INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERíAMECÁNICA Y ELÉCTRICA

UNIDAD PROFESIONAL AZCAPOTZALCO

" PLANEACIÓN, PRODUCCiÓN y USO DE

COMPONENTES, PARA UN Á'RBOL DE VÁLVULAS

PARA EXTRACCiÓN DE PETROLEO O GAS "

QUE PARA OBTENER EL TíTULO DE:

INGENIERO MECÁNICO

",

PRESENTA:

JULIO CESAR CARLON SALGADO

MEXICO, D.F. 2009

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONALESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

UNIDAD AZCAPOTZALCO

TESIS COLECTIVA Y EXAMEN ORAL INDIVIDUALQUE PARA OBTENER EL TíTULO DE INGENIERO MECÁNICODEBERÁ DESARROLLAR EL C.: JULIO CESAR CARLON SALGADO

"PLANEACIÓN, PRODUCCIÓN Y USO DE COMPONENTES, PARA UN ÁRBOL DE VÁLVULASPARA EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO O GAS"

ING. MANUEL ROBERTO BURGOS BRAVO

ASESOR

~IJ=.!:JING. JOSÉ LUIS ANGUlANO GAMIÑO

mismo.

Dar a conocer que el Golfo de México tiene el tercer yacimiento de petróleo más grande del

mundo llamado CANTARELL, así como er~onoci";i~nto del equipo utilizado para extracción del-.!I',. ," •••• ' .'0 4, '

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NOTA: Se sugiere utilizar el Sistema Internacional de Unidades.

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PLANEACION , PRODUCCION y USO DE COMPONENTES PARA UN ARBOL DE VALVULAS PARA EXTRACCION DE PETROLEO o GAS

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CONTENIDO Historia del Petróleo Perforación de Pozos Equipo de Perforación

Exploración del Petróleo La expropiación Petrolera en México Introducción Justificación de este trabajo Organigrama de una Compañía Componentes y funciones de un arbol de Navidad en Pozos y/o Plataformas Petroleras

Arbol de Navidad Terrestre ( típico ) ………………………………………………………………………...12 Arbol de Navidad Terrestre Terminación Doble …………………………………………………………….14 Equipo de Terminación Doble ……………………………………………………………………………….16 Árbol de Navidad Terrestre para Bombeo Electrocentrifugo ………………………………………………..17 Arbol de Navidad para Inyección de Vapor …………………………………………………………….……18 Brida Superior Para Cabezal de Tubería de Producción ………………………………………………….….19 Carretes Espaciadores ………………………………………………………………………………….……..22 Cabezales para Tuberia de Revestimiento ……………………...…..………………………………….……..23 Carretes Espaciadores ( Casing Spool ) ……………………………………………………….……………...25 Colgadores de Tubería de Revestimiento ……………………………………………………………….……27 Cabezales para Tubería de Producción …………………………………………………………………….…28 Colgadores para Tubería de Producción …………………………………………………………….………..29 Bridas de Transición ………………………………………………………………………………….………32 Bridas Doble Sello …………………………………………………………………………………….……...33 Cruces ………………………………………………………………………………………………….……..35 Bridas Compañeras ( Companion Flange ) ………………………………………………………….…….…36 Válvulas ………………………………………………………………………………………………..……..37 Porta Estranguladores ……………………………………………………………………………….….…….41 Cachucha de Arbol ( Tree Cap ) …………………………………………………………………….….…….42 Anillos Api ( Ring Gasket ) …………………………………………………………………………....…..…43 Birlos ( Stud ) ……………………………………………………………………………….……….……….44 Protectores de Brida ( Flange Protector ) ………………………………………………….…………………45 Protector de Tazón ( Bowl Protector ) ………………………………………………………….………...….46 Tapón de Prueba ( Test Plug ) ……………………………………………..…………………………...…….47

Control de Calidad y Pruebas aplicadas sobre las partes que conforman un arbol de Navidad Calidad ………………………………………………………………………….…………………………….48

Elaboración de procedimientos operativos …………………………………………………………….……..49 Pruebas Hidrostáticas ………………………………………………………………………………….……...52 Inspección de Dureza ……………………………………………………………………………………..…..54

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Fabricación de los componentes principales de un arbol de navidad Planeación del Producto ………………………………………………………………………………………57

Elaboración de Ingeniería ……………………………………….……………………………………………63 Especificación de Material ……………………………………………….…………………………………..64 Generación de una orden de Venta …………………………………………..……………………………….66 Corrida de MRP …………………………………………………………………..…………………………..67 Compras ………………………………………………………………………..……………………………..69 Manejo de Inventarios ………………………………………………………….…………………………….71 Elaboración de una Hoja de Ruta …………………………………………………………….………………73 Generación de la Orden de Trabajo …………………………………………………………….……………76 Control de Documentos …………………………………………………………………………..…………..79 Psl ………………………………………………………………………………………………….…………81 Clase de Material (Material Class) ……………………………………………………………….…………..82 Clasificación de Temperatura ……………………………………………………………………….………..82 Requerimiento de Desarrollo (Performance Requirement )PR …………………………………….………...83

Procedimiento para instalación de componentes de una arbol de válvulas utilizado en la extracción de petróleo. Recomendaciones de seguridad ………………………………………………………………………………84

Instalación del Cabezal para Tubería de Revestimiento de 20” con brida superior 20 ¾” 3,000 psi ……...…85 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores de 20 ¾” …………………………………………………...87 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 20 ¾” ………………………………………………..88 Instalación del Colgador Para Tubería de Revestimiento de 16” ……………………………………………90

Instalación de Brida Doble Sello de 20 ¾” – 3,000 psi para Tubería de Revestimiento de 16” ……………..92 Instalación del Cabezal Carrete de 20 ¾” – 3,000 psi x 21 ¼” – 5,000 psi con preparación inferior para tubería de Revestimiento de 16” ……………………………………………………………………………..94 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores de 21 1/4” …………………………………………………95 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 21 ¼” ……………………………………………….97 Instalación del Colgador Para Tubería de Revestimiento de 13 3/8” ………………………………………..99 Instalacion de Brida Doble Sello de 21 1/4”-5,000 psi para Tubería de Revestimiento de 13 3/8” ………..101 Instalación del Cabezal Compacto Semi Partido de 21 1/4”-5,000 psi x 13 5/8”-10,000 psi x 13 5/8”-10,000 psi con preparación inferior para Tubería de Revestimiento de 13 3/8” ……………………………………103 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores 13 ⅝” …………………………………………………….106 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 13 ⅝” Largo ………………………………………107 Instalacion del Colgador para Tubería de Revestimiento de 13 ⅝” x 9 ⅞” Casing ………………………...109 Instalación de Ensamble Sello de 13 ⅝” x 9 ⅞” Casing ……………………………………………………111 Instalación del Tapón de Prueba de Preventores 13 ⅝” …………………………………………………….114 Instalación y Recuperación del Protector de Tazón de 13 ⅝” Corto ……………………………………….116 Instalación del Colgador para Tubería de Produccion de 13 ⅝” x 4 ½” ………………………………...118 Instalación del Adaptador de Producción y Medio Arbol de Producción de 13 ⅝” – 10,000 psi x 4 1/16” – 10,000 psi x 2 1/16” – 10,000 psi ……………………………………………………………………………121

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Historia del Petróleo El petróleo es una sustancia aceitosa de color oscuro a la que, por sus compuestos de hidrógeno y carbono, se le

denomina hidrocarburo. Del petróleo se dice que es el energético más importante en la historia de la humanidad; un recurso natural no

renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. Aunque se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del petróleo como elemento

vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente reciente, de menos de 200 años. Ese proceso de sedimentación y transformación es algo que ocurrió a lo largo de millones de años. Entre los

geólogos hay quienes ubican el inicio de todo ese proceso por la época de los dinosaurios y los cataclismos. Otros opinan que hoy se está formando de una manera similar el petróleo del mañana.

En un comienzo los mantos sedimentarios se depositaron en sentido horizontal. Pero los movimientos y cambios violentos que han sacudido a la corteza terrestre variaron su conformación y, por consiguiente, los sitios donde se encuentra el petróleo.

Es por esto que la geología identifica hoy varios tipos de estructuras subterráneas donde se pueden encontrar yacimientos de petróleo: fallas, domos salinos, etc.

En todo caso, el petróleo se encuentra ocupando los espacios de las rocas porosas, principalmente de rocas como areniscas y calizas. Es algo así como el agua que empapa una esponja. En ningún caso hay lagos de petróleo. Por consiguiente, no es cierto que cuando se extrae el petróleo quedan enormes espacios vacíos en el interior dela tierra.

Si tomamos el ejemplo de la esponja, cuando ésta se exprime vuelve a su contextura inicial. En el caso del petróleo, los poros que se van desocupando son llenados de inmediato por el mismo petróleo que no alcanza a extraerse y por agua subterránea.

