CABEZALES, MEDIOS ARBOLES Y PREVENTORES.(Conexiones Superficiales

de Control CSC)

Los árboles de válvulas permiten colgar las tuberías de revestimiento y de producción para controlar superficialmente cualquier anomalía que pudiera presentarse en cada una de las etapas de la perforación del pozo, para instalar finalmente el medio árbol donde se colgara el aparejo de producción que permitirá que los hidrocarburos fluyan hacia la superficie de manera controlada y se puedan explotar de una forma segura.

Los arboles de válvulas, se componen de elementos tales como cabezales de tuberías de revestimiento, cabezales de producción, crucetas, válvulas de compuerta, estranguladores y bridas, en conjunto con los preventores (BOP), constituyen el equipo de seguridad superficial de los pozos durante su perforación y vida productiva.

Durante las etapas de perforación de los pozos, es necesaria la instalación de cabezales de tuberías, que tienen la función de permitir colgar las tuberías de revestimiento superficiales, intermedias y de explotación, utilizadas para controlar superficialmente cualquier anomalía que se pudiera presentar en cada una de estas etapas, en la etapa de explotación se instala el medio árbol de válvulas donde se colgará el aparejo de producción que servirá para que los hidrocarburos fluyan hacia la superficie de manera controlada.

BRIDAS.Se puede considerar que en la mayor parte del “Equipo Superficial de Control” sus enlaces de accesorios y complementos del mismo, es a base de conexiones bridadas; por lo tanto, se debe de tener hermeticidad en la misma para evitar posibles fugas durante su uso con presión.

A = Diámetro o tamaño de la brida.

B = Diám. entre tornillo y tornillo.

C = Diámetro de la pista.

D = Diámetro de paso de la brida es el identificador del tamaño

I

I = Espesor de la brida.

ABC

D

BRIDAS.

I

ABC

D

Es importante mencionar que las partes críticas de las conexiones bridadas son la pista, los anillos y los birlos.

PistaEs la ranura en donde se aloja el anillo y se encuentran recubiertas con soldadura resistente a la corrosión.

Existen básicamente dos tipos de bridas:El tipo 6B presión de trabajo de 2000, 3000 y 5000 Ib/pg2. No tienen contacto entre caras por lo tanto la carga es soportada por los anillos.Sellado de presión por medio del anillo “R” o “RX” La cara de la brida es plana (6B).

BRIDAS.

Anillos de presión API tipo “R”

El mecanismo de sello consiste en empacar estos anillos en las ranuras o pistas de las bridas; la ligera deformación del anillo en la ranura o pista ocasiona una presión de contacto entre anillo y brida, efectuando el contacto metal a metal.

BRIDAS.Los anillos RX soportan las cargas de los birlos trabajando totalmente a lo ancho del anillo. Su característica principal es que es energizable, ya que la presión interna activa las superficies de sello proporcionando un mejor sellado en contacto metal-metal.

Cuando se aprietan las bridas, las secciones planas en diámetro exterior del anillo hacen contacto primeramente con la ranura o pista provocando una precarga hasta que el diámetro interior hace contacto con la ranura o pista y se asegura una alineación y fijación, además de que las vibraciones no afecten el sellado del anillo.

Anillos de presión API tipo “RX”

BRIDAS.Tipo 6BX es para rangos de 10000 hasta 20000 Ib/pg2, para menores de 13 5/8” Se utiliza para 5000 Ib/pg2 en tamaños de 13 5/8” y 16”.Se hace contacto cara a cara en los componentes.Se utiliza un anillo metálico empacador BX.El apriete de los birlos actúa directamente en las caras realzadas de las bridas y posteriormente sobre el anillo metálico.El anillo soporta parcialmente la carga de los birlos y, la mayor parte, la soportan las caras de las bridas

BRIDAS.El anillo BX es que es energizable debido a que la presión interna activa la superficie de sello proporcionando un sello mayor al efectuarse un contacto metal a metal por fricción.

Al colocar el anillo BX sobre la brida 6BX se observa que éste queda recargado hacia el exterior de la ranura o pista de la brida y, en la parte interior existe una separación entre anillo y ranura o pista de un 1/8”.

BRIDAS.

Al apretar las bridas con el anillo BX este se fricciona contra la ranura o pista en el área exterior y, a su vez, provoca que el anillo se cierre y se adapte a la ranura o pista en el área interior del anillo.Este contacto se efectúa cuando las caras realzadas de las bridas 6BX también están en contacto.

