/cm2 (200Ib/pg2) por arriba de la presin de precarga de N2 en un tiempo de dos minutos. Presin en las bombas. Cada unidad de cierre deber estar equipada con bombas que proporcionenuna presin de descarga equivalente a la presin de operacin y mxima de trabajo. El sistema de launidad de cierre est formado por una combinacin de bombas de aire y elctricas. Bsicamente cada

bomba opera a bajo volumen de fluido y alta presin, accionndose por medio de una fuente neumticay la otra por medio de energa elctrica.

Normalmente en cada sistema lo constituyen dos bombas hidroneumticas y una bomba triplexelctrica. Potencia de bomba. La combinacin de las bombas deber tener capacidad para cargar el banco deacumuladores en un tiempo mximo de 15 minutos o menos a partir de su presin de precarga a lapresin mxima de operacin.

Las bombas son instaladas de tal manera que cundo la presin en los acumuladores baje al 90% dela presin de operacin, se active un interruptor electromagntico y arranquen automticamente pararestablecer la presin

Todo el tiempo estar disponible una fuente de potencia para que las bombas accionenautomticamente en todo el sistema de la unidad de cierre, cuando disminuyan al 90% de su presin deoperacin. El sistema de la unidad de cierre debe contar de dos fuentes de energa dependientes delequipo de perforacin y de una fuente independiente que deber considerarse como ltimo recursopara cerrar los preventores.

Cada fuente deber ser autosuficiente para operar las bombas a una velocidad tal que permitacumplir satisfactoriamente con los requerimientos establecidos. Sistema de potencia. El sistema dual de potencia recomendado es un sistema de aire ms un sistemaelctrico. Las recomendaciones mnimas para un sistema dual aire y otra fuente de potencia dual son:

Un sistema dual neumtico-elctrico puede consistir del sistema de aire del equipo ms el generadordel equipo.

Un sistema dual neumtico puede consistir del sistema de aire del equipo ms un tanque dealmacenamiento de aire que est separado por medio de vlvulas de contra flujo (check) de loscompresores de aire y del tanque de almacenamiento general de aire del equipo. Los valores mnimosaceptables para ste tanque aislado sern el volumen y la presin, cuyos valores permitirn utilizarsolamente este aire para que operen las bombas a una velocidad para que cumplan con las funcionesrequeridas.

Un sistema dual elctrico puede consistir del sistema normal de energa elctrica del equipo ms un




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generador independiente.Un sistema dual aire-nitrgeno puede consistir del sistema de aire del equipo ms un conjunto de

cilindros conteniendo N2 a determinada presin (energa adicional).Un sistema dual elctrico-nitrgeno puede consistir del sistema de corriente elctrica del equipo ms

un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presin.En las divisiones Norte, Sur y Marina, la UPMP tiene equipos y plataformas marinas que cuentan

cada uno con sistemas de unidades de cierre marcas Koomey (la mayora) y Cameron.Por lo que a continuacin se presenta una figura del primer sistema, indicando el nombre de cada

accesorio y la funcin correspondiente. Adems como un respaldo en apoyo al cierre de preventores.Cada instalacin terrestre o costa afuera, deber contar con un sistema de energa adicional connitrgeno; incorporado al sistema de control de cierre. El procedimiento de operacin se describe enotro mdulo del manual.

Figura 1. Sistema unidad de cierre Koomey




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Descripcin de partes sistema Koomey con energa adicional N2

Partes Caractersticas

1. Acumuladores.

2. Vlvulas aisladoras del banco acumulador.

3. Vlvula de seguridad del banco acumulador.

4. Filtro de la lnea suministro de aire.

5. Lubricador de aire.

6. Manmetro indicador de la presin de la lnea de suministro del aire.

7. Interruptor de presin automtica hidroneumtico.

8. Vlvula para aislar el interruptor hidroneumtico

9. Vlvulas para suministrar aire a las bombas hidrulicas impulsadas

por aire.

10. Vlvulas de cierre de succin.

11. Filtros de succin

12. Bombas hidrulicas impulsadas por aire.

13. Vlvulas de contrapresin (check).

15. Bomba triplex (o dplex) accionada por motor elctrico.

16. Vlvula de cierre de succin.

2Su presin de trabajo es de 3,000 lb/pg y la presin de precarga con2nitrgeno de 1,000 a 1,100 lb/pg se tiene que verificar la presin de

precarga en cada botella cada 30 das, las botellas deben contenersolamente nitrgeno, ya que el aire y otros gases pueden causar fuego oexplosin.

Normalmente deben estar abiertas y cerradas cuando desee aplicar una2presin mayor de 3,000 lb/pg o cundo realice pruebas de efectividad

de tiempo de respuesta del sistema.

Debe limpiarlo cada 30 das

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

2Rango de presin de 0-300 lb/pg

2Normalmente est regulado para cortar a 2,900 lb/pg en unidades quecuentan con bombas de aire y bomba elctrica. Cundo la presin en el

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

Normalmente sta vlvula debe encontrarse cerrada. Cundo se2requieran presiones mayores de 3,000 lb/pg , primero cierre la vlvula

que asla la bomba elctrica (19) gire la vlvula (25) hacia la derecha(alta presin) y finalmente abra esta vlvula, lo que permitir manejar

2presiones hasta de 5,500 lb/pg .

Normalmente deben estar abiertas.

Siempre permanecern abiertas

La limpieza se realizar cada 30 das.

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

Su funcin es permitir reparar o cambiar las bombas hidroneumticas sinperder presin en el banco acumulador

14. Motor elctrico y arrancador El motor elctrico opera con tensin elctrica de 220 a 440 voltios, 60ciclos, tres fases; la corriente requerida depende de la potencia delmotor. El arrancador acciona y para automticamente el motor elctricoque controla la bomba triplex o dplex; trabaja conjuntamente con el

interruptor manual de sobrecontrol para accionar o parar. El interruptor

Cada 30 das se debe revisar el nivel (SAE-30W). Adems se tiene querevisar el nivel de aceite en la coraza de la cadena (30 40W), el cualdebe llegar hasta el tapn de llenado.

Normalmente debe estar abierta

17. Filtro de succin. Normalmente debe estar abierta

18. Vlvula de contrapresin (check). Su funcin es permitir reparar el extremo hidrulico de la bomba sinperder presin en el Sistema.


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

hidroneumticas.

