Lineamientos Para Operaciones De CT
Páginas: 60 (14951 palabras)
Publicado: 23 de octubre de 2015
LINEAMIENTOS BASICOS PARA OPERACIONES CON COILED TUBING
INTRODUCCION
Este manual está destinado a operaciones de coiled tubing (CT), donde hubo una recopilación de varios documentos CT, Incluyendo el Manual Servicios de Operaciones y minutas de las 5 reuniones del Subcomité API de Servicios Halliburton. Este manual también contiene anotaciones propias de la experiencia de campo.
EsteManual no es una explicación detallada de CT. El propósito del manual es proporcionarle una perspectiva general de los procedimientos “Típicos” del trabajo y los servicios de operaciones de CT proporcionados por Servicios Hallliburton, Inc. No obstante, este manual no contiene información exhaustiva relacionada a especificaciones de CT, manufactura CT o reparación con CT. Por lo intrincado de losdetalles de los equipos CT, procedimientos detallados del trabajo, procedimiento exacto de las operaciones, y métodos de cálculos, es recomendable contactar su representante CT de Halliburton.
Las secciones de este manual son como se indican a continuación:
1. Equipo Coiled Tubing y Herramientas
2. Planificación Previa al Trabajo
3. Procedimientos Previos al Trabajo
4. Vestir el equipo en el Pozo5. Correr la Tubería
6. Procedimientos Posteriores al Trabajo.
1.- EQUIPO DE COILED TUBING Y HERRAMIENTAS
Componentes Coiled Tubing
Los componentes básicos exigidos para correr un trabajo CT son típicamente el inyector, cuello de ganso, carrete, cabina del operador, paquete de fuerza (power pack), grúa, BOP, separador, y adaptadores para cabezal de pozo ( fig 1, pag 2 pozo). También pueden seralgunas combinaciones de lo siguiente, dependiendo de la aplicación: bombas de fluido, BOP anular, seguridad adicional para el BOP, Tee de flujo, sistemas de control de lodo, camiones para registro, varias sarta de herramientas, etc. Las siguientes secciones dan una idea general de lo que ocurre durante el proceso de vestir el pozo.
Implementos para el Control de Cabezal del Pozo
Como muestraen la (fig 2, pag 2), la BOP y las estoperas son usados en las unidades de CT. Estas son piezas vitales del equipo para el control del cabezal de pozo, que permiten la intervención segura de un pozo mientras está bajo presión. Mientras sea posible, purgue el cabezal del pozo tanto como sea posible y esto le permite una aplicación mas fácil y segura. Adhiérase siempre a los procedimientosapropiados para vestir el equipo y realizar las pruebas.
Pagina # 2 ilustracion
Información General
La función primaria de la válvula impide reventones (BOP) y el separador es controlar continuamente el pozo. Respecto a las unidades de CT y las BOP de CT, deben recibir mantenimiento adecuado y estar siempre en condiciones operativas en todomomento. Antes que usted comience el trabajo, verifique que el BOP esté preparados para la prueba-funcional y la prueba de presión del equipo.
Las BOPs de CT y prensaestopas (Stripper) son diseñadas y manufacturadas por varios proveedores, como por ejemplo Texas Oil Tools, Bowen, Foley, a Hydrolex. Aún cuando varios diseños difieren en detalles, todos los BOPs y prensa-estopas operan básicamente bajoel mismo principio del diseño.
Los BOPs de CT son monobloques quad-type, (tipo cuádruple) con cuatro operadores ram, cada juego de ram funciona independientemente de los otros; el operador selecciona manualmente los controles hidráulicos en la consola del operador. BOPs mas viejos tienen un promedio de 5,000 psi de presión de trabajo. Los BOPs más recientes están promediados para 10,000 pside presión de funcionamiento. La presión de funcionamiento del BOP está basada en el diseño de la estructura y la velocidad más baja. Cuando usted use CT, configure el control mínimo del tubo vertical de evacuación del pozo con los juegos de pistones que están arreglados en el siguiente orden:
Ram 1: RAMS ciegos --- (FIG. 3, Pág 4) están diseñadas para el sellar el pozo cuando la línea es...