BRIDAS.

NomenclaturaA = Diámetro o tamaño de la brida.B = Diámetro entre tornillo y tornillo.C = Diámetro de la pista.D = Diámetro de paso de la brida.E = Espacio superior de la pista.F = Número de tornillos.G = Largo de tornillo.H = Diámetro o espesor del tornillo.I = Espesor de la brida.J = Número de anillo API (al no tener en la tabla especificado el tipo de anillo, es R oRX).

BRIDAS.

BRIDAS.

Las bridas, preventores y cabezales utilizan una misma codificación para identificarlas además de otros códigos:

CLASIFICACION DE BRIDAS.

Brida de 13 5/8” 5000:

Significa que tiene un orificio de paso de 13 5/8” y que esta diseñada para soportar 5000 lbs/ pg2 de presión.

Un preventor de 13 5/8 10000 # significa que es un preventor que tiene un orificio de 13 5/8” y soporta 10000 lbs/pg2 de presión.

Un árbol de 13 5/8 10000 # para TR de 9 7/8” significa que es un árbol que tiene un orificio de 13 5/8 y soporta 10000 lbs/pg2 de presión y se puede colgar una tubería de revestimiento de 9 7/8”.

La función de la brida adaptadora es conectar bridas de diferente tamaño y presión

CLASIFICACION DE BRIDAS.AnillosLos anillos están diseñados para realizar un sello metal-metal, y son chapeados con una película de cadmio de 0.0051 a 0.0127 mm de acuerdo a las especificaciones API,

AnilIosLos anillos están diseñados para realizar un sello metal-metal, y son chapeados con una película de cadmio de 0.0051 a 0.0127 mm de acuerdo a las especificaciones API,

BRIDA ESPARRAGOS TUERCAS

GRADO ESPECIFICACION GRADO ESPECIFICACION

6B B7 ASTM-A193,ASTM-354 1 ASTM-A193,ASTM-354

6BX B7 ASTM-A193,ASTM-354 2H ASTM-A193,ASTM-354

ESPARRAGOS

Los birlos, espárragos y tuercas usados en conexiones tipo brida 6B y 6BX, deben cumplir con la especificación ASTM A-193 y ser de grado B7, el cual tiene un punto de cedencia de 125000 psi.

SISTEMA DE CABEZALES

EL CABEZAL SOPORTE:El cabezal soporte de tubería de revestimiento forma parte de la instalación permanente del pozo y se usa generalmente con la primer TR sirviendo como base para todo el pozo, es decir sirve como ancla y sella alrededor de la siguiente tubería de revestimiento.

Por diseño puede ser roscable, soldable o bridado, además se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores.Las salidas laterales del cabezal, pueden utilizarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para casos de emergencia estrictamente.

6

CARRETES

Cabezales de TR´s o

Casing Heads

Carretes Adaptadores o

Carretes

Espaciadores con Salidas Laterales

Salidas Laterales de los

Espacios Anulares entre

TR´s

Tubing Head

Back Pressure Valve

Bola Colgadora para el Tubing

Tubing Hanger

VALVULAS LATERALES Las válvulas laterales de los cabezales sirven para el control del pozo por el espacio anular cuando se esta perforando y para el control de fluidos remanentes presurizados cuando el pozo se encuentre en producción o en otra etapa.

La función es proporcionar una derivación de flujo hacia fuera del contrapozo para desviar el fluido que se pueda encontrar a profundidades someras y dirigirlo hacia fuera del equipo.

DIVERTEREste equipo se utiliza cuando únicamente se tiene instalado el Tubo Conductor, normalmente en el mar es un equipo diseñado , sin embargo en tierra es posible instalar el preventor esférico mas grande con valvul10 , 12 o 16 pgs.

La función del carrete es dar altura del cabezal al nivel necesario para permitir sentar el primer preventor fuera del contra pozo. Deberá ser del mismo diámetro y presión de trabajo del conjunto de preventores.