Desde la antigüedad el petróleo aparecía de forma natural en ciertas regiones terrestres como son los países de Oriente Medio. Hace 6.000 años los asirios y babilonios lo usaban para pegar ladrillos y piedras; los egipcios, para engrasar pieles; y las tribus precolombinas de México pintaron esculturas con él.

El petróleo es un líquido oleoso de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química. El petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas o textiles y para generar electricidad.

Factores para su formación:

Ausencia de aire Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino) Gran presión de las capas de tierra Altas temperaturas Acción de bacterias Los restos de animales y plantas, cubiertos por arcilla y tierra durante muchos millones de años –sometidos por

tanto a grandes presiones y altas temperaturas–, junto con la acción de bacterias anaerobias (es decir, que viven en ausencia de aire) provocan la formación del petróleo.

En 1850 Samuel Kier, un boticario de Pittsburg, Pennsylvania (EE.UU.), lo comercializó por vez primera bajo el

nombre de "aceite de roca" o "petróleo". A partir de entonces se puede decir que comenzó el desarrollo de la industria del petróleo y el verdadero

aprovechamiento de un recurso que indudablemente ha contribuido a la formación del mundo actual. El 27 de agosto de 1859, en un pozo que fue construido por Edwin Drake en Pensilvania, se encontró petróleo.

Desde entonces, dicho día se conoce como el de Drake. De acuerdo con el libro de Ida Tarbell (1904) el pozo de petróleo no fue una idea de Drake, sino de su empleador

George Bisell, Bissell envió a Drake al lugar en la primavera de1858. Drake, había pasado con anterioridad su vida trabajando como oficinista, agente de correos y conductor de ferrocarril. Tras las dificultades iniciales para localizar las partes necesarias para construir el pozo, lo que ocasionó que ese pozo fuera denominado "el disparate de Drake," Drake tuvo éxito.

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Hemos de destacar que lo más importante no es que el pozo de Drake fuera o no el primero, sino que dicho pozo comenzó la industria en su espectacular carrera. En un mismo día, otros hombres construyeron sus propios pozos petrolíferos en las cercanías.

La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo y la inestabilidad que caracteriza el Mercado internacional y

los precios de esteproducto, han llevado a que se investiguen energéticos alternativos sin que hasta el momento se haya logrado una opción que realmente lo sustituya, aunque se han dado importantes pasos en ese sentido.

El petróleo es uno de los más importantes productos que se negocian en el mercado mundial de materias primas.

Las bolsas de Nueva York y de Londres son los principales centros donde se transa. Los precios se regulan por unos marcadores o "precios de referencia", entre los que sobresalen el WTI, Bren, Dubai.

El petróleo contiene tal diversidad de componentes que difícilmente se encuentran dos tipos idénticos. Además

existen parámetros internacionales, como los del Instituto Americano del Petróleo (API) que diferencian sus calidades y, por tanto, su valor. Así, entre más grados API tenga un petróleo, mejor es su calidad.

Los petróleos de mejor calidad son aquellos que se clasifican como "livianos" y/o "suaves" y "dulces". Los llamados "livianos" son aquellos que tienen más de 26 grados API. Los "intermedios" se sitúan entre 20º y

26º API, y los "pesados" por debajo de 20º API. El hallazgo y utilización del petróleo, la tecnología que soporta su proceso industrial y el desarrollo

socioeconómico que se deriva de su explotación, son algunos de los temas que se presentan en el mundo del petróleo. La extracción La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las características propias de cada

yacimiento. Para poner un pozo a producir se baja una serie de tuberías de revestimiento y una de producción hasta llegar a la

altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por la tubería de menor diámetro, conocida como "tubing" o "tubería de producción".

Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al

petróleo (por ejemplogasy y agua), éste saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo.

Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común ha sido el "balancín" o "machín",

el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie.

El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación yalmacenamiento.

Una vez separado de esos elementos, el petróleo se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos deexportación.

El el gas natural asociado que acompaña al petróleo se envía a plantas de tratamiento para aprovecharlo en el mismo campo y/o despacharlo como "gas seco" hacia los centros de consumo a través de gasoductos.

En el caso de yacimientos que contienen únicamentegas natural, se instalan los equipos requeridos para tratarlo

(proceso de secado, mantenimiento de una presión alta) y enviarlo a los centros de consumo A pesar de los avances alcanzados en las técnicas reproducción , nunca se logra sacar todo el petróleo que se

encuentra en un yacimiento. En el mejor de los casos se extrae el 50 ó 60 por ciento.Por tal razón, existen métodos de "recobro mejorado" para lograr la mayor extracción posible de petróleo en pozos sin presión natural o en declinación, tales como la inyección de gas, de agua o de vapor a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores paralelos a éste.

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Perforación de los pozos La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se

podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo. En Colombia la profundidad de un pozo puede estar normalmente entre 600 y 7620 metros, dependiendo de la

región y de la profundidad a la cual se encuentre la estructura geológica o formación seleccionada con posibilidades de contener petróleo.

El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3".

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado.

Equipo de perforación

Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones, son los siguientes: Torre de perforación o taladro - Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo de

perforación. Tubería o "sarta" de perforación - Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación. Brocas - Son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo. Malacate - Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de

perforación y soporta el peso de la misma. Sistema de lodos - Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de

perforación que cumple variosobjetivos: lubrica la broca, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando.

Sistema de cementación - Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del

pozo tubos de acero que componen el revestimiento del mismo. Motores - Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforación. El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del

subsuelo. En promedio se estima entre dos a seis meses. La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las

partes inferiores cada vez más angosto. Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van utilizando brocas y tubería de menor tamaño en cada sección.

Así, por ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 26 pulgadas, en el fondo puede tener apenas 8.5 Pulgadas.

Durante la perforación es fundamental la circulación permanente de un "lodo de perforación", el cual da consistencia a las paredes del pozo, enfría la broca y saca a la superficie el material triturado.

Ese lodo se inyecta por entre la tubería y la broca y asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco.

El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos.

Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a conocer los tipos de formación y las características físicas de las de la roca, tales comodensidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.

Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan "corazones" y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están perforando.

Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se solidifica.

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La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se encuentra el petróleo. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama "liner de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo.

Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.

El común de la gente tiene la idea de que el petróleo brota a chorros cuando se descubre, como ocurría en los inicios de la industria petrolera.

Hoy no es así. Para evitarlo, desde que comienza la perforación se instala en la boca del pozo un conjunto de pesados equipos con diversas válvulas que se denominan "preventoras".

Desde el momento en que se inicia la investigación geológica hasta la conclusión del pozo exploratorio, pueden transcurrir de uno a cinco años.

La perforación se adelanta generalmente en medio de las más diversas condiciones climáticas y de topografía: zonas selváticas, desiertos, áreas inundables o en el mar.

Cuando se descubre el petróleo, alrededor del pozo exploratorio se perforan otros pozos, llamados de "avanzada", con el fin de delimitar la extensión del yacimiento y calcular el volumen de hidrocarburo que pueda contener, así como la calidad del mismo.

La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos lineamientos, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas al lecho marino o que flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos los elementos y equipo necesarios para el trabajo petrolero.

En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivo. En la mayoría de las veces los pozos resultan secos o productores de agua. Encambio, los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversion de alto riesgo.

Podría decirse que buscar y encontrar petróleo es algo así como apostarle a la lotería. Exploración del Petróleo El petróleo puede estar en el mismo lugar donde se formó (en la "roca madre") o haberse filtrado hacia otros

lugares (reservorios) por entre los poros y/o fracturas de las capas subterráneas. Por eso, para que se den las condiciones de un depósito o yacimiento de petróleo, es necesario que los mantos de

roca sedimentaria estén sellados por rocas impermeables (generalmente arcillosas) que impidan su paso. Esto es lo que se llama una "trampa", porque el petróleo queda ahí atrapado.

En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman "formaciones" y están debidamente identificadas por edad, nombre y tipo del material rocoso del cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las ansiadas rocas sedimentarias. Las "cuencas sedimentarias" son extensas zonas en que geológicamente se divide el territorio de un país y donde se supone están las áreas sedimentarias que pueden contener hidrocarburos.

La ciencia de la exploración consiste básicamente en identificar y localizar esos lugares, lo cual se basa en investigaciones de tipo geológico.

Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la obtención de fotografías o imqgenes por satélite, avión o radar de una superficie determinada. Esto permite elaborar mapas geológicos en los que se identifican características de un área determinada, tales como vegetación, topografía, corrientes de agua, tipo de roca, fallas geológicas, anomalías térmicas. Esta información da una idea de aquellas zonas que tienen condiciones propicias para la presencia de mantos sedimentarios en el subsuelo.

También se utilizan sistemas magnéticos y gravimétricos desde aviones provistos de magnetómetros y gravímetros, con lo cual se recoge información que permite diferenciar los tipos de roca del subsuelo.