20. Interruptor de presin automtico hidroelctrico. El motor de la bomba hidroelctrica arranca automticamente cuando2la presin en el banco acumulador desciende a 2700 Ib/pg y para cuando

2la presin llega a 3,000 Ib/pg . Al ajustar la presin de paro del motorelctrico, quite el protector del tomillo regulador y grelo en sentidocontrario a las manecillas del reloj para disminuir la presin o en el sentidode las mismas manecillas para incrementar la presin. Para ajustar lapresin de arranque del motor elctrico quite la tapa a prueba de explosin,purgue la presin del sistema a la presin de arranque deseada y mueva la

21. Manmetro indicador de la presin en el sistema acumulador. 2Rango de presin de 0-6,000 Ib/pg

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

23. Vlvula reguladora y reductora de presin 2Reduce la presin del Sistema a 1,500 Ib/pg para operar los

preventores de arietes y las vlvulas con operador hidrulico.Para ajustar esta vlvula, primero afloje la tuerca candado de la manija ygrela hacia la derecha para incrementar la presin y hacia la izquierdapara reducirla, observando siempre el manmetro al fijar la presin en elregulador del mltiple de distribucin; finalmente, apriete la tuerca

24. Manmetro indicador de presin en el mltiple de distribucin de 2Rango de presin de 0-10,000 lb/pg

25. Vlvula para aislar la vlvula reductora de presin. Debe estar en posicin abierta, y cuando se necesiten aplicar presiones2mayores de 1,500 Ib/pg a los preventores de arietes, grela a la posicin

de cerrada, as se asla la vlvula (23).

26. Vlvula reguladora y reductora de presin impulsada por aire. Regula la presin para el preventor anular. La presin puede variardependiendo del dimetro del tubo contra el que cierra el preventor

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

28. Vlvulas de cuatro vas. Permiten cerrar o abrir los preventores y las vlvulas hidrulicas

29. Vlvula de purga. Normalmente debe estar cerrada. Esta vlvula debe mantenerse abiertacuando se precargan las botellas del acumulador.

30. Caja de empalme de aire. Se usa para conectar las lneas de aire en el Sistema a las lneas de aireque vienen del tablero de control remoto.

31. Transmisin de presin neumtica para la presin del preventoranular.

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

32. Transmisor de presin neumtica para la presin del mltiple defluido.

Ajuste el regulador de presin del transmisor, para que el manmetro delos preventores de arietes en el tablero remoto registre la misma presinque el manmetro del sistema. (24)

33. Transmisor de presin neumtica para la presin del sistemaacumulador

Ajuste el regulador de presin del transmisor, para que el manmetroque indica la presin del acumulador en el tablero remoto registre lamisma presin que el manmetro del sistema. (21)

34. Vlvula neumtica reguladora de la vlvula (26). Se utiliza para regular la presin de operacin del preventor anular. Elgiro a la izquierda disminuye presin y a la derecha la incrementa. Vigilesiempre el manmetro cuando ajuste la presin. (27)

35. Selector de regulador de presin del preventor anular. Se usa para seleccionar el tablero (unidad o control remoto) desdedonde se desea controlar la vlvula reguladora (26).

36. Vlvula de seguridad del mltiple distribuidor de fluido. 2Est regulada para que abra a 5,500 lb/pg .


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1.5 Requerimientos de consolas de

control remotoTodos los equipos terrestres o de plataforma de perforacin costa afuera debern estar equipados conel nmero suficiente de tableros de control remoto, ubicados estratgicamente, donde el perforador oel tcnico puedan llegar con rapidez.

Normalmente se tiene una consola en el piso de perforacin y otra en un lugar accesible.En las plataformas marinas, deber tenerse un tablero de control remoto en la oficina delsuperintendente y una consola adicional ubicada en el muelle que est situado a favor de los vientosdominantes.

Figura 2. Consola de control remoto Koomey

Al trmino de cada instalacin del arreglo de preventores, segn la etapa de perforacin porcontinuar, debern efectuarse todas las pruebas de apertura y cierre desde la misma unidad yposteriormente desde cada estacin de control remoto que se encuentre en operacin, para verificar elfuncionamiento integral del sistema.




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2. Requerimientos para vlvulas,

conexiones, lneasodas las vlvulas, conexiones, lneas y dems accesorios de la unidad de cierre y el arreglo depreventores debern estar construidos de acero, para una presin mayor o igual a la presinTmxima de trabajo hasta de 352 kg/cm2 (5,000 Ib/pg.). En toda instalacin, todas las vlvulas,

conexiones y dems componentes requeridos, debern estar equipados con lo siguiente:Cada mltiple de la unidad de cierre deber contar con vlvulas de paso completo en las culespuedan conectarse fcilmente y por separado las lneas del fluido hidrulico.Cada unidad de cierre deber equiparse con las suficientes vlvulas de contra flujo (check) o de

cierre que permitan aislar las bombas y los acumuladores del mltiple de la unidad de cierre y elregulador de presin del preventor anular del mltiple de la unidad de cierre.La unidad de cierre deber contar con los manmetros necesarios y precisos que indiquen laoperacin, tanto flujo abajo como arriba de la vlvula reguladora de presin del preventoranular.En cada unidad de cierre deber tener una vlvula reguladora de presin que permita controlarmanualmente la presin para operar el preventor anular.La unidad de cierre que est equipada con una vlvula reguladora que controle la presin deoperacin de los preventores de arietes; deber contar con una vlvula y lnea de paso que

permita aplicar toda la presin del banco de acumuladores en el mltiple de la unidad.Las vlvulas de control (ram-lok) para operar el sistema debern tener indicadores precisos de laposicin, tipo y medida de los arietes instalados en el arreglo de preventores. Los letreros estarnen espaol e indicarn la posicin de apertura o cierre.Posicin de las vlvulas de control: Durante las operaciones normales de perforacin del pozo;cada una de las vlvulas que operen los preventores debern estar siempre en la posicin deabierto y en la posicin de cerrado, (nicamente) la que opera la vlvula hidrulica de la lnea deestrangulacin.Vlvula de control del preventor ciego: Deber estar equipada con una cubierta (protector) sobrela palanca manual para evitar que se opere accidentalmente

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Requerimientos para vlvulas,conexiones, lneas


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3. Pruebas de operacin y funciona-

miento del sistema3.1. Recomendaciones

1. Revise que la presin del banco de acumuladores indique 211 kg/cm2 (3,000 Ib/pg2) la presinen el mltiple de distribucin 105 kg/pg2 (1,500 Ib/pg2) y la del preventor anular de 56 a 105kg/cm2 (800 a 1500 Ib/pg2) conforme a la presin ptima de trabajo recomendada por elfabricante de este ltimo preventor. Consulte las tablas correspondientes en la descripcin delpreventor anular.

2. Verifique que el fluido del sistema est libre de fluido de perforacin o de cualquier otro fluido

extrao, sedimentos, piedras o basura.3. Revise mensualmente la precarga de cada botella aislando los bancos acumuladores para notener que retirar del servicio ambos bancos a la vez.