BRIDA ADAPTADORA Y CARRETE ESPACIADOR

La función de la brida adaptadora es conectar bridas de diferente tamaño y presión

PREVENTOR DE ARIETES

Es el equipo hidromecánico que permite el control de fluidos del pozo cuando se detecta un brote, el cierre es mediante un mecanismo impulsado hidráulicamente que se cierra alrededor del tubo que se encuentre en el interior del pozo; los mas comunes son Cameron tipo “U” con arietes anulares, ciegos, ciegos de corte y variables. Los preventores pueden ser sencillos o dobles

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

DESCRIPCION DEL PREVENTOR CAMERON TIPO “U”

RAM FLEXIBLE AJUSTABLE RAM VARIABLE

RAM FLEXIBLE RAM PARA STRPING

RAM DOBLE

RAMS--- ARIETES

PREVENTORES DE BROTES (BOP’S)

El carrete de control sirve para conectar las líneas de matar y estrangular en un conjunto de preventores, es decir es el medio con el cual se comunica el pozo con las líneas superficiales de control y consta de dos válvulas laterales y una válvula “check” la de matar y de un porta estrangulador la de estrangular.

CARRETE DE CONTROL

El preventor doble de arietes tiene la misma función que el preventor sencillo, la diferencia es únicamente que en este preventor se tienen dos arietes.

PREVENTOR DOBLE

El arreglo común en perforación es tener en la parte inferior unos arietes del diámetro de la tubería,

arietes

arietesciegos

los cuales no se utilizan para las operaciones normales por seguridad, el de en medio será ciego y en la parte superior del diámetro de la tubería.

El preventor esférico es el que se encuentra en lo mas alto del conjunto, su característica principal es que cierra sobre cualquier tipo de forma y diámetro de tubería, es el primero en utilizarse y sirve para hacer viajes bajo presión (stripping) en condiciones DE PRESIÓN en el pozo, sin embargo debe de revisarse continuamente porque es el que esta sometido a desgaste cuando se mueve la sarta.

ESFERICO

ESFERICO

18.7 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi

18.8 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar bajo balance.

18.9 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 5000 psi para perforar con flujo controlado.

18.10 Arreglo estándar de conexiones superficiales de control para perforación de pozos de desarrollo y exploratorios con presiones máximas de 10,000 psi

MATARESTRANGULAR

Cabezal de 13 5/8” (10 M) con cuñas para 9 7/8”

TR 30”TR 20”

BOP´S 13 5/8” (10 M) invertido con RAMS para TR de 9 7/8”

Carrete de trabajo de 13 5/8” (10 M)

BOP´S doble de 13 5/8” (10 M) con RAMS

Superior ciego

Inferior ciego de corte

Mec.Hca. Mec. Hca.

Tapón de ½”NPT

Válvula de agujade ½” NPT

Base de 36”

TR 13 3/8”

9 7/8”

6 cartabones

Cuñas0.96 m

2.00 m

0.37 m

1.30 m

1.35 m

NIVEL DEL MAR

MATARESTRANGULAR

Cabezal de 13 5/8” (10 M) con cuñas para 9 7/8”

TR 30”TR 20”

BOP´S 13 5/8” (10 M) invertido con RAMS para TR de 9 7/8”

Carrete de trabajo de 13 5/8” (10 M)

BOP´S doble de 13 5/8” (10 M) con RAMS

Superior ciego

Inferior ciego de corte

Mec.Hca. Mec. Hca.

Tapón de ½”NPT

Válvula de agujade ½” NPT

Base de 36”

TR 13 3/8”

9 7/8”

6 cartabones

Cuñas0.96 m

2.00 m

0.37 m

1.30 m

1.35 m

NIVEL DEL MAR

El sistema de control del conjunto de preventores permite proveer la potencia hidráulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y válvulas hidráulicas instaladas, por lo que es considerado como parte esencial del sistema de control superficial en los equipos de perforación y mantenimiento de pozos petroleros.

SISTEMA DE CONTROL DE PREVENTORES

Las prácticas recomendadas API RP-16E del Instituto Americano del Petróleo y e Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS), establecen los requerimientos que se deberán tener en cuenta para la selección de una adecuada unidad de cierre en función al tamaño, tipo y número de elementos hidráulicos que serán operados para lograr un cierre de pozo al presentarse un brote.

r Depósito almacenador de fluido.

Acumuladores.

Fuentes de Energía-Unidades de cierre.

Consolas de control remoto.

Válvula de control para operar los Preventores.

PARTES PRINCIPALES DEL CONTROL DE PREVENTORES

El sistema de control del conjunto de preventores permite proveer la potencia hidráulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y válvulas hidráulicas instaladas, por lo que es considerado como parte esencial del sistema de control superficial en los equipos de perforación y mantenimiento de pozos petroleros.