Asimismo los geólogos inspeccionan personalmente el área seleccionada y toman muestras de las rocas de la superficie para su análisis. En este trabajo de campo también utilizan aparatos gravimétricos de superficie que permiten medir la densidad de las rocas que hay en el subsuelo.

Con estos estudios se tiene una primera aproximación de la capacidad de generación de hidrocarburos y de la calidad de rocas almacenadoras que pueda haber en un lugar.

Pero el paso más importante en la exploración es la sísmica. Es lo que permite conocer con mayor exactitud la presencia de trampas en el subsuelo. La sísmica consiste en crear temblores artificiales mediante pequeñas explosiones subterráneas, para lo cual se colocan explosivos especiales en excavaciones de poca profundidad, normalmente entre 10 y 30 pies.

En la superficie se cubre un área determinada con aparatos de alta sensibilidad llamados "geófonos", los cuales van unidos entre sí por cables y conectados a una estación receptora.

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La explosión genera ondas sísmicas que atraviesan las distintas capas subterráneas y regresan a la superficie. Los geófonos las captan y las envían a la estación receptora, donde, mediante equipos especiales de cómputo, se va dibujando el interior de la tierra. Es algo así como sacar un electrocardiograma

Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de interpretación en los centros geológicos y geofísicos de las empresas petroleras.

Allí es donde se establece qué áreas pueden contener mantos con depósitos de hidrocarburos, cuál es su potencial contenido de hidrocarburos y dónde se deben perforar los pozos exploratorios para confirmarlo. De aquí sale lo que se llama "prospectos" petroleros.

La Expropiación Petrolera en México Todo comenzó en 1935 cuando las empresas petroleras, en manos de capital extranjero, trataron de impedir la

formación de sindicatos y usaron para ello todos los medios que estuvieron a su alcance, tanto lícitos como ilícitos. Aun así, se logró, en cada compañía petrolera, crear sindicatos únicos, pero las condiciones de trabajo entre una y otra eran muy diferentes.

Finalmente, el 27 de diciembre de 1935 nació el Sindicato Unico de Trabajadores Petroleros, no sin vencer una serie de trabas legales, particularmente en Tamaulipas y Veracruz. El 29 de enero de 1936, este sindicato se incorporó al Comité de Defensa Proletaria, del cual surgiría, al mes siguiente, la Confederación de Trabajadores de México (CTM).

El 20 de julio de ese año, el Sindicato Unico de Trabajadores Petroleros llevó a cabo su primer convención, en la cual formuló un proyecto de contrato general con todas las compañías y emplazó a huelga para exigir su cumplimiento.

El presidente Lázaro Cárdenas intervino para mediar ante las compañías y así intentar lograr la firma de este

contrato. Tras un acuerdo, se aplazó la huelga por cuatro meses, que se prolongaron aún dos más. Todo fue inútil, pues no se llegó a ningún acuerdo con las compañías petroleras y el 28 de mayo de 1937 estalló la huelga, lo que paralizó al país entero al no despacharse gasolina por doce días.

Ante tal conflicto, el presidente Cárdenas hizo un llamado a la cordura y la huelga se levantó en tanto no se emitiera un fallo. Las compañías declararon que se encontraban con problemas financieros y no podían cumplir con las demandas de los trabajadores.

Se decidió entonces investigar al respecto. El 3 de agosto, una comisión de peritos dio a conocer su conclusión: "la industria petrolera mexicana produce rendimientos muy superiores a la de Estados Unidos".

Tal decisión molestó a los empresarios petroleros, quienes amenazaron con retirarse de México y llevarse todo su capital. Asimismo, las cosas se complicaban pues ante el emplazamiento a huelga, la Junta Federal de Conciliación y Arbitraje no emitía su fallo y los meses seguían corriendo. Esto trajo como consecuencia un paro general de 24 horas, el 8 de diciembre, en protesta por el retraso.

Diez días después, la Junta emitió su fallo a favor de los trabajadores, lo cual significaba que las empresas petroleras deberían pagar 26 millones de pesos de salarios caídos de la huelga de mayo; hecho que no acataron, y se ampararon ante la Suprema Corte de Justicia.

El 3 de marzo de 1938 fue un mal día para los dueños de las compañías petroleras, pues la Suprema Corte de Justicia les negó el amparo, lo que además los obligaba a elevar los salarios y mejorar las condiciones laborales de sus trabajadores.

Tras la molestia de los dueños de las compañías, el presidente Lázaro Cárdenas ofreció mediar ante el sindicato

para que aceptaran el pago de los 26 millones de pesos y no de 40 millones, como lo exigían. Según las narraciones de algunos testigos, el presidente ofreció a las compañías petroleras que si pagaban los 26

millones de pesos, la huelga se levantaría. "¿Y quién garantiza que así será?, se le preguntó; "Yo, el presidente de la República",contestó; y con sarcasmo, uno de los empresarios le cuestionó: "¿Usted?". Entonces, el presidente Cárdenas, de pie, cortó la plática secamente: "¡señores, hemos terminado!".

Ese acto de desconfianza fue lo que finalmente generó que el presidente Lázaro Cárdenas decidiera poner fin a tan largo conflicto y anunciar la expropiación petrolera.

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Fue así como el 18 de marzo de 1938, a las ocho de la noche, el presidente Lázaro Cárdenas estaba reunido a puerta cerrada con su gabinete al que le anunció su decisión de expropiar la industria petrolera. Dos horas después, en todas las estaciones de radio de la República, la hizo pública al pueblo de México.

El acto produjo una honda impresión en todo el país; la expropiación se llevó a cabo un viernes, y rápidamente se fue advirtiendo el apoyo de la opinión pública. El 23 de marzo hubo en la ciudad de México una enorme manifestación de respaldo que, según citan las crónicas periodísticas, superaba las cien mil personas.

De igual forma, el 12 de abril hubo una manifestación muy peculiar frente al Palacio de las Bellas Artes. Millares de mujeres de todas las clases sociales llevaron su cooperación para pagar la deuda petrolera.

Las aportaciones iban desde gallinas hasta joyas valiosas. La expropiación era resultado de una cadena de hechos que habían puesto en entredicho la soberanía del país y

por ello esta decisión llenó de júbilo al pueblo de México. Introducción Para la extracción de Petróleo, Gas y Vapor es necesario el uso de sistemas que de manera controlada sean

extraidos de su estado natural en el que esto elementos se encuentran. Dichos sistemas son conocidos como arboles de navidad o arboles de válvulas. Se les conoce como arbol de navidad, ya que una vez que sistema esta terminado toma la forma de una arbol de Navidad y esta formado por Cabezales y válvulas.

Todos los componentes del sistema son fabricados de acuerdo al estandar llamado API 6A , que en sus siglas en

Ingles significan “Instituto Americano del Petróleo” ( American Petrolium Institute ). La cantidad de Cabezales lo determina el numero de Tuberías que se instalaran en el yacimiento. Pueden ser

desde 2 Cabezales hasta 5 como máximo. En el caso que se utilizan solo 2 cabezales es porque el yacimiento se encuentra a poca profundidad, caso contrario cuando se utilizan hasta 5 cabezales, en este caso los yacimientos son muy profundos pueden ir hasta 5 mil metros de profundidad ).

El Primer cabezal se le conoce como Cabezal para tubería de revestimiento, en este se conectara la primer tuberia,

la cual puede ser de 20”, 13 3/8” o 9 5/8” y servirá para suspender la siguiente tubería atravez de un colgador. El

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cabezal puede ser del tipo roscable o soldable. Este cabezal será el que soportará todo el peso del sistema completo. Este cuenta con dos salidas laterales de la misma presión de trabajo que tiene su brida superior. En estas salidas se colocan 2 válvulas.

El segundo Cabezal se le conoce como Carrete espaciador. Este sirve para alojar la tuberia suspendida en el

cabezal anterior y suspender la siguiente tubería. Este cuenta también con dos salidas laterales de la misma presión de trabajo que tiene su brida superior. En estas salidas se colocan 2 válvulas ( 1 por cada lado ) o hasta 4 válvulas (2 por cada lado ).

El tercer Cabezal ( en caso de que se requiera ) se le conoce también como el anterior y tiene la misma

funcionalidad que el anterior. El cuarto cabezal tiene las mismas funciones que el segundo y tercero. El quinto o último cabezal se le conoce como cabezal para tuberia de producción. Su función es alojar la tuberia

que suspende el cabezal anterior y suspender la tubería por la que fluira el Gas, Petróleo o Vapor atravez de un elemento llamado Colgador para Tubería de Producción.

El ultimo elemento instalado en el sistema se le conoce como medio arbol de válvulas. Este se compone un

Adaptador y 7 valvulas. Una vez que se encuentra terminado este elemento, tiene la forma de una cruz. Atravez de las valvulas se controla el fluido del yacimiento.