4. Certifique que el personal de electromecnica proporcione el mantenimiento adecuado alsistema conforme a las recomendaciones del fabricante y en especial la lubricacin de lasbombas hidroneumticas (transmisin, extremo mecnico e hidrulico), limpieza de filtros,calibracin de manmetros en el sistema y controles remotos, etc.

5. Verifique diariamente el nivel de aceite hidrulico en el depsito (3/4 de su capacidad dealmacenamiento, es suficiente teniendo el sistema en operacin, con objeto de poder recibirfluido de los acumuladores).

6. Deben taponarse las descargas de las vlvulas que estn fuera de operacin con objeto de evitarque se descargue el sistema por descuido.

3.2. Prueba de efectividad de tiempo de respuesta al

sistema de bomba! El sistema debe ser capaz de cerrar cada preventor de arietes y los preventores anulares menores de

20 pg en 30 segundos como mximo y hasta 45 segundos para los de 20 pg y de mayor dimetro.!

La bomba hidroelctrica por si misma, es decir, con los acumuladores bloqueados y las bombashidroneumticas paradas, debe ser capaz de abrir la vlvula hidrulica de la lnea deestrangulacin, cerrar el preventor anular sobre la tubera y obtener un mnimo de 1,200 Ib/pg2 depresin en un tiempo que no exceda de dos minutos.

! De igual forma, las bombas hidroneumticas por s mismas deben ser capaces de llevar a cabo loindicado en el inciso anterior.

! La prueba de los acumuladores consiste en abrir la vlvula hidrulica de la lnea de estrangulaciny cerrar el preventor anular sobre la tubera de perforacin en un tiempo que no exceda de 30


Pruebas de operacin y funcionamientodel sistema


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segundos, conservando una presin final mnima de 84 kg/cm2 (1,200 Ib/pg2) y teniendo las bombashidroneumticas e hidroelctricas paradas.

! Esta prueba de efectividad de tiempo de respuesta del sistema debe llevarse a cabo antes de efectuarcada prueba a presin del sistema de control superficial.

3.3. Prueba de operacin y funcionamiento del sistema

de acumuladoresEsta prueba debe llevarse a cabo antes de que se efecte la prueba hidrulica del Sistema de Control

Superficial.1. Asle las fuentes de energa hidroelctrica e hidroneumtica del Sistema y verifique que estn

abiertas las vlvulas de los acumuladores.2. En caso de no tener tubera dentro del pozo introduzca una lingada de TP.3. Abra la vlvula hidrulica de la lnea de estrangular, cierre el preventor anular y el preventor de

arietes del dimetro de la TP correspondiente. Registre el tiempo que tarda en efectuar estas tresoperaciones. El mximo tiempo requerido es de 50 segundos, debiendo conservar una presinfinal mnima de 1,200 Ib/pg2 (84 kg/cm2).

4. Seguidamente, recargue los acumuladores a 3,000 Ib/pg2 (211 kg/cm2) con las dos fuentes deenerga y registre el tiempo empleado el cual debe ser de 5 minutos como mximo.

5. La bomba hidroelctrica por s misma, es decir con los acumuladores bloqueados y las bombashidroneumticas paradas, debe ser capaz de abrir la vlvula hidrulica de la lnea de

estrangulacin y cerrar el preventor anular sobre la tubera en un tiempo que no exceda de dosminutos, debiendo conservar una presin final mnima de 1,200 Ib/pg2 (84 kg/cm2)

6. De igual manera, las bombas hidroneumticas, por s mismas, debern ser capaces de llevar a cabolo indicado en el inciso anterior.

3.4. Cierre de preventor usando el sistema de respaldoEsta prueba se efecta en los pozos-escuela (simulador equipo de perforacin) con el propsito de

demostrar a las cuadrillas la eficiencia de la fuente independiente que podr utilizarse como ltimo

recurso, para cerrar los preventores.Los equipos terrestres y marinos que cuenten con este sistema de respaldo estarn supeditados a lasinstrucciones del personal tcnico para accionarlo:

1. Quitar tapones laterales de 4 pg (No. 37) del tanque de almacenamiento.2. Verificar que la vlvula de purga (No. 29) est cerrada y que ninguna vlvula ram-lok (No. 28)

est parcialmente activada.3. Aislar el banco de acumuladores (cerrar) con la vlvula (No. 19)4. Posicionar en alta la vlvula de by-pass (No. 25)




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5. Colocar en posicin de cerrar, la vlvula ram-lok del preventor seleccionado y posicionar enabierto el ram-lok que acciona la vlvula hidrulica de la lnea de estrangular.

6. Abrir la vlvula del cilindro de N2 (nm. 38) seleccionado, observando que tenga unapresin mnima de 80 kg/cm2en el manmetro del banco (No. 39).

7. Abrir la vlvula general de N2 (No. 40), verifique el cierre del preventor. Una vez accionadocierre la vlvula del cilindro de gas.

3.5. Recomendaciones! Antes de utilizar el nitrgeno:! Revise que las vlvulas de los cilindros y la vlvula general de N2 estn cerradas.! Observe el cierre del preventor y de inmediato cierre las vlvulas del N2! Nunca opere las vlvulas ramlok de una posicin a otra (abrir a cerrar o viceversa) estando la

lnea represionada con N2, ya que originar un accidente.! Es recomendable purgar lentamente la presin por la vlvula No. 29 antes de realizar cualquier

operacin en el sistema de la unidad de cierre.

40




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4. Cabezal de tubera de revestimientol cabezal de tubera de revestimiento forma parte de la instalacin permanente del pozo y se usa

para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubera de revestimiento.

EPor diseo, puede ser roscable, soldable o bridado; adems, se utiliza como base para instalar elconjunto de preventores.Las salidas laterales del cabezal pueden utilizarse para instalar las lneas secundarias (auxiliares) de

control y su uso deber limitarse para casos de emergencia estrictamente. Cuando las lneas no estninstaladas, es recomendable disponer de una vlvula y un manmetro en dichas salidas.

La norma API-6A establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubera derevestimiento:

! La presin de trabajo deber ser igual o mayor que la presin superficial mxima que se esperemanejar.! Resistencia mecnica y capacidad de presin acordes a las bridas API y a la tubera en que se

conecte.! Resistencia a la flexin (pandeo) ser igual o mayor que la tubera de revestimiento en que se

conecta.! Resistencia a la compresin para soportar las siguientes TRs que se van a colocar.