SISTEMA DE CONTROL DE PREVENTORES

Las prácticas recomendadas API RP-53 del Instituto Americano del Petróleo y e Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales (MMS), establecen los requerimientos que se deberán tener en cuenta para la selección de una adecuada unidad de cierre en función al tamaño, tipo y número de elementos hidráulicos que serán operados para lograr un cierre de pozo al presentarse un brote.

DESCRIPCIÓN DE PARTES SISTEMA KOOMEY CON ENERGÍA ADICIONAL N21. Acumuladores 21. Manómetro en el sistema acumulador

2. Válvulas aisladoras 22. Filtro para fluido en el sistema acumulador

3. Válvula de seguridad 23. Válvula reguladora y reductora de presión

4. Filtro en línea suministro de aire 24. Manómetro en el múltiple de distribución de fluido

5. Lubricador de aire 25. Ram lock para aislar la válvula reductora de presión. (BY-PASS)

6. Manómetro en línea de aire 26. Válvula reguladora y para preventor anular

7. Interruptor de presión hidroneumático 27. Manómetro del preventor anular

8. Válvula para aislar el interruptor hidroneumático 28. Válvulas de cuatro vías (Ram lock)

9. Válvulas de suministro de aire a bombas hidráulicas 29. Válvula de purga

10. Válvulas de cierre en línea de succión 30. Caja de empalme de aire

11. Filtros en línea de succión 31. Transmisor de presión del preventor anular

12. Bombas hidroneumática impulsadas por aire 32. Transmisor de presión del multiple de distribución de fluido

13. Válvulas de retención (check) 33. Transmisor de presión del sistema acumulador

14. Motor eléctrico y arrancador de bomba triplex 34. Válvula neumática reguladora de presión preventor anular

15. Bomba triplex hidroeléctrica 35. Selector regulador de presión del preventor anular

16. Válvula de cierre en línea de succión 36. Válvula de seguridad del multiple de distribución de fluido

17. Filtro en línea de succión 37. Tapones del tanque de almacenamiento

18. Válvula de retención (check) 38. Cilindros con nitrógeno

19. Válvula aisladora de la bomba hidroeléctrica 39. Manómetro del banco de energía adicional

20. Interruptor de presión hidroeléctrica 40. Válvula maestra del banco de energía adicional

1. Fuentes de Energía – Requerimientos de las bombasCapacidad de las bombas: cada unidad de cierre deberá contar con el suficiente número y tamaño de bombas que cumplan satisfactoriamente con las.Con el banco de acumuladores aislado, las bombas deberán ser capaces de cerrar el preventor anular sobre la tubería en uso, abrir la válvula hidráulica de la línea de estrangulación en un tiempo de doce minutos.Presión en las bombas: Cada unidad de cierre deberá estar equipada con bombas que proporcionen una presión de descarga equivalente a la presión de operación y máxima de trabajo. El sistema de la unidad de cierre está formado por una combinación de bombas hidroneumáticas y eléctricas. Básicamente cada bomba opera a bajo volumen de fluido y alta presión, accionándose por una fuente neumática y la otra por medio de energía eléctrica. Normalmente en cada sistema lo constituyen dos bombas hidroneumáticas y una bomba triplex eléctrica.

1.Potencia de BombaLa combinación de las bombas deberá tener capacidad para cargar el banco de acumuladores en un tiempo máximo de 15 minutos o menos a partir de su presión de precarga a la presión máxima de operación.Las bombas son calibradas de tal manera que cuando la presión en los acumuladores baje al 90% de presión de operación, se active un interruptor electromagnético y arranquen automáticamente para restablecer la presión de operación.Todo el tiempo estará disponible una fuente de potencia para que las bombas accionen automáticamente en la unidad de cierre, cuando disminuyan al 90% de su presión de operación.El sistema de la unidad de cierre debe contar con dos fuentes de energía dependientes del equipo de perforación y de una fuente independiente que deberá considerarse como último recurso para cerrar los preventores..Cada fuente deberá ser autosuficiente para operar las bombas a una velocidad tal que permita cumplir satisfactoriamente con los requerimientos establecidos.