Los criterios mas importantes que se contemplan para la fabricación de los sistemas son: Temperatura Materiales En esta ocación lo que se contemplará es solamente la fabricación de un arbol de navidad, sus componentes y su

instalación. La perforación, estudio de suelos e identificación de yacimientos, no se contemplará. Para poder ser fabricante de estos sistemas se debe tener la certificación por el organo regulador ( API ) la cual se

logra con un Sistema de Gestión de la Calidad y aprobación de audotorias realizadas de manera alternada por el mismo organo regulador. Es atravez de una licencia que este emite y un numero de licencia que se diseñan, fabrican y ensamblan todos los sistemas.

Justificación de este trabajo El presente reporte pretende demostrar la importancia que tiene el proceso de fabricación de equipo petrolero

para cumplir con requerimientos específicos de ingeniería y apegados a la normatividad internacional vigente, así como asegurar y garantizar la seguridad y operación del equipo dentro de terminaciones de cabezales terrestres y marinos para la extracción de hidrocarburos, cumpliendo con el objetivo de proteger la salud laboral, pública y del medio ambiente de acuerdo a los criterios reguladores y normas de calidad.

Poder difundir los conocimientos obtenidos durante la vida laboral que tengo en el ramo de la fabricación e

instalación de equipo petrolero en tierra y zona marina, ya que, el petróleo o gas pueden ser localizados costa afuera ( zona marina ) o costa adentro ( tierra ).

Saber que las zonas más altamente petroleras en México se encuentran en los estados de Campeche, Chiapas

y Tabasco. Y la producción del gas se encuentra en el norte de nuestra Republica Mexicana ( en el estado de Reynosa y frontera con los EEUU principalmente)

Conocer también que el golfo de México es uno de los lugares que mayor producción de petróleo tiene por medio

de sus plataformas que en el se encuentran y donde se encuentra el tercer yacimiento mas grande del mundo CANTARELL.

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ORGANIGRAMA DE UNA COMPAÑIA Dentro de una organización podemos encontrarnos con un organigrama como el siguiente:

GERENCIA GENERAL

INGENIERIA VENTAS MANUFACTURA

CALIDAD

RECURSOS HUMANOS

SERVICIO

TORNEROS ENSAMBLE ALMACEN

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COMPONENTES Y FUNCIONES DE UN ARBOL DE NAVIDAD EN POZOS Y/O PLATAFORMAS PETROLERAS

Arboles de Navidad Árbol de navidad Terrestre (Típico) Un árbol de Navidad es el conjunto de válvulas de compuerta, estranguladores y accesorios que controlan el flujo

del petróleo o gas durante la producción. También pueden usarse árboles de Navidad para controlar la inyección de Nitrógeno, agua, u otros fluidos. El diseño del árbol se basa en el número de tuberías que se emplearan para poder llegar al yacimiento y la presión de producción máxima esperada.

También se le conoce como árbol de navidad, ya que al quedar completamente instalado el equipo en el pozo de perforación, este tiene la forma de un árbol.

El árbol de navidad es el que se ubica en la parte final del equipo de producción. La mayoría de los árboles incluyen válvulas de compuerta, estranguladores ajustables o positivos, una tapa de

árbol (tree cap),dos válvulas maestras, la primera comúnmente es manual y se coloca unida 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.

El propósito de esta sección es dar una descripción general de un árbol de Navidad e identificar los componentes

de uso más común de un árbol de Navidad. Generalmente los diseños varían de acuerdo a los requerimientos finales del cliente.

La mayoría de los pozos petroleros se perforan con el método rotatorio. En este tipo de perforación rotatoria,

una torre sostiene la cadena de perforación, formada por una serie de tubos acoplados. La cadena se hace girar uniéndola al banco giratorio situado en el suelo de la torre. La broca de perforación situada al final de la cadena suele estar formada por tres ruedas cónicas con dientes de acero endurecido, llamada BARRENA. La roca se lleva a la superficie por un sistema continuo de fluido circulante impulsado por una bomba. El crudo atrapado en un yacimiento se encuentra bajo presión; si no estuviera atrapado por rocas impermeables habría seguido ascendiendo debido a su flotabilidad hasta brotar en la superficie terrestre sin añadir ninguna energía al yacimiento salvo la requerida para elevar el líquido en los pozos de producción. Por ello, cuando se perfora un pozo que llega hasta una acumulación de petróleo a presión, el petróleo se expande hacia la zona de baja presión creada por el pozo en comunicación con la superficie terrestre. Sin embargo, a medida que el pozo se llena de líquido aparece una presión contraria sobre el depósito, y pronto se detendría el flujo de líquido adicional hacia el pozo si no se dieran otras circunstancias. La mayoría de los petróleos contienen una cantidad significativa de gas natural en solución, que se mantiene disuelto debido a las altas presiones del depósito. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión del pozo, el gas deja de estar disuelto y empieza a expandirse. Esta expansión, junto con la dilución de la columna de petróleo por el gas, menos denso, hace que el petróleo aflore a la superficie. A medida que se continúa retirando líquido del yacimiento, la presión del mismo va disminuyendo poco a poco, así como la cantidad de gas disuelto. Esto hace que la velocidad de flujo de líquido hacia el pozo se haga menor y se libere menos gas. Cuando el petróleo ya no llega a la superficie se hace necesario instalar una bomba en el pozo para continuar extrayendo el crudo. Finalmente, la velocidad de flujo del petróleo se hace tan pequeña, y el coste de elevarlo hacia la superficie aumenta tanto, que el coste de funcionamiento del pozo es mayor que los ingresos que pueden obtenerse por la venta del crudo (una vez descontados los gastos de explotación, impuestos, seguros y rendimientos del capital). Esto significa que se ha alcanzado el límite económico del pozo, por lo que se abandona su explotación.

Cuando la producción primaria se acerca a su límite económico es posible que sólo se haya extraído un pequeño porcentaje del crudo almacenado, que en ningún caso supera el 25%. Por ello, la industria petrolera ha desarrollado sistemas para complementar esta producción primaria que utiliza fundamentalmente la energía natural del yacimiento. Los sistemas complementarios, conocidos como tecnología de recuperación mejorada de petróleo, pueden aumentar la recuperación de crudo, pero sólo con el costo adicional de suministrar energía externa al depósito.

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El siguiente es un arreglo típico de un árbol de navidad terrestre.

El árbol de navidad se compone de varias secciones, en este caso el árbol se compone de tres secciones. Y cuatro

tuberías ( la primera es de revestimiento con un diámetro exterior de 13 3/8” y puede ir a una profundidad de 100 metros, la segunda también es de revestimiento con un diámetro exterior de 9 5/8” y puede ir a una profundidad de 300 metros, la tercera también es de revestimiento con un diámetro exterior de 7” y puede ir a una profundidad de 1000 metros, por último se tiene la tubería de producción con un diámetro exterior de 5” la cual puede ir a una profundidad de 2000 metros, todo depende de la ubicación del yacimiento ). Cabe mencionar que las primeras tres tuberías se revisten de cemento para dar mayor consistencia a las paredes.

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La primera sección de este arbol de Navidad la compone: 1 Cabezal para Tubería de Revestimiento de 13 5/8” 5000 lb/pulg2 conexión superior bridada e inferior preparada

para soldar tubería de revestimiento de 13 3/8” de diámetro exterior y con un orificio de prueba de 1/2 L.P. 2 Válvulas de compuerta manuales bridadas de 2 1/16” 5000 lb/pulg2. 2 Bridas compañeras de 2 1/16” 5000 lb/pulg2 con cuerda caja de 2 7/8 Multivam 6.4 lb/pie 4 Anillos API R-24 32 Birlos 1 Brida doble sello de 13 5/8” 5000 con sellos para tubería de revestimiento de 13 3/8 y orifico de prueba 2 Anillos API BX-160 1 Colgador de Cuñas de 13 5/8” diámetro ext. Para tubería de revestimiento de 9 5/8” La segunda sección de este arbol típico de Navidad se compone de: 1 Cabezal para tubería de revestimiento de 13 5/8” 5000 lb/pulg2 conexión inferior bridada con sellos en su

interior para tubería de revestimiento de 9 5/8” y con orificio de prueba de 1/2 L.P. x 11” 10000 lb/pulg2 conexiòn superior bridada.

1 Cabezal compacto para tubería de producción conexión inferior bridada de 11” 10000 lb/pulg2 x conexión superior bridada de 11” 10000 lb/pulg2 con tornillos radiales.