Cabezal de tubera de revestimiento


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TORNILLOS OPRESORES

BOLA COLGADORA

CABEZAL DE PRODUCCIN

CUAS DE TR

CABEZAL DE TR

DOBLE SELLO

CABEZAL DE TR

CUAS DE TR

SISTEMA DE CABEZALES


Cabezal de tubera de revestimiento


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5. Carrete de control

l carrete de control se instala para conectar las lneas primarias de matar y estrangular en unconjunto de preventores. El API-RP-53 recomienda que estas lneas se conecten a un preventor

Econ salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran ventaja de disminuir laaltura del conjunto de preventores, as como el nmero de bridas que, como se mencion, es el punto msdbil del conjunto.Sin embargo, en la mayora de los casos se prefiere usar un carrete, ya que, como estn sujetos a la erosin,resulta ms econmico eliminar un carrete que un preventor; tambin se dispone de mayor espacio entrepreventores, lo que facilita la introduccin de la tubera a presin.

5.1. Especificaciones y recomendaciones de operacin!Para rangos de presin de 2,000 y 3,000 Ib/pg2 (141 y 211 kg/cm2) las salidas laterales deben tener undimetro interior mnimo de 2 pg y ser bridadas o de grampa.!El dimetro interior debe ser por lo menos igual al del ltimo cabezal instalado en el pozo.!Tomando en consideracin las ventajas descritas, es conveniente tener instalado un preventor dearietes en la parte inferior del carrete de control.!Para los rangos de presin de trabajo 5,000, 10,000 y 15,000 Ib/pg2 (352, 703 y 1,055 kg/cm2) las salidasdeben ser de un dimetro interior mnimo de 2 pg para la lnea de matar y de 3 pg para la lnea deestrangular.!El rango de presin de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores!Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las lneas primarias de matar yestrangular, con el objeto de evitar el dao que por erosin se puede provocar a la instalacindefinitiva al pozo.!Estas salidas pueden ser utilizadas como lneas auxiliares (secundarias) de matar y estrangular,debiendo limitar su uso el tiempo mnimo posible cuando ocurran fallas en ellas.


Carrete de control

Figura 4. Carrete de control


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6. Preventores de arietes

6.1. Preventor de arietes anularesEl preventor de arietes tiene como caracterstica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de

arietes, segn se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseo es consideradocomo el ms seguro.

Fig. 5. Ejemplo de preventores sencillos de arietes marca

Cameron tipo U y UM.


Preventores de arietes


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Otras caractersticas son:! El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble.! Puede instalarse en pozos terrestres o en plataformas costa afuera.! La presin del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes.! Tiene un sistema de operacin secundario para cerrar manualmente los arietes (candados).! Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule autoalimentable.! Modificando los pistones de operacin, al usar arietes de corte sirven para cortar tubera quedando

el pozo cerrado.

Fig. 6. Preventor doble de arietes tipo U con salidas laterales

6.2. Arietes anularesLos arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleacin y de un conjunto

sellante diseado para resistir la compresin y sellar eficazmente. Los tipos de arietes usados en losarreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:




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FIG. 7. Arietes para tubera Cameron

Los arietes para tubera de perforacin o revestimiento estn constituidos por un sello superior y porun empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarseindependientemente.

6.2.1. CaractersticasEn caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubera, para lo cual deber regularse la

presin de cierre del preventor.Cuando existe presin en el pozo, evitan la expulsin de la tubera al detenerse la junta en la parte

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

Sello superiorello superior

Ariete anular para preventor tipo Uriete anular para preventor tipo U

Empaque frontalmpaque frontal

Cuerpo del arieteuerpo del ariete




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

cerrar sobre un rango de dimetro de tubera, as como de la flecha.

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

preventores:

Cuerpo del ariete Ariete anular ajustable para preventor tipo U

Empaque frontalSello superior




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Tabla 3. Rango de cierre de arietes ajustables

6.4. Ventajas y desventajas de la posicin que guardael preventor ciego

Tomando como base el arreglo ms comn para la perforacin de zonas de alta presin y pozos dedesarrollo, los arietes ciegos estn colocados arriba del carrete de control.

6.4.1. VentajasEst demostrado estadsticamente que la mayor parte de los brotes ocurren con la tubera dentro

del pozo, es entonces que el preventor inferior hace la funcin de vlvula maestra por estar conectadadirectamente a la boca del pozo evitando las bridas, mismas que estn consideradas como las partesms dbiles de un conjunto de preventores.

! Se pueden cambiar los arietes ciegos por arietes para la tubera de perforacin.! La tubera de perforacin puede suspenderse del preventor inferior y cerrar totalmente el pozo.! Cuando el pozo est cerrado con el preventor inferior, permite efectuar reparaciones y corregir

fugas del conjunto de preventores; adems del cambio de unidades completas.! Cuando el preventor ciego est cerrado, se puede operar a travs del carrete de control.! Si se considera conveniente, se puede introducir tubera de perforacin a presin dentro del pozo,

utilizando el preventor inferior y alguno de los superiores, previo cambio de los ciegos por arietespara tubera de perforacin.

Tamao (pg) Presi de trabajo (psi) Rango de cierre de arietes variables (pg)7 1/16 3,000; 5,000; 10,000 Y 15,000 3 1/2 - 2 3/8 - 4 - 2 7/8

11 3,000; 5,000; 10,000 5 - 2 7/8 - 5 1/2 - 3 1/2

11 15, 000 5 - 2 7/8

13 5/8 3,000, 5,000 y 10,000 7 - 4 - 5 - 3 1/213 5/8 15, 000 7 5 - 5 - 3 1/2

16 3/4 5,000 y 10,000 7 - 3 1/2

16 3/4 10, 000 5 - 2 7/8

20 3/4 3, 000 7 5/8 - 31/2 - 5 - 2 7/8



Presin


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! Lo anterior tiene la gran desventaja de deteriorar los arietes inferiores, los cuales no es posiblecambiar, por lo que debe procurarse operarios slo en caso necesario; ya que, como se indic,deben considerarse como vlvula maestra.

6.4.2. Desventajas! Cuando el preventor ciego est cerrado, no se tendr ningn control si ocurre alguna fuga en el

preventor inferior en el carrete de control.! Lo que se manej como ventaja de que los arietes ciegos se pueden cambiar por arietes para tubera

de perforacin, funciona ahora como desventaja, ya que en el caso extremo de querer soltar latubera no se dispondra de una vlvula maestra que cerrar totalmente el pozo.

! Cuando se est perforando la etapa de yacimiento, se debern utilizar arietes de corte ensustitucin de los ciegos.

Si se utilizan sartas combinadas, los arietes para la tubera de dimetro mayor se instalarn en elpreventor inferior, y los de dimetro menor en el superior. Ambos arietes pueden sustituirse por el tipovariable. Debe observarse que si ocurre un brote cuando se est sacando del pozo, la tubera deperforacin de dimetro menor, slo se dispondr del preventor anular y uno de arietes.