TAMAÑO (pg) PRESIÓN DE TRABAJO FLUIDO REQUERIDO (gal) CAMERON SHAFFER HYDRIL

7 1/16 3.000CERRAR 1,69 4,57 2,85ABRIR 1,39 3,21 2,24

7 1/16 5.000CERRAR 1,69 4,57 3,86ABRIR 1,39 3,21 3,30

7 1/16 10.000CERRAR 2,04 17,11 9,42ABRIR 2,55 13,96 7,08

7 1/16 15.000CERRAR 6,94 11,20ABRIR 6,12 7,25

7 1/16 20.000CERRAR 8,38 11,00ABRIR 7,56 7,20

11 3.000CERRAR 5,65 11,00 2,43ABRIR 4,69 6,78 5,54

11 5.000CERRAR 5,65 18,67 9,81ABRIR 4,69 14,59 7,98

11 10.000CERRAR 10,15 30,58 25,10ABRIR 9,06 24,67 18,97

11 15.000CERRAR 23,50ABRIR 21,30

13 5/8 3.000CERRAR 12,12 23,50 11,36ABRIR 10,34 14,67 8,94

13 5/8 5.000CERRAR 12,12 23,58 17,98ABRIR 10,34 17,41 14,16

13 5/8 10.000CERRAR 18,10 40,16 37,18ABRIR 16,15 32,64 26,50

13 5/8 15.000CERRAR 26,00 34,00ABRIR 22,50 34,00

16 ¾ 3.000CERRAR 22,32 21,02ABRIR 19,00 15,80

16 ¾ 5.000CERRAR 22,32 37,26 28,70ABRIR 19,00 25,61 19,93

16 ¾ 10.000CERRAR 40,75ABRIR 35,42

18 ¾ 5.000CERRAR 35,60 48,16 64,00ABRIR 29,00 37,61 44,00

18 ¾ 10.000CERRAR 50,00 118,50ABRIR 45,10 99,50

20 ¾ 3.000CERRAR 39,70ABRIR 24,10

21 ¼ 2.000CERRAR 39,70 22,59 31,05ABRIR 24,10 16,92 18,93

Nota: La válvula hidráulica utiliza un volumen de fluido de 0.5 gal, para accionar, cerrar o abrir

TAMAÑO (pg) PRESIÓN DE TRABAJO FLUIDO REQUERIDO (gal) CAMERON SHAFFER HYDRIL

7 1/16 3.000 CERRAR 1,69 4,57 2,85ABRIR 1,39 3,21 2,24

7 1/16 5.000 CERRAR 1,69 4,57 3,86ABRIR 1,39 3,21 3,30

7 1/16 10.000 CERRAR 2,04 17,11 9,42ABRIR 2,55 13,96 7,08

7 1/16 15.000 CERRAR 6,94 11,20ABRIR 6,12 7,25

7 1/16 20.000 CERRAR 8,38 11,00ABRIR 7,56 7,20

11 3.000 CERRAR 5,65 11,00 2,43ABRIR 4,69 6,78 5,54

11 5.000CERRAR 5,65 18,67 9,81ABRIR 4,69 14,59 7,98

11 10.000 CERRAR 10,15 30,58 25,10ABRIR 9,06 24,67 18,97

11 15.000 CERRAR 23,50ABRIR 21,30

13 5/8 3.000 CERRAR 12,12 23,50 11,36ABRIR 10,34 14,67 8,94

13 5/8 5.000 CERRAR 12,12 23,58 17,98ABRIR 10,34 17,41 14,16

13 5/8 10.000 CERRAR 18,10 40,16 37,18ABRIR 16,15 32,64 26,50

13 5/8 15.000 CERRAR 26,00 34,00ABRIR 22,50 34,00

16 ¾ 3.000 CERRAR 22,32 21,02ABRIR 19,00 15,80

16 ¾ 5.000 CERRAR 22,32 37,26 28,70ABRIR 19,00 25,61 19,93

16 ¾ 10.000 CERRAR 40,75ABRIR 35,42

18 ¾ 5.000 CERRAR 35,60 48,16 64,00ABRIR 29,00 37,61 44,00

18 ¾ 10.000 CERRAR 50,00 118,50ABRIR 45,10 99,50

20 ¾ 3.000 CERRAR 39,70ABRIR 24,10

21 ¼ 2.000 CERRAR 39,70 22,59 31,05ABRIR 24,10 16,92 18,93

Nota: La válvula hidráulica utiliza un volumen de fluido de 0.5 gal, para accionar, cerrar o abrir