1 Colgador de 11” tipo mandril para tubería de revestimiento de 7” 1 packoof de 11” 8 Válvulas de compuerta manuales bridadas de 2 1/16” 10000 lb/pulg2. 4 Bridas compañeras de 2 1/16” 10000 lb/pulg2 con cuerda caja de 2 7/8 Multivam 6.4 lb/pie 12 Anillos API BX-152 64 Birlos 1 Colgador de 11” para tubería de producción de 5” con cuerda hydrill tipo SLX para soportar una tubeia que pesa

15.1 lb / pie. La tercera sección o medio árbol se compone de: 1 Brida Superior para Cabezal de Tubería de Producción 2 Válvulas maestras manuales de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 1 Cruz de flujo con entrada de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 y salidas de 2 1/16” 10000 lb/pulg2 1 Vàlvula de Sondeo Manual de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 1 Tree cap de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 con cuerda interior de 5 ½ API Tubing Casing 8 Hilos redondos. 1 Válvula de aguja de 1/2 L.P. 1 Manómetro con carátula de 4 1/2” de diámetro de acero inoxidable 316 para una presión de 15000 lb/pulg2 4 Válvulas de compuerta manuales bridadas de 2 1/16” 10000 lb/pulg2. 2 Bridas compañeras de 2 1/16” 10000 lb/pulg2 con cuerda caja de 2 7/8 Multivam 6.4 lb/pie 8 Anillos API BX-152 48 Birlos 5 Anillos Api BX-159 2 portaestranguladores positivos de 2 1/16” 10000 lb/pulg2 Arbol de Navidad Terrestre Terminación Doble Al igual que el árbol de navidad típico, este se compone de cabezales, válvulas, brida superior para cabezal

de tubería de producciòn, tree cap, portaestranguladores ( positivos o ajustables ).

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La diferencia de este árbol con el típico es: Lleva doble sarta de tubería de producción La brida superior para el cabezal de tubería de producción tiene doble orificio interior El colgador de tubería de producción esta compuesto por dos secciones ( una para cada sarta ) La cruz de flujo esta también compuesta de dos secciones ( una para cada sarta ) El tree cap también es seccionado. Este tipo de arreglo de árbol se utiliza cuando se explotaran dos yacimientos en diferentes ubicaciones pero

no muy distantes uno del otro. El siguiente es un arreglo típico de un árbol de navidad terrestre con terminación doble. Ot

Estrangulador tipo positivo

Válvula

Segunda válvula

Estrangulador tipo positivo

Tree cap

Primer válvula Vàlvulas maestras

Colgador de tubería de producción

Cruz Doble

Arbol de terminación Doble

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Equipo con Block Terminación Doble El siguiente arbol es un arbol Terminación Doble conformado de Block´s, siendo estos la unica diferencia con

respecto al anterior. Este arreglo de àrboles son utilizados en aquellos caso donde se tienen problemas de espacios con respecto a la altura.

Válvula

Estrangulador ajustable

Segunda válvula t

Primer válvula t

Colgador de tubería de producción terminaciòn doble

Cruz de flujo

Arbol con Blocks Terminación Doble

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Árbol de Navidad Terrestre para Bombeo Electrocentrifugo Este modelo de arbol es utilizado para producir petroleo atravez de un sistema de bombeo, es decir, cuando el

yacimiento ha perdido presión y todavia queda petroleo en el reservorio. En el fondo del pozo es instalada una bomba que bombeara el petróleo a la superficie.

El siguiente diagrama nos muestra un arreglo de arbol para Bombeo Electrocentrifugo.

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Arbol de Navidad para Inyección de Vapor La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos se le considera como una producción terciaria. El primer paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes volátiles). Cuando se produce una considerable disminución de esta energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección de agua. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle al mismo energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y recuperar al máximo la producción. Actualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier momento de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la necesidad de estimular la producción. La inyección de vapor se emplea en depósitos que contienen petróleos muy viscosos, lo cual ayuda a disminuir notablemente los costos y tiempos de producción. El vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que también reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada. Este sistema se ha utilizado mucho en California, Estados Unidos, y Zulia, Venezuela, donde existen grandes depósitos de petróleo viscoso. También se están realizando experimentos para intentar demostrar la utilidad de esta tecnología para recuperar las grandes acumulaciones de petróleo viscoso (bitumen) que existen a lo largo del río Athabasca, en la zona centro-septentrional de Alberta, en Canadá, y del río Orinoco, en el este de Venezuela. Si estas pruebas tienen éxito, la era del predominio del petróleo podría extenderse varias décadas.

El vapor se inyecta dentro del reservorio a través de barras de bombeo huecas y un rotor. El vapor inyectado forma una cámara de vapor que se eleva a la parte superior del reservorio. Mientras que la inyección de vapor aumenta, la temperatura del petróleo también aumenta y mejora las características del flujo, con lo cual el petróleo ya caliente se filtra dentro del pozo de producción. El sistema permite el manejo de una corriente lenta de petróleo pesado con partículas de arena a temperaturas mayores a los 300ºC.

Al inyectar vapor se permite que se transfiera calor a las proximidades del depósito, que anteriormente poseía una

buena producción el petróleo, antes que se comience a bombear. El bombeado se realiza hasta que la producción decline debajo de un nivel aceptable, en este momento se debe repetir el ciclo de inyección de vapor.

El siguiente diagrama nos muestra un arreglo de arbol utilizado para la inyección de vapor. Los programas de

tuberias pueden varias dependiendo de la conformación del terreno.

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Brida Superior Para Cabezal de Tubería de Producción Descripción La Brida Superior para Cabezal de Tubería de Producción es el accesorio que une el medio árbol de Navidad y el

cabezal de tubería de producción . La conexión inferior del adaptador coincide con la conexión superior del cabezal de tubería de producción, y la conexión superior del adaptador coincide con la del medio árbol de navidad. El adaptador normalmente se instala con el medio árbol, después que se haya introducido la tubería de producción roscada al colgador de tubería de producción

Los modelos más comunes de adaptadores son: Adaptadores con agujero de sello. Los adaptadores con agujero de sello, que contienen un alojamiento que permite el sello controlado para un

colgador de tubería de producción tipo cuello extendido. Estos adaptadores no cuelgan la tubería de producción. El sello lo puede contener el adaptador o el colgador y se utilizan cuando la tubería de producción está suspendida del colgador de tubería de producción. Algo muy importante que debe contener el adaptador es un orificio de prueba el cual normalmente es de 1/2 API L.P. ( para presiones que pueden ir de 2000 lb/pulg2 hasta las 10,000 lb/pulg2 ) o de 1.125-12unf ( para presiones que pueden ir de los ( 15000 lb/pulg2 hasta las 20000 lb/pulg2 )

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Adaptadores de Suspensión de Tubería Los adaptadores de suspensión de tubería de producción proporcionan un medio de colgar la tubería de

producción por medio de una rosca en el diámetro interior de la brida inferior. Estos adaptadores no proporcionan un agujero de sello y generalmente se usan junto con un buje colgador.

Adaptadores para Terminación Doble Los Adaptador para terminación doble, son utilizados cuando se tiene doble sarta de tubería de producción. Este

no soporta la tubería de producción, solamente tiene un alojamiento en su diámetro interior, el cual permite que el cuello del colgador de tubería de producción quede alojado.

Adaptador de agujero de sello

Adaptador de suspensión de tubería de producción

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Adaptadores para Bombeo Electro centrifugo ( BEC ) Los Adaptadores para bombeo Electro centrifugo, son utilizados cuando se tiene un pozo estimulado por medio

de un motor eléctrico para que este proporcione su producción. Este normalmente tiene una brida inferior que puede rotar así como su brida de la conexión superior, de tal manera que se permita la orientación del medio árbol.

En la parte inferior tiene una preparación para una camisa que permite sellar entre la boca del colgador de producción y el mismo adapter. También tiene un barreno que permite colocar un penetrador que sirve de interface para la instalación eléctrica a la bomba del pozo.

Identificación Los adaptadores de cabezales de tubería de producción se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Nùmero de parte JC-02-315-205 Conexión inferior 11”-10000 lbs/pulg2 de presión de trabajo, con birlos empotrados Conexión superior 3 1/16”-10000 lbs/pulg2 de presión de trabajo, con birlos empotrados Cuello del colgador 6.00” PSL 3 Clasificación del material EE Clasificación de temperatura K-U Este adaptador de cabezal de tubería de producción se describiría de la siguiente manera: Adaptador de cabezal de

tubería de producción . Conexión inferior de 11” 10000 lb/pulg2 y Conexión superior de 3 1/16” 10000 lb/pulg2 , PSL 3, clasificación de material EE y para una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C).

Adaptador para terminación doble

Adaptador para Bombeo Electro centrifugo ( BEC )

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Carretes Espaciadores Descripción Los carretes espaciadores son componentes que normalmente se instalan entre dos cabezales ya existentes.

Estos pueden tener ambas bridas iguales o pueden ser de diferentes medidas. Pueden tener un tazón superior para alojar un colgador de tubería de revestimiento o un colgador para tubería de producción y en el tazónn inferior no contienen sellos secundarios.