Es entonces que no ser posible intercambiar arietes de ese mismo dimetro de tubera de perforacinen algn otro preventor, por lo que ser conveniente ubicar los arietes ciegos en la parte superior delpreventor doble, aun cuando las desventajas sealadas anteriormente seran mayores por tener doblebrida adicional.

Una opcin prctica, sin cambiar la posicin establecida, recomienda bajar una parada de tubera del

dimetro mayor para cerrar el preventor inferior y cambiar arietes al superior.

6.5. Arietes de corteLos arietes de corte estn constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del ariete,

empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las cuchillas.La funcin de estos arietes es cortar tubera y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo, cuando

no se dispone de los arietes ciegos. Durante laoperacin normal de perforacin, estn insta-lados en bonetes modificados, aumentando elrea del pitn y la carrera de operacin.




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Fig. 9. Arietes ciegos de corte marca Cameron

EMPAQUE LATERALMPAQUE LATERAL

EMPAQUE LATERALMPAQUE LATERAL

EMPAQUE DECUCHILLA DE CORTE

EMPAQUE DECUCHILLA DE CORTEARIETE ARMADORIETE ARMADO




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6.6. Arietes ciegosConstan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metlica

y de un sello superior. Su funcin es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubera en su interior yque por la manifestacin del brote no sea posible introducirla. Se instalan en bonetes normales ymodificados para arietes de corte.




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7. Preventor esfrico

ste preventor anular (tambin se conoce como esfrico), es instalado en la parte superior de lospreventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote. El tamao y su

Ecapacidad debern ser iguales que los preventores de arietes.El preventor anular consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule sinttico (dona),que al operarlo se deforma concntricamente hacia su parte interior efectuando el cierre alrededor de latubera. Al abrir la "dona" se contrae y queda en posicin de abierto al mismo dimetro de paso que losotros preventores.

En el preventor anular Hydrill tipo GK la presin hidrulica de cierre se ejerce sobre el pistn deoperacin y sube conforme asciende el elemento de hule, comprimindose hacia adentro hasta efectuarel sello sobre cualquier tubera o herramienta que est dentro del preventor.

Para el preventor anular Cameron tipo D y DL, la presin de cierre fuerza hacia arriba el pistn deoperacin y el plato impulsor desplaza el aro de hule slido, forzando a la "dona" a cerrarse,activndose simultneamente los insertos de acero que refuerzan al elemento de hule, girandointeriormente hasta formar un anillo de soporte contino tanto en la parte superior como en la parteinferior del elemento empacador.

Fig. 10. Preventor esfrico Hydrill tipo GK


Preventor esfrico


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7.1. Caractersticas de diseoEl uso del preventor anular posee las caractersticas siguientes:

!

Cierra sobre cualquier herramienta de perforacin sin importar su geometra o dimetro exterior dela sarta de uso, incluyendo la flecha.! Cierra en agujero a pleno calibre; sin embargo, no se recomienda operarlo en esas condiciones, ya

que el elemento sellante sufre un dao considerable, por lo que se limita esta caracterstica a casoscrticos.

! Permite introducir o sacar tubera y herramienta con presin en el pozo.! Permite rotar lentamente la tubera en caso de requerirse.! Es posible cambiar el elemento sellante con tubera dentro del pozo.! Cierra sobre el cable, la sonda o las pistolas de la unidad de registros.


Preventor esfrico


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7.2. Recomendaciones de operacin! La frecuencia de las pruebas ser similar a la del conjunto de preventores.! El preventor anular debe probarse al 70% de su rango de presin de trabajo y siempre sobre la

tubera de perforacin, aplicando la presin de cierre recomendada por el fabricante en funcindel dimetro de la tubera.

! Para rotar lentamente la tubera con el elemento sellante cerrado, deber ajustarse la presin decierre, como se indica en los datos de cierre del fabricante.

! Para introducir o sacar tubera en un pozo con presin se ajustar la presin de cierre a la mnimanecesaria para permitir el movimiento de la tubera hacia arriba o hacia abajo (esto en funcin de

la presin que exista en el pozo). Tambin se puede estar adicionando continuamente aceite a latubera para lubricarla. Asimismo, se debe tener la precaucin de disminuir la velocidad deintroduccin o extraccin al pasar los coples de la tubera, con objeto de prolongar la vida til delelemento sellante y permitir que se acople a los diferentes dimetros a que es expuesto, evitandoas alguna fuga.

! Los preventores anulares Hydrill poseen caractersticas de que la presin contribuye al cierre delmismo.


Preventor esfrico


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Tabla 4. Presin de cierre en lb/pg2 del preventor anular Hydrill sin presin en el

pozo

Hydrill

MSP Tipo GKDimetro Dimetro a

cerrar

(pulgadas) 29 1/2" -

0.5M

21 1/4" -

2M

16 3/4" -

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

11" -

5M

11" -

10M7 1/6" - 10M

12 950

6 5/8 550 550

5 1350 500 600 600

4 1/2 550 600 650 525 650 420 350

3 1/2 600 650 700 640 700 600 550

2 7/8 650 750 750 815 750 780 750

Ciego 1500 1100 1150 1150 1150 1150 1150 1150


Preventor esfrico


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8. Empaquetadura de preventores (elas-

tmeros)a empaquetadora o partes elsticas de los preventores debern identificarse por el tipo decaucho, composicin, proceso de fabricacin empleado, grado de dureza, etctera. LasLcaractersticas anteriores determinan el uso ms apropiado para cada tipo.

Las partes elastomricas deben ser marcadas al moldearse para identificar el tipo de caucho, rango dedureza, nmero de parte y cdigo empleado. El sistema de cdigo de identificacin est compuesta portres partes:

a). Durezab). Cdigo API

c). Nmero de parte del fabricante

Ejemplo:

Esta marca designa una parte o componente que tiene un rango en la escala de la dureza de 70 -75,fabricado de epiclorohidrina y con nmero del fabricante de 400.Los diversos fabricantes de los productos elastomricos recomiendan el uso ms apropiado para cada

tipo de empaque.


Empaquetadura de preventores

(elastmeros)


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La tabla 5 contiene los cdigos empleados para la seleccin de los elementos sellantes.

Tabla 5. Gua para la seleccin del elemento sellante

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

recomiendan realizar las pruebas siguientes:Doble, estire y comprima la pieza. Observe si en el rea de esfuerzos existen grietas o fisuras,

particularmente en las esquinas; de ser as, elimnelas y cmbiela por otra en condiciones adecuadas.Si la pieza es de tamao muy grande, corte una tira de una rea no crtica y efectele la prueba. Ejemplo:

corte una tira de caucho entre los segmentos de un elemento sellante del preventor anular, para realizar elensayo mencionado.

Cuando la empaquetadura de caucho se expone a la intemperie ocasiona que la superficie se observepolvorienta y en mal estado aparente, por lo que tambin deber efectuarse la prueba anterior.