1.Sistema de Potencia•El sistema dual de potencia recomendado es un sistema neumático más un sistema eléctrico. Las recomendaciones mínimas para un sistema dual aire y otra fuente de potencia dual son:•Un sistema dual neumático –eléctrico, puede consistir del sistema de aire del equipo más el generador del equipo.•Un sistema dual neumático puede consistir del sistema de aire del equipo más un tanque de almacenamiento de aire que esté separado por medio de válvulas de contraflujo (check) de los compresores de aire y del tanque de almacenamiento general de aire del equipo. Los valores mínimos aceptables para este tanque aislado serán el volumen y la presión, cuyos valores permitirán utilizar solamente este aire para que operen las bombas a una velocidad para que cumplan con las funciones requeridas.

Un sistema dual eléctrico puede consistir del sistema normal de energía eléctrica del equipo más un generador independiente.Un sistema dual de aire-nitrógeno puede consistir del sistema de aire del equipo mas un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión (energía adicional).Un sistema dual eléctrico – nitrógeno puede consistir del sistema de corriente eléctrica del equipo más un conjunto de cilindros conteniendo N2 a determinada presión.

Preventores (BOP´s)

Nido de la Bola Colgadora

Cabezal de la Primera TR

Cabezal(es) de la(s) Siguientes TR´s

Los carretes cabezales son las herramientas que sirven para colgar, aislar los espacios anulares y sostener las tuberías intermedias.

CARRETE CABEZAL Y CARRETE DE PRODUCCION

Los carretes de producción son los que sellan el ultimo espacio anular entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción, además soportan el peso de la tubería de producción por medio de la bola colgadora

El primero en instalarse es el cabezal soporteDespués los cabezales necesarios para las tuberías intermedias

Cabezales del Pozo en perforación

Despues de haber cementado y probado las TR´s 1. Los preventores Se desmantelan y eliminan del cabezal del pozo. 2. Enseguida instalar el Arbol de Valvulas , Arbol de Producción o Arbol de Navidad

Cabezales de TR´s

1 Cabezal de TR

1 Cabezal de TR

2 Cabezal de la Tuberia de

Producción (Tubing Head)

3 Valvula Maestra (Master Valve)

4 Manómetro de la Presion de Producción

5 Estrangulador de Producción

(Choke)

Adaptador de prueba de fondo

Cruceta

Porta estranguladores

Válvulas maestras

Adaptador de T.P. Colgador de TP

Cabezal para TR´S

Colgador de TR´S

Cabezal para TP

Válvula de sondeo

Bridas compañeras

Brida doble sello

Buje Protector de desgaste

ARBOL DE PRODUCCION

ARBOL DE ESTRANGULAR

El árbol de estrangulación es el conjunto de válvulas que sirven para derivar el flujo hacia separador, presa de asentamiento y presa de quema, sin embargo su función principal es tener los medios para controlar el pozo por medio de los estranguladores

Fig. 18. Múltiple de estrangulación de 5,000 psi utilizado en plataforma costa afuera

Línea de estrangular primaria diámetro

nominal mínimo 3”

Línea de estrangular secundaria diámetro nominal mínimo 3”

Estrangulador hidráulico a control

remoto

Estranguladores ajustables manuales

Cámara de expansión diámetro mínimo 6”Válvulas y cuadros de 3

1/16”10,000 PSI

Líneas de desfogue Diámetro nominal

mínimo 3”para pozos de gasdiámetro nominal

mínimo 4”

Válvulas y cuadros de

3 1/16” 5000 PSI

Carretes de 3 ½” con bridas 3 1/16” 5000 PSI

Es el dispositivo que sirve para controlar el área de flujo en una línea de control.

ESTRANGULADOR

Estrangulador hidráulico: se mueve por medio de un actuador en forma remota y ambos tienen las siguientes características:Presión de trabajo: De 5 a 20 mil psi, con bridas de 3 1/16” a 4 1/16” con orificio estándar de 1 ¾”.

Estrangulador mecánico: se mueve por medios manuales.

Consta de:

CONSOLA DE ESTRANGULACION

Dos indicadores del tamaño del estrangulador y normalmente se indican en sesentaycuatroavos.Dos manómetros para indicar la presión de la TR.Un manómetro para indicar la presión de la TP.

Una palanca para controlar la abertura de los estranguladores.

BRIDAS