Identificación Los carretes espaciadores se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Nùmero de parte JC-03-015-111 Conexión inferior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 Conexión superior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 PSL 2 Clasificación del material DD Clasificación de temperatura P-U Paso ( bore minimo ) 11.500” Con linea de control para tubing ¼” SI Con tornillo de alineamiento SI Este carrete espaciador se describiría de la siguiente manera: Carrete espaciador conexión inferior de 13 5/8” 5000 lb/pulg2 de presión de trabajo con ranura API BX-160 y

extremo inferior de 13 5/8” 5000 lb/pulg2 de presión de trabajo con ranura API BX-160,PSL 2, clasificación de material DD y para una temperatura que va de P ( -29°C) a U (121°C), Paso mínimo de 11.500” con válvula para línea de control de 1/4” y con tornillo de alineamiento.

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Cabezales para Tuberia de Revestimiento Descripción Los cabezales de tubería de revestimiento es la parte más inferior del conjunto de cabezales del pozo y casi

siempre está conectado a la sarta de de tubería de revestimiento de la superficie, por medio de soldadura, un roscado o cuñas, depende de las necesidades del cliente. Siempre son más recomendables aquellos que no requieren soldadura, ya que se eliminar riesgos de incendio por chispa y su instalación es mas optima en tiempo, puede reducirse hasta un 50% de costo en los de cuñas. La conexión soldable se prefiere cuando existe la posibilidad de que la tubería de revestimiento quede en una posición alta, con esta, la tubería de revestimiento puede cortarse en cualquier punto deseado. A menudo se utiliza una placa base que sirve de apoyo adicional para soportar el peso de todo el sistema de cabezales y esta es soldada al cabezal u se posiciona sobre el tubo conductor del pozo.

Otra de sus características de los cabezales de tubería de revestimiento es que sirve de apoyo a los componentes restantes del cabezal del pozo, es decir, es el que soportara todo el peso de los cabezales y sus tuberías que soportan cada uno.

Ventajas Apoya los protectores contra reventones mientras se perfora el pozo para la primera la siguiente sarta de tubería. Proporciona un medio para la prueba de los protectores de reventones durante la perforación. Proporciona salidas para el regreso de fluidos de perforación que suben por el espacio anular. Permite suspender y obturar la sarta de tubería de revestimiento siguiente. Proporciona un medio de conexión a la sarta de tubería de revestimiento en la superficie. Cuenta con un agujero recto en la parte superior de tal manera que se permite alojar un colgador de cuñas, el cual

sirve para suspender la siguiente sarta de tubería. La conexión superior es bridada de acuerdo a la norma API o en algunas ocasiones con abrazaderas. Cuando es

bridado puede ser que cuente con Tornillos de sujeción o no. En el caso que si tenga tornillos de sujeción, estos son utilizados para sujetar el protector de tazón (herramienta utilizada para evitar que el tazón superior del cabezal lo dañe la barrena de perforación, principalmente porque este cuenta con zonas de sello) u otro de los usos que se le da a los tornillos de sujeción es que proporcionan una carga adicional al colgador de cuñas, de tal manera que, ayudan a que el empaque del colgador se expanda y selle con mayor facilidad.

Generalmente los cabezales para tubería de revestimiento tienen dos salidas laterales del mismo tamaño, estas pueden ser roscadas con birlos empotrados o bridadas, en raras ocasiones una salida lateral es más grande que la otra. Sea embirlada o roscada, esta siempre debe tener una cuerda interior, la cual sirve para colocar un tapón de remoción, el cual será utilizado al momento de querer retirar la válvula que se encuentra conectada al cabezal en su salida lateral, con dicho tapón de remoción, se aísla la presión del espacio anular.

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Identificación Los cabezales para tubería de revestimiento se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-04-030-412 Conexión inferior 13 3/8” roscable Conexión superior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 Tamaño de la salida lateral 2 1/16-5000 psi Tipo de salida lateral bridada Clasificación de la temperatura P a U Clase de material EE PSL 1 Este cabezal de tubería de revestimiento se identificaría como 13 3/8 soldable por 13 5/8-5000 con dos salidas

laterales bridadas de 2 1/16-5000 para una temperatura que va de P ( -29°C) a U (121°C) clase de material EE PSL-1 Recomendaciones para su instalación Hacer el corte a la altura necesaria y biselarlo. El cabezal de tubería de revestimiento debe instalarse de manera

que la brida superior esta bien nivelada, excepto en casos donde la tubería de revestimiento de la superficie no esté en posición exactamente vertical, por lo que debe asegurarse de bajarlo correctamente sin que se dañe la superficie a soldar. En este, caso la brida superior debe quedar perpendicular a la sarta de tubería de revestimiento. De lo contrario, se tendrán problemas para pasar la barrena de perforación a través del cabezal. La soldadura debe ser por la parte exterior e interior del cabezal, haciéndolo por intervalos. El cabezal de tubería de revestimiento debe establecer la orientación adecuada para la instalación de los equipos restantes. Siempre debe asegurarse que haya el suficiente espacio para instalar el lubricador que permite colocar el tapón de remoción y poder así retirar la válvula de la salida lateral.

En el caso que se trate de un cabezal con preparación inferior para soldar, debe asegurarse que el área a soldar este completamente limpia antes de soldar. Después de la soldadura y el enfriamiento, debe realizarse una prueba hidrostática empleando agua otro fluido adecuado. La prueba de la soldadura debe ser sometida a un 80% de la capacidad nominal de aplastamiento de la tubería de revestimiento. Después de la prueba, desfogue toda la presión hasta que el manómetro registre CERO presión e instale nuevamente la grasera de en su posición.

En caso de que se trate de un cabezal con preparación inferior roscable, debe darse el torque recomendado entre el tubo y el cabezal, de lo contrario podría presentarse fuga al momento de realizar la prueba hidrostática o dañar la rosca si el torque es demasiado.

Cabezal de Tubería de revestimiento Preparación inferior roscable.

Manera correcta para instalar el Cabezal para Tubería de Revestimiento

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Carretes Espaciadores ( Casing Spool ) Descripción Al igual que un cabezal para tubería de revestimiento, el carrete espaciador tiene un tazón en su interior de la

parte superior, el cual proporciona el hombro de carga del colgador de cuñas que suspende la tubería de revestimiento. Los carretes espaciadores, también tienen un tazón inferior, el cual permite el alojamiento de sellos que sirven para aislar la presión de la tubería suspendida en el cabezal de tubería de revestimiento (posicionado abajo).

A diferencia de los cabezales de tubería de revestimiento, estos tienen una brida en cada extremo, puede ser que la brida superior tenga o no tornillos de sujeción. En el caso que si tenga tornillos de sujeción, estos son utilizados para sujetar el protector de tazón (herramienta utilizada para evitar que el tazón superior del cabezal lo dañe la barrena de perforación, principalmente porque este cuenta con zonas de sello) .Otro de los usos que se le da a los tornillos de sujeción es que proporcionan una carga adicional al colgador de cuñas, de tal manera que, ayudan a que el empaque del colgador se expanda y selle con mayor facilidad.

Generalmente los Carretes Espaciadores tienen dos salidas laterales del mismo tamaño, estas pueden ser roscadas con birlos empotrados o bridadas, en raras ocasiones una salida lateral es más grande que la otra. Sea embirlada o roscada, esta siempre debe tener una cuerda interior, la cual sirve para colocar un tapón de remoción, el cual será utilizado al momento de querer retirar la válvula que se encuentra conectada al cabezal en su salida lateral, con dicho tapón de remoción, se aísla la presión del espacio anular.

La brida Inferior, la ranura API y los barrenos que se encuentra en la brida, deben ser exactamente similares al del cabezal que se encuentra abajo (cabezal para tubería de revestimiento), de tal manera que permita ser unidos por medio de birlos ambos cabezales.

Ventajas Proporciona salidas laterales para el retorno de lodos de perforación o inyección de fluidos. Proporciona un hombro de carga en el tazón superior para soportar un colgador de tubería de revestimiento, que

será utilizado para sujetar la sarta de la tubería de revestimiento. Proporciona un tazón inferior que sirve para alojar sellos secundarios, los cuales sirven para obturar la sarta de

tubería de revestimiento previa, evitando se tenga comunicación de presión hacia arriba en caso de que exista alguna fuga.

Proporciona un orificio para someter a pruebas de presión los sellos que obturan la sarta de tubería de revestimiento previa y también permite la prueba de las ranuras API ( Ring Gasket ) que se encuentran en las caras de las bridas.

Proporciona un medio de apoyo y prueba de los protectores contra reventones durante la perforación.