Las condiciones de almacenamiento determinan la duracin de los elementos de caucho. Las tablas 6 y 7indican las condiciones que deben observarse para tal propsito.

Tipo de elastmero Rango de dureza Cdigo API Aplicacin tpica de servicio

Epiclorohidrina 70 - 75 CO Fluidos de perforacin base agua y bajas temperaturas.

Caucho natural 67 - 75 NR Fluido de perforacin base agua, contaminacin con H S y temperaturas bajas y medias.2

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

Nitr ilo 70 - 82 NBR Fluidos de perforacin base aceite, contaminacin con H S y temperaturas: normal y altas.2



(elastmeros)


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



(elastmeros)

Calidad de almacenamientoCondicin

Buena Normal Deficiente

Temperatura Hasta 80 f Hasta 120 f Msde120f

EsfuerzosCompartimientos separados para

cada pieza sin apilar.

pequeos,sincomprimirlasenpequeaspuestasencajasde

Piezas almacenadas

comprimidas, estiradas,

dobladas o plegadas,

anillos en "O" colgados en

clavijas.

Medio ambienteProteger de la luz y del contacto

con el aire.equipo elctricoqueproduzca

A rayo de sol o con luz

elctricos,mquinasdeetctera.

Contacto con lquidos Secas SecasPosibilidad de que se

solventes, agua, cidos, etctera.

Condicin

Contacto con lquidos

Bajo techo lejos de ventanas yequipo elctrico que produzcachispas.

Piezas apiladas en grupospequeos, sin comprimirlas enlas cajas ni estantes, piezaspequeas puestas en cajas depoca altura.

fuerte, cerca de motoreselctricos, mquinas desoldadura con arco,etctera.

mojen con aceite,solventes, agua, cidos,etctera.

Ms de 120 fHasta 120 fHasta 80 f


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4

Tabla 7. Tiempo de conservacin de empaquetadura de caucho en

general de la calidad de almacenamiento

Tipo de caucho Calidad de almacenamiento

Buena Normal Deficiente

Epiclorohidrina 6 - 8 aos 6 aos Distorsinpermanentesilosartculossealmacenanbajo

Neopreno 3 - 5 aos 2 - 4 aos Distorsinpermanentesilosartculossealmacenanbajo

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

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

adversamente.



(elastmeros)

Distorsin permanente si los artculos se almacenan bajoesfuerzo.

Distorsin permanente si los artculos se almacenan bajoesfuerzo.

- 6 aos

- 4 aos

- 3 aos

- 3 aos

- 8 aos

- 5 aos

- 4 aos

- 4 aos


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9. Conexiones superficiales de control

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

las presiones de la formacin y en la superficie, mtodos de control de pozos que sern empleados,situacin ambiental del pozo, corrosividad, volmenes, toxicidad y abrasividad de los fluidos esperados,como lo especifican las prcticas recomendadas API-RP53.

9.2. Lneas de matarLa lnea de matar es una de las partes integrales del sistema de control superficial, requerido para

llevar a cabo las operaciones de control de pozos, cuando el mtodo normal de control (a travs de laflecha o directamente por la tubera) no puede ser empleado.La lnea de matar conecta las bombas de Iodo del equipo, con una de las salidas laterales del carrete de

control o de los preventores.La conexin de la lnea de matar al arreglo de preventores, depender de la configuracin parcial que

tengan, pero debe localizarse de tal manera que se pueda bombear fluido debajo de un preventor dearietes, que posiblemente sea el que se cierre.

Slo en caso de extrema urgencia, la lnea de matar podr conectarse a las salidas laterales del cabezal ocarrete de TR o debajo de un preventor de arietes para tubera que se encuentre ms abajo en el arreglo.

2 2Para rangos de presin de trabajo mayores de 5000 Ib/pg (352 kg/cm ), se instalar una lnea de matarremota (a una distancia considerable) para permitir el uso de una bomba de alta presin, si las bombas del

equipo se vuelven inaccesibles o inoperantes.

2

Fig.11 Lnea de matar para 2,000 y 3,000 lb/pg presin de trabajo

Conexiones superficiales de control



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El sitio deber seleccionarse para mxima seguridad y con suficiente acceso. Normalmente esta lnease encuentra unida a la lnea de matar, cerca del arreglo de preventores, y se extiende hasta un sitioadecuado donde pueda instalarse un patn con la bomba auxiliar

Fig.12 Lnea de matar para 5, 10 y 15 kpsi

9.2.1. Especificaciones y recomendaciones de operacinPara la lnea de matar son aplicables las especificaciones referidas en la lnea y mltiple de

estrangulacin, las ms sobresalientes son las siguientes:! Todas las lneas, vlvulas, conexiones, vlvulas de contrapresin, etc., deben ser de un rango de

presin de trabajo similar al que tiene el conjunto de preventores como mnimo.! El dimetro mnimo recomendado es de 2 pg y se deben evitar componentes con dimetro interior

reducido.! Debe tener doble vlvula conectada a la salida lateral del conjunto de preventores.! Todos los componentes de la lnea deben protegerse contra el congelamiento o las altas presiones.! nicamente se deben utilizar conexiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de las

2roscables en todos los componentes cuando el rango de presin sea mayor de 3000 Ib/pg (2112kg/cm ).

! Todas las partes integrantes de la lnea de matar deben cumplir las especificaciones API,especialmente en lo que se refiere a la presin de trabajo, resistencia a la temperatura y corrosin.

! La lnea deber probarse con la misma frecuencia y a la misma presin del conjunto de preventores;as mismo, en lo que se refiere a la inspeccin y operacin.

! No debe utilizarse como lnea de llenado, ya que el uso excesivo provoca desgaste de los componentesque limitaran su empleo en caso de emergencia.

! Deber estar provista de por lo menos una vlvula de contrapresin (check), con el fin de evitar que elpozo quede desprotegido si al estar bombeando por la lnea ocurre una fuga.




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Fig. 13. Mltiple de estrangulacin tpico para rangos de presin de trabajo

2de 2,000 y 3,000 lb/pg



9.3. Mltiples y lneas de estrangularEl mltiple de estrangulacin est formado por vlvulas, cruces y tees de flujo, estranguladores y

lneas. Se disean para controlar el flujo de Iodo y los fluidos invasores durante el proceso de control de

un pozo.En un sistema de control superficial est conectado al arreglo de preventores a travs de lneasmetlicas que proporcionan alternativas a la direccin del flujo o permiten que ste (por medio de lasvlvulas) sea confinado totalmente.