INTRODUCCION
Este manual está destinado a operaciones de coiled tubing (CT), donde hubo una recopilación de varios documentos CT, Incluyendo el Manual Servicios de Operaciones y minutas de las 5 reuniones del Subcomité API de Servicios Halliburton. Este manual también contiene anotaciones propias de la experiencia de campo.
EsteManual no es una explicación detallada de CT. El propósito del manual es proporcionarle una perspectiva general de los procedimientos “Típicos” del trabajo y los servicios de operaciones de CT proporcionados por Servicios Hallliburton, Inc. No obstante, este manual no contiene información exhaustiva relacionada a especificaciones de CT, manufactura CT o reparación con CT. Por lo intrincado de losdetalles de los equipos CT, procedimientos detallados del trabajo, procedimiento exacto de las operaciones, y métodos de cálculos, es recomendable contactar su representante CT de Halliburton.
Las secciones de este manual son como se indican a continuación:
1. Equipo Coiled Tubing y Herramientas
2. Planificación Previa al Trabajo
3. Procedimientos Previos al Trabajo
4. Vestir el equipo en el Pozo5. Correr la Tubería
6. Procedimientos Posteriores al Trabajo.
1.- EQUIPO DE COILED TUBING Y HERRAMIENTAS
Componentes Coiled Tubing
Los componentes básicos exigidos para correr un trabajo CT son típicamente el inyector, cuello de ganso, carrete, cabina del operador, paquete de fuerza (power pack), grúa, BOP, separador, y adaptadores para cabezal de pozo ( fig 1, pag 2 pozo). También pueden seralgunas combinaciones de lo siguiente, dependiendo de la aplicación: bombas de fluido, BOP anular, seguridad adicional para el BOP, Tee de flujo, sistemas de control de lodo, camiones para registro, varias sarta de herramientas, etc. Las siguientes secciones dan una idea general de lo que ocurre durante el proceso de vestir el pozo.
Implementos para el Control de Cabezal del Pozo
Como muestraen la (fig 2, pag 2), la BOP y las estoperas son usados en las unidades de CT. Estas son piezas vitales del equipo para el control del cabezal de pozo, que permiten la intervención segura de un pozo mientras está bajo presión. Mientras sea posible, purgue el cabezal del pozo tanto como sea posible y esto le permite una aplicación mas fácil y segura. Adhiérase siempre a los procedimientosapropiados para vestir el equipo y realizar las pruebas.
Pagina # 2 ilustracion
Información General
La función primaria de la válvula impide reventones (BOP) y el separador es controlar continuamente el pozo. Respecto a las unidades de CT y las BOP de CT, deben recibir mantenimiento adecuado y estar siempre en condiciones operativas en todomomento. Antes que usted comience el trabajo, verifique que el BOP esté preparados para la prueba-funcional y la prueba de presión del equipo.
Las BOPs de CT y prensaestopas (Stripper) son diseñadas y manufacturadas por varios proveedores, como por ejemplo Texas Oil Tools, Bowen, Foley, a Hydrolex. Aún cuando varios diseños difieren en detalles, todos los BOPs y prensa-estopas operan básicamente bajoel mismo principio del diseño.
Los BOPs de CT son monobloques quad-type, (tipo cuádruple) con cuatro operadores ram, cada juego de ram funciona independientemente de los otros; el operador selecciona manualmente los controles hidráulicos en la consola del operador. BOPs mas viejos tienen un promedio de 5,000 psi de presión de trabajo. Los BOPs más recientes están promediados para 10,000 pside presión de funcionamiento. La presión de funcionamiento del BOP está basada en el diseño de la estructura y la velocidad más baja. Cuando usted use CT, configure el control mínimo del tubo vertical de evacuación del pozo con los juegos de pistones que están arreglados en el siguiente orden:
Ram 1: RAMS ciegos --- (FIG. 3, Pág 4) están diseñadas para el sellar el pozo cuando la línea es...
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