Carrete de Tubería de Revestimiento sin Tornillos de Sujeción

Sellos

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Identificación Los Carretes de Tubería de Revestimiento se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-05-040-512 Conexión inferior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 Conexión superior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 Tamaño de la salida lateral 2 1/16-5000 psi Tipo de salida lateral bridada Clasificación de la temperatura P a U Clase de material EE PSL 2 Este Carrete de Tubería de Revestimiento se identificaría como 13 5/8-5000 x 13 5/8-5000 con dos salidas

laterales bridadas de 2 1/16-5000, para una temperatura que va de P ( -29°C) a U (121°C), clase de material EE PSL-2 Recomendaciones para su instalación Colocar el colgador de cuñas que se aloja en cabezal de tubería de revestimiento, medir la altura del tazón que

aloja los sellos y hacer el corte de la tubería dejando un tramo que es el que obturaran los sellos secundarios y hacer un bisel de de entre 30° y 45°, el cual evita que la tubería rompa o rasgue los sellos. Limpiar todos los desechos del corte.

Carrete de Tubería de Revestimiento con Tornillos de Sujeción

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Las ranura API y los anillos deben inspeccionarse para asegurarse que no tenga algún golpe, rebaba o material extraño que puedan dañar las areas de sello y bajar lentamente y nivelado el cabezal sobre la sarta de la tubería, asegurándose que la orientación de las válvulas sea la misma que las del cabezal de abajo

Apretar todos los birlos que unen ambas bridas ( estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un mejor apriete ) y posteriormente se debe hacer la prueba hidrostática aplicando presión en el barrenos de prueba. Con dicha prueba se puede verificar el correcto funcionamiento de los sellos secundarios, así como el del anillo API. Aplicar presión excesiva durante esta prueba, puede dañar los sellos e inclusive la tubería, por lo que la presión debe ser el 80% de la capacidad nominal de aplastamiento de la tubería de revestimiento. Después de la prueba, desfogue toda la presión hasta que el manómetro registre CERO presión e instale nuevamente la grasera de en su posición.

En el caso que el carrete de tubería de revestimiento tenga tornillos de sujeción, deben ser estos removidos de tal manera que nos salgan al diámetro interior del cabezal.

Colgadores de Tubería de Revestimiento Descripción Los colgadores de tubería de revestimiento son equipos que sujetan las tuberías de revestimiento por medio de

cuñas dentadas y tratadas de tal manera que eviten la tubería se suelte. Estos colgadores son los que transmiten todo el peso de la sarta de la tubería al cabezal. Los colgadores tipo Cuña, se instalan alrededor del la tubería, estos pueden isntalarce antes o después de cementar la tubería de revestimiento. Normalmente las sartas intermedias poco profundas se supenden del colgador y luego se cementan hasta la superficie. Las sartas intermedias o de producción normalmente se cementan mientras la tubería de revestimiento esta suspendida en tensión. Luego una vez que el cemento este fraguado, se tensiona ligeramente la tubería, se instala el colgador y se libera la tensión para que se activen las cuñas, es decir, las cuñas sujeten perfectamente la tubería.

Los colgadores de tubería de revestimiento se componen de cuatro partes, un anillo de ajuste, una anillo soporte, juego de cuñas y en empaque.

Ventajas Los colgadores de tubería de revestimiento tienen tres ventajas principalmente, esta son: Suspender la tubería de revestimiento desde un cabezal. Central la tubería. Proporcionar un sello hermético para controlar la presión en el espacio anular entre una sarta y otra.

Colgador de Tubería de revestimiento

Colgador de Tubería de Revestimiento Instalado en Cabezal

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Cabezales para Tubería de Producción Descripción Los cabezales de tubería de producción son la última parte superior del conjunto de cabezales del pozo. Se instala

después de la última sarta de tubería de revestimiento. De acuerdo a la norma API estos se consideran como partes primarias. Este proporciona un tazón superior en su interior que sirve como asiento para el colgador de tubería de producción. Una vez que se haya completado el pozo, el medio árbol se instalará encima del cabezal de tubería de producción y siempre están conectados al medio árbol por medio del Adapter.

Los Cabezales de tubería de Producción, también tienen un tazón inferior, el cual permite el alojamiento de sellos que sirven para aislar la presión de la tubería suspendida en el cabezal de tubería de revestimiento (posicionado abajo).

Estos también cuentan con una brida en cada extremo, todo el tiempo la brida superior debe tener tornillos de sujeción, estos son utilizados para sujetar el protector de tazón (herramienta utilizada para evitar que el tazón superior del cabezal lo dañe la barrena de perforación, principalmente porque este cuenta con zonas de sello) y otro de los usos es proporcionar una carga adicional al colgador de tubería de producción, de tal manera que, ayudan a que el empaque del colgador se expanda y selle con mayor facilidad.

Generalmente los Cabezales de Tubería de producción tienen dos salidas laterales del mismo tamaño, estas pueden ser roscadas con birlos empotrados o bridadas, en raras ocasiones una salida lateral es más grande que la otra. Sea embirlada o roscada, esta siempre debe tener una cuerda interior, la cual sirve para colocar un tapón de remoción, el cual será utilizado al momento de querer retirar la válvula que se encuentra conectada al cabezal en su salida lateral, con dicho tapón de remoción, se aísla la presión del espacio anular.

La brida Inferior, la ranura API y los barrenos que se encuentra en la brida, deben ser exactamente similares al del cabezal que se encuentra abajo (carrete de tubería de revestimiento), de tal manera que permita ser unidos por medio de birlos ambos cabezales.

Ventajas Proporciona un hombro de carga para el colgador de tubería de producción. Proporciona un agujero controlado contra el cual el colgador de tubería de producción puede sellar. Permite el acceso al espacio anular entre la sarta de tubería de producción y la columna de producción. Proporciona salidas laterales para el retorno de lodos de perforación o inyección de fluidos. Proporciona un tazón inferior que sirve para alojar sellos secundarios, los cuales sirven para obturar la sarta de

tubería de revestimiento previa, evitando se tenga comunicación de presión hacia arriba en caso de que exista alguna fuga.

Proporciona un orificio para someter a pruebas de presión los sellos que obturan la sarta de tubería de revestimiento previa y también permite la prueba de las ranuras API ( Ring Gasket ) que se encuentran en las caras de las bridas.

Proporciona un medio para apoyar y probar los protectores contra reventones mientras se completa el pozo.

Cabezal de Tubería de Producción salidas con birlos empotrados

Cabezal de Tubería de Producción con salidas laterales bridadas

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Identificación Los Cabezales de Tubería de Producción se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-06-060-612 Conexión inferior 13 5/8”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo BX-160 Conexión superior 11”-5000 lb/pulg2 de presión de trabajo R-54 Tamaño de la salida lateral 2 1/16-5000 psi Tipo de salida lateral Embirladas Clasificación de la temperatura K a U Clase de material DD PSL 3 Este Cabezal de Tubería de producción se identificaría como 13 5/8-5000 x 11-5000 con dos salidas laterales de 2

1/16-5000 con birlos empotrados, para una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C) clase de material DD PSL-3.

Recomendaciones para su instalación Cortar la sarta de la tubería de revestimiento a la altura correcta sobre la brida del carrete de tubería de

revestimiento y hacer un bisel de entre 30° y 45°, el cual evita que la tubería rompa o rasgue los sellos. Limpiar todos los desechos del corte y rebabas.

Colocar un poco de grasa en el diámetro interior del cabezal y los sellos secundarios, así como en el diámetro exterior de la tubería de revestimiento.

Apretar los tornillos de sujeción y llenar la cavidad del carrete de tubería de revestimiento previo con aceite ligero.

Inspeccionar el anillo API ( Ring Gasket ) y la ranura del cabezal de tubería de revestimiento previa de que este libre de golpes.

Centrar el Cabezal de tubería de producción sobre el cabezal de tubería de revestimiento colocada previamente y bajar nivelado el cabezal de tubería de producción sobre la tubería de revestimiento que fue cortada y biselada, asegurando que la orientación de las válvulas sea la misma que las del cabezal de tubería de revestimiento colocado previamente.

Apretar todos los birlos que unen ambas bridas ( estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un mejor apriete ).

Retirar la grasera de ½ L.P. y hacer la prueba hidrostática aplicando presión en el barrenos de prueba. Con dicha prueba se puede verificar el correcto funcionamiento de los sellos secundarios, así como el del anillo API. Aplicar presión excesiva durante esta prueba, puede dañar los sellos e inclusive la tubería, por lo que la presión debe ser el 80% de la capacidad nominal de aplastamiento de la tubería de revestimiento. Después de la prueba, se debe desfogar toda la presión hasta que el manómetro registre CERO presión e instale nuevamente la grasera de en su posición.

Los tornillos de sujeción que contiene la brida superior del cabezal de tubería de producción, deben ser removidos de tal manera que nos salgan al diámetro interior del cabezal.