9.3.1. Consideraciones de diseoLa estandarizacin y aceptacin de los mltiples de estrangulacin estn reglamentados por la Norma

API 16C y por las prcticas recomendadas API RP-53.El diseo del mltiple de estrangulacin debe considerar varios factores que debern tenerse en

cuenta, siendo estos:! Primero se debe establecer la presin de trabajo que al igual que el arreglo de preventores, estar en

funcin de la presin mxima superficial que se espera manejar, as como de las presionesanticipadas de la formacin.! El o los mtodos de control del pozo a usar para incluir el equipo necesario.! El entorno ecolgico que rodea al pozo.! La composicin, abrasividad y toxicidad de los fluidos congnitos y el volumen por manejar.


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Fig. 14. Mltiple de estrangulacin tpico para rango de presin2

de trabajo de 5,000 lb/pg




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9.4. Recomendaciones de operacin

! La lnea y el mltiple de estrangulacin debern probarse a la misma presin y con la misma

frecuencia que el conjunto de preventores.! Todas las vlvulas, conexiones y lneas deben cumplir el API RP-53, en relacin con su presin de

trabajo, temperatura y corrosividad.2

! Para rangos de presin de trabajo superiores a 3,000 Ib/pg debern emplearse nicamente cone-xiones bridadas, soldadas o de grampa y evitar el uso de las roscables.

! La lnea de estrangulacin se debe equipar con doble vlvula, una de las cules ser hidrulica2 2cuando la presin de trabajo se eleve a 5,000 Ib/pg (352 kg/cm ).

! La lnea ser lo ms recta posible y estar suficientemente anclada para evitar vibraciones.! El dimetro mnimo de las lneas de descarga de los estranguladores debe ser de 2 pg.! En lugares donde la temperatura baja a 0 C deben tomarse las consideraciones necesarias para evitar

el obturamiento por congelamiento.! Debe disponerse de manmetros que registren la presin en las tuberas de perforacin y derevestimiento, en el lugar donde se est llevando el mando de las operaciones de control.! No debe tener restricciones en el dimetro interior, con el objeto de evitar altas cadas de presin y

desgaste por abrasividad.! Debe haber ms de una lnea de descarga del estrangulador, con el objeto de no suspender la

operacin por obturamiento, erosin, fugas, etc.! Debe haber una lnea de desfogue que no pase a travs de los estranguladores ajustables y tenga un

dimetro menor al de la lnea de estrangulacin.! El mltiple debe instalarse en un sitio accesible y fuera de la subestructura del equipo. Tambin

permite desfogar altos gastos de fluidos del pozo, evitando represiones en la tubera derevestimiento a pozo cerrado.

! Debe instalarse doble vlvula antes de cada estrangulador ajustable (para rangos de presin de2trabajo superiores a 3000 Ib/pg ).! Como mnimo, debe estar instalado permanentemente un estrangulador hidrulico operando a

control remoto y dos estranguladores ajustables manuales en localizaciones lacustres, terrestres ymarinas.

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

Algunas ocasiones, aunque no se muestran en las figuras de los mltiples de estrangulacin tpicos, seinstalan cmaras de amortiguacin despus del conjunto de estranguladores (como es el caso de lastorres de perforacin de la Regin Marina), con el propsito de conectar lneas de descarga. Al utilizarlos,

deber preverse poder aislarlos en caso de un mal funcionamiento, para no interrumpir el control delflujo.La lnea y el mltiple de estrangulacin deben estar controlados exclusivamente por la vlvula

hidrulica y estar dispuestos para que se desfogue por uno de los estranguladores hacia la presa o elseparador gas-Iodo.




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En caso de no disponer de vlvula hidrulica en la lnea de estrangulacin, el control del mltiple sehar con una sola vlvula, preferentemente del mltiple de estrangulacin, ya que, aunque est retirado,es ms fcil y menos riesgoso el acceso.

Deben efectuarse inspecciones fsicas a la lnea y al mltiple, con el objeto de verificar que estncorrectamente ancladas tanto la lnea que conecta el mltiple como todas las lneas de descarga, as comode algunos otros daos fsicos que se pudieran presentar.

Fig. 19. Mltiple de estrangulacin terrestre de 5, 10 y 15 m

Fig. 18. Mltiple de estrangulacin de 5,000 psi utilizado en plataformacosta afuera




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10. Estranguladores ajustables

os estranguladores ajustables son accesorios diseados para restringir el paso de los fluidos en las

operaciones de control, generando con esto contrapresin en la tubera de revestimiento, con el fin

Lde mantener la presin de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita la

correcta aplicacin de los mtodos de control. Se usan las marcas Cameron, Willis, Swaco, etc.

10.1. Instrucciones para su usoLa norma API-16C recomienda que se debe disponer de dos estranguladores ajustables manuales y unohidrulico en pozos terrestres. En los pozos marinos se recomienda utilizar un estrangulador hidrulicoadicional. Los mtodos vigentes de control de pozos se basan en mantener una presin de fondoconstante que equilibre la presin de formacin, y estn en funcin de las variables siguientes:

! Gasto y presin de bombeo! Columna hidrosttica en el espacio anular! Contra presin ejercida en el sistema

Por lo que para cumplir con la condicin de equilibrio de presin se recurre a las variables sealadassiendo la ms sencilla y prctica la contrapresin ejercida, la cual se controla con el estranguladorajustable. Es decir, que en vez de variar el gasto, la presin de bombeo o la densidad del fluido deperforacin, resulta ms fcil estar variando el dimetro del estrangulador para mantener la presin defondo constante durante la operacin de control.

FIG. 16. Estranguladores ajustables

Estranguladores ajustables



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

10.2. Estrangulador hidrulico

Su diseo consta de entrada y salida bridadas. En funcin a su rango de trabajo, es instalado en elmltiple de estrangulacin y se opera por medio de una consola de control remoto. Algunas ventajasadicionales en comparacin con un estrangulador ajustable manual son:

! Su velocidad para abrirlo o cerrarlo y las opciones del dimetro de su orificio.! Cuando se obstruye por pedaceras de hule, formacin, fierro, etc., se facilita su apertura hasta el

dimetro mximo rpidamente, puede cerrarse posteriormente sin suspender la operacin del control.

FIG. 17. Estranguladores hidrulicos variables




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10.3. Consolas de control remotoSon unidades auxiliares cuya funcin es accionar el estrangulador hidrulico por medio de una

palanca que regula el cierre y apertura del mismo, siendo registrada en la cartula que muestra la

posicin del estrangulador.Cuenta adems con manmetros que sealan las presiones en TP y TR as como un contador de EPMque indica la velocidad de la bomba. Las seales son enviadas por un transmisor a travs de mangueras ylos valores se registran en los manmetros de la consola.

Se tienen las marcas Swaco, Cameron, Willis, etc; y son instaladas en el lugar donde se observetotalmente el escenario durante el control del pozo.