Colgadores para Tubería de Producción Descripción Los colgadores de tubería de producción se instalan en el tazón superior de los cabezales de tubería de

producción, además son los que soportan toda la sarta de la tubería de producción, es decir la tubería por la cual fluirá el Aceite, Gas o Petróleo. De acuerdo a la norma API estos se consideran como partes primarias, al igual que los cabezales de tubería de producción, es decir, mas critias dentro del árbol.

Los colgadores de tubería de producción se introducen através de los protectores contra reventones. Existen 3 modelos de colgadores de tubería de producción: El primero de ellos tiene solamente una cuerda para suspender solo una tubería de producción.

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El segundo modelo tiene dos cuerdas para suspender una tubería de producción cada uno, es decir, este puede

suspender dos tuberías de producción al mismo tiempo, a los cuales se les llaman arboles duales o de terminación doble.

El tercero es un colgador de tubería de producción para bombeo electro centrifugo y es utilizado en conjunto con

una bomba eléctrica sumergible. Este tiene dos orificios, uno de ellos soporta la sarta de la tubería de producción y el segundo es para acomodar los conductores eléctricos que pasan la corriente entre el cable de la superficie y el cable que va a la bomba sumergible.

Todos los colgadores de tubería de producción deben tener además de la cuerda que suspende la tubería de

producción una cuerda interior en la parte superior la cual es utilizada para la instalación del colgador dentro del cabezal de tubería de producción. Algunos colgadores tienen un orifico que permite el paso de líneas de control, estos generalmente son utilizados en la zona marina, ya que con dicha línea se permite tener el control de válvulas actuadas ( controladas por medio de paneles de control o que no requieren ser operadas por la mano de obra humana ). En zonas costa adentro ( tierra ) muy pocas veces son requeridas las líneas de control, solamente si se requiere tomar registros de presión o temperatura es que se utilizan las líneas de control.

Los colgadores de tubería de producción tienen un cuello extendido, el cual debe sellar en el diámetro interior del Adapter del medio árbol, para evitar exista fuga de la tubería de producción hacia afuera.

Plano de alineamiento

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Ventajas Permite el alojamiento de una válvula de contrapresión, la cual se utiliza para sellar el agujero del pozo, mientras

se retiran los protectores contra reventones y se instala el medio árbol de navidad o para aislar la presión del pozo para realizar reparaciones o reacondicionamientos sin necesidad de matar el pozo.

Identificación Los Colgadores de Tubería de Producción se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-07-070-712 Tipo Bombeo Electrocentrifugo ( BEC ) Tamaño y capacidad de presión 11” 5000 lb/pulg2 Tamaño de la tubería de Producción 3 ½” Cuerda de la tubería de Producción Premium Vam Top 9.20 lb/pie Válvula de Contrapresión CIW Clasificación de la temperatura K a U Clase de material DD PSL 3 Este colgador se identificaría como un colgador para tubería de producción para bombeo electrocentrifugo de 11 x

3 ½ vam top 9.20 lb/pie CIW para una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C) clase de material DD PSL3. Recomendaciones para su instalación Asegurarse que la cuerda inferior del colgador de tubería de producción es el mismo modelo que el de la tubería

de producción, es una de las recomendaciones más importantes que se deben de cuidar. Medir la distancia que se tiene desde el piso de perforación hasta el hombro de carga del cabezal de tubería de

producción en el cual descansara el colgador de tubería de producción. Todos los tornillos de sujeción que contiene la brida superior del cabezal de tubería de producción deben ser

retraídos de tal manera que ninguno salga al tazón donde entrara el colgador de tubería de producción. Asegurarse que no exista ningún objeto que obstruya el diámetro de paso a través de los pre ventores contra

reventones, de tal manera que permita el paso del colgador de tubería de producción atreves de estos. Se debe verificar el paralelismo de la tubería de producción, es decir que no exista ninguna desviación. En el caso que el colgador de tubería de producción tenga un orificio para línea de control, introducir por este la

línea de control y cortarla, dejando un tramo suficiente que permita dar algunas vueltas en el cuello del colgador, de tal manera que hagan la función de un resorte. Instalar la línea de control en la conexión inferior del colgador y hacer una prueba de funcionalidad a todas las areas de sello que se tienen en la línea de control.

El siguiente diagrama muestra la manera correcta de la colocación de la línea de control

Debe colocarse la válvula de contrapresión en su posición dentro del colgador de tubería de producción.

Sarta de la tubería de producción

Colgador de Tubería de producción

Orificio para línea de control

Espaciamiento mínimo de 12”

Línea de control

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Roscar y apretar adecuadamente la tubería de producción al colgador de tubería de producción. Es muy importante que se encuentre un especialista de esta operación y no sujetar el colgador de aquellas aéreas que son de sello, de lo contrario este será dañado.

Bajara lentamente el colgador atreves de los pre ventores contra reventones, tomando en cuenta la distancia que se tomo del piso de perforación al hombro de carga del cabezal de tubería de producción. Es muy importante que cuando ya esté cerca de la área donde descansara el colgador, se baje con mayor cuidado.

Una vez que ya haya llegado a su posición el colgador, deben apretarse los tornillos de sujeción que contiene la brida superior del cabezal de tubería de producción, el apriete debe hacerse en forma de cruz y cada tornillo de sujeción que se encuentre en la misma línea, esto permitirá un mejor apriete.

El siguiente diagrama muestra la manera como queda ya instalado el colgador de tubería de producción.

Bridas de Transición Descripción Las bridas de transición permiten unir bridas que van de un tamaño y presión a otro diferente. Estas se colocan

entre dos carretes de tubería de revestimiento. Su mayor uso se da cuando se tiene un pre ventor contra reventones de diferente tamaño al del cabezal que necesita ser conectado este. Estas en ningún caso llevan sellos interiores. En cada una de sus caras tienen un anillo API diferente y barrenos machueleados, los cuales recibirán birlos, que al colocarlos se les dice “ BIRLOS EMPOTRADOS “.

Ventajas Evitan el uso de carretes espaciadores. Permiten la unión rápida de bridas con tamaños diferentes.

Colgador de tubería de producción

Tornillo de sujeción

Cabezal de tubería de producción

Hombro de carga

Brida de Transición

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Identificación Las Bridas de Transición se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-08-080-812 Conexión Superior 20 3/4 3000 lb/pulg2 Conexión Inferior 13 5/8 5000 lb/pulg2 Clasificación de la temperatura K a U Clase de material AA PSL 1 Este colgador se identificaría como un colgador para tubería de producción para bombeo electrocentrifugo de 11 x

3 ½ vam top 9.20 lb/pie CIW para una temperatura que va de K ( -60°C) a U (121°C) clase de material DD PSL3. Recomendaciones para su instalación Asegurarse que las conexiones de la brida de transición son compatibles con las bridas de los carretes que se

desea unir. Inspeccionar los anillos API ( Ring Gasket ) tanto de la brida de transición como del cabezal de tubería de

revestimiento previo que este libres de golpes. Colocar el anillo Api en la brida del cabezal de tubería de revestimiento. Centrar la brida de transición sobre el cabezal de tubería de revestimiento colocado previamente y bajar nivelada

la brida de transición, asegurando que los birlos entren libres en los barrenos de la brida del cabezal de tubería de revestimiento.

Apretar todos los birlos que unen ambas bridas (estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un mejor apriete).

Bridas Doble Sello Descripción Se les conoce también con el nombre de bridas intermediarias. Estas se instalan entre la brida superior de un

cabezal o carrete de tubería de revestimiento y la brida inferior del carrete siguiente. Estas bridas a diferencia de las de transición, tienen sellos elastoméricos en su diámetro interior. Dichos sellos permiten aislar la presión entre la conexión inferior y la superior de los carretes. Esta cuentas con uno o dos orificios de prueba de ½ API L.P. (cuando la presión de trabajo de la brida doble sello es de 2000 , 3000 , 5000 , 10000 psi ) o un orificio de 1.125-20UNF (cuando la presión de trabajo de la brida doble sello es de 15000 , 20000 psi ), por los cuales se puede someter a prueba los sellos con los que cuenta la brida.

En cada una de sus caras tienen un anillo API el cual puede ser igual o diferente y barrenos que pueden ser pasados o machueleados.

Ventajas Proporciona una doble barrera por los sellos con los que cuenta en la parte interior. Empacan la tubería de revestimiento al igual que los sellos secundarios de los carretes de tubería de revestimiento.

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Identificación Las Bridas Doble sello se identifican empleando la siguiente información: Información Ejemplo Número de parte JC-02-0102 Tamaño Nominal 20 3/4 Presión de trabajo 5000 lb/pulg2 Tamaño de tubería de revestimiento 13 3/8 CSG Clasificación de la temperatura K a U Clase de material AA PSL 1 Con estos datos se identificaría como brida doble sello 20 ¾-5000 , para tubería d revestimiento de 13 3/8, para

una temperatura que va