FIG. 18. Consola de control remoto




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10.3.1. Mantenimiento y operacinEs recomendable que la operacin del estrangulador ajustable forme parte de las pruebas de

operacin del conjunto de preventores descrito anteriormente.

Cada vez que se pruebe el estrangulador debe lavarse perfectamente y operar su apertura y cierrecompleto, con el fin de verificar que quede libre de obstrucciones; accionado desde la consola.Deber verificarse continuamente la calibracin de los manmetros, el contador de emboladas que

sealen las lecturas correctas, que las lneas estn libres de materiales, sedimentos, etc.Nunca deber sobrestimar la importancia de entrenar constantemente al personal en el manejo

adecuado de un estrangulador ajustable ya sea manual o hidrulico. La manera de evitar confusiones espor medio de los simulacros. Las cuadrillas debern operar el estrangulador ajustable y la consola decontrol remoto, durante los procedimientos de simulacros y pruebas. Cundo menos una vez cada sietedas.




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11. Bridas y anillos

as conexiones ms usuales en el sistema de control superficial, son las bridas con juntas deanillo metlico.

LExisten bsicamente dos tipos: 2El tipo 6B que corresponde al rango de presin de trabajo de 2,000; 3,000 Y 5,000 Ib/pg .2 2El tipo 6BX el cual es para rangos de 10, 000 y 15, 000 Ib/pg Y hasta 20, 000 Ib/pg de presin de trabajo.

2Este tipo de bridas se incluyen para 5000 Ib/pg cuando se trate de tamaos de 135/8 Y 16 y pg.De acuerdo a la Norma API 6A las bridas tipo 68 poseen asientos ranurados de fondo plano de forma

octagonal y ovalada (siendo esta ltima forma obsoleta). Las bridas 6B pueden usar anillos tipo R o RX.

Los anillos tipo R son de forma ovalada y octagonal, pero el anillo ovalado tiene la limitante de usarsesolo en la ranura de la brida de igual forma.

Bridas y anillos



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

La caracterstica principal de los anillos con sellos energizados, es evitar que el peso del conjunto depreventores y las vibraciones deformen los mismos anillos y aflojen los birlos de las bridas.

Esto ocasionara el aflojamiento de los tomillos del conjunto de preventores, los cuales tendran queapretarse peridicamente; adems no deben instalarse anillos que se hayan usado con anterioridad.

No debe usarse caucho, tefln u otro material elstico para recubrir los anillos. La tabla 8 contiene lostipos de anillos y bridas, usados en los conjuntos de preventores.

Bridas y anillos



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Tabla 8. Bridas y anillos en el conjunto de preventores

156

Presin de trabajo2

lb/pg

Tamao nominal

pg

Tipo de anillo

RX BX

500 (0.5 M) 29 95 -

2 000 (2 M) 16 3/4 65 -

21 1/4 73 -

26 3/4 - 167

3 000 (3 M) 7 1/6 45 -

9 49 -

11 53 -

13 5/8 57 -

20 3/4 74 -

26 3/4 - 168

5 000 (5 M) 7 1/6 46 -

11 54 -

13 5/8 - 160

16 3/4 - 162*

18 3/4 - 163

21 1/4 - 165

10 000 (10 M) 7 1/6 - 156

9 - 157

11 - 158

13 5/8 - 159

16 3/4 - 162

18 3/4 - 164

21 1/4 - 166

15 000 (15 M) 7 1/6 - 156

9 - 157

11 - 158

13 5/8 - 159

20 000 (20 M) 7 1/6 -

Bridas y anillos



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12. Birlos, esprragos y tuercas

os birlos, esprragos y tuercas usados en conexiones tipo brida 6B y 6BX, deben cumplir con lasespecificaciones siguientes:

LLa calidad y resistencia de los materiales de los birlas o esprragos no debern ser menores a lasestablecidas para el grado B-7; especificacin ASTM A-193, relativa a los materiales de aleacin de aceropara servicios de alta temperatura (o comparables a las establecidas por el grado BC, especificacinASTM A-354, aplicables para aleacin de acero templado).

La calidad y resistencia de los materiales de las tuercas, no deben ser menores que las requeridas en lasespecificaciones ASTM A-194, referente al carbono y aleacin de acero para servicios de alta temperaturay presin, esta especificacin establece el grado 1 para bridas 6B y grado 2H para bridas 6BX.

Asimismo, la norma NACE MR-O1-75 establece los requerimientos para la resistencia del cido

sulfhdrico, esfuerzo de ruptura, composicin qumica, tratamiento trmico y dureza del acero parabirlos, esprragos y tuercas.La tabla 9 contiene la altura de aristas de birlos o esprragos de acuerdo a su dimetro para bridas 6B y

6BX, la altura de cada arista no debe exceder los valores proporcionados de la tabla.

3/8Ms de 1 7/8 a 2 1/4

5/16Ms de 1 5/8 a 1 7/8

1/4Ms de 1 1/8 a 1 5/8

3/16Ms de 7/8 a 1 1/8

1/81/2 A 7/8

Mxima altura de las aristas

en pg

Dimetro del birlo o esprrago en pg

Tabla 9. Altura de arista de birloso esprragos

3/8Ms de 1 7/8 a 2 1/4

5/16Ms de 1 5/8 a 1 7/8

1/4Ms de 1 1/8 a 1 5/8

3/16Ms de 7/8 a 1 1/8

1/81/2 A 7/8

Mxima altura de las aristas

en pg

Dimetro del birlo o esprrago en pg

Tabla 9. Altura de arista de birloso esprragos

Birlos, esprragos y tuercas



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La Tabla 10 presenta el torque recomendado para birlos o esprragos usados en bridas 6BX.

FIG. 22. Apriete en conexiones bridadas

Birlos, esprragos y tuercas


38502 - 8 UN

32201 7/8 - 8 UN

20401 3/4 - 8 UN

17001 5/8 - 8 UN

14001 1/2 - 8 UN

12001 3/8 - 8 UN

6001 1/8 - 8 UN

4751 - 8 UNC

3257/8 - 9 UNC

2003/4 - 10 UNC

Torque en pie/lbDimetro del birlo enpg

Tabla 10. Especificaciones apriete debirlos

38502 - 8 UN

32201 7/8 - 8 UN

20401 3/4 - 8 UN

17001 5/8 - 8 UN

14001 1/2 - 8 UN

12001 3/8 - 8 UN

6001 1/8 - 8 UN

4751 - 8 UNC

3257/8 - 9 UNC

2003/4 - 10 UNC

Torque en pie/lbDimetro del birlo enpg

Tabla 10. Especificaciones apriete debirlos

8/22/2019 Conexiones Superf

Conexiones Superficiales de Control(Manual de Referencia)

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