API 6A Equipo de cabeza de pozo de yacimientos petrolíferos Componente de la base de la cabeza de caja

Cabezal de Revestimiento – Componente de Fundación API 6A para Sistemas de Cabezal de Pozo

El cabezal de revestimiento es el componente más bajo de un ensamblaje de cabezal de pozo. Típicamente se instala directamente encima del revestimiento de superficie y sirve como base para todo el sistema de cabezal de pozo. A lo largo del ciclo de vida de perforación, cementación y producción, el cabezal de revestimiento realiza varias funciones críticas:

Suspender el peso de las subsiguientes tuberías de revestimiento

Proporcionar un sello entre el revestimiento de superficie y la siguiente tubería de revestimiento

Ofrecer salidas laterales para control de pozo y acceso al anular

Servir como base para montar preventores de reventón (BOP) durante las operaciones de perforación

Conectar la tubería de revestimiento de superficie al conjunto de BOP o al cabezal de pozo

Nuestros cabezales de revestimiento están diseñados y fabricados en estricta conformidad con API Spec 6A, ISO 10423, y GB/T 22513. Para clientes que requieren configuraciones específicas, ofrecemos fabricación personalizada. También podemos producirlos para cumplir con los requisitos de NACE MR0175/ISO 15156 para aplicaciones de servicio agrio.

Hemos estado fabricando cabezales de revestimiento durante décadas. El diseño está probado: sólido, estable y confiable. Nuestros productos se pueden encontrar en la mayoría de los campos petroleros y bloques en toda China.

Cabezal de Revestimiento vs. Manguito de Revestimiento – Comprendiendo la Diferencia

En los ensamblajes de cabezal de pozo, los cabezales de revestimiento y los manguitos de revestimiento cumplen propósitos distintos, aunque los términos a veces se usan indistintamente.

Sujetador de Revestimiento de Mordaza:

El sujetador de mordaza es el diseño convencional y más comúnmente utilizado. Consiste en segmentos de mordaza que se envuelven alrededor del revestimiento y muerden la pared de la tubería para soportar la carga del revestimiento. Estos sujetadores se instalan alrededor del revestimiento después de que se introduce en el pozo, ya sea antes o después de que el revestimiento se cementa en su lugar.

Sujetador de Revestimiento de Mandril:

El sujetador de mandril se enrosca directamente en el revestimiento. Proporciona un control de pozo superior al asentar el sujetador y mejora el sello anular. Este tipo se usa normalmente cuando surgen necesidades especiales durante la construcción del pozo.

Ambos tipos de sujetadores están diseñados para transferir el peso total de la tubería de revestimiento (decenas de miles de libras) desde el Derrick de la plataforma de perforación hasta el hombro de carga en el cabezal o manguito de revestimiento.

Nuestros cabezales de revestimiento están disponibles con sujetadores de mordaza y de mandril, y funcionan de forma intercambiable. Esta intercambiabilidad es particularmente valiosa para la resolución de problemas inesperados en el campo.

Métodos de Conexión Inferior – Tres Configuraciones para Versatilidad

Nuestros cabezales de revestimiento se pueden conectar al revestimiento de superficie utilizando tres métodos distintos, lo que permite a los clientes elegir la configuración que mejor se adapte a las condiciones de su pozo y a sus preferencias operativas.

1. Conexión Inferior de Mordaza – Mordaza Tipo WD con Sello Secundario BT

Este método de conexión utiliza mordazas tipo WD para sujetar el revestimiento de superficie en su lugar, combinado con una estructura de sello secundario tipo BT para protección contra fugas.

Características Clave:

Conecta el revestimiento de superficie mediante mordaza tipo WD

Se proporciona un orificio de prueba de presión en el espacio anular de soldadura para probar el efecto de la soldadura

No se requiere una medición precisa de la longitud de la tubería de revestimiento, lo que simplifica la instalación

No se ve afectado por el entorno circundante ni por las condiciones climáticas

Instalación fácil, rápida, segura y confiable

Tamaños de Revestimiento Aplicables:

 30", 20", 13-3/8", 12-1/4", 9-5/8", 7", 5-1/2"

2. Conexión Inferior Roscada – Múltiples Tipos de Rosca DisponiblesEste método conecta la parte inferior del cabezal de revestimiento al revestimiento de superficie utilizando varios tipos de rosca. La conexión roscada proporciona una unión mecánica directa y positiva entre el cabezal de revestimiento y la tubería de revestimiento.

Tipos de Rosca Disponibles:

 CSG, LCSG, BCSG, TM

Características Clave:Instalación conveniente y rápida

Se proporciona un orificio de prueba de presión en el espacio anular de soldadura para probar el efecto de la soldadura

Amplia gama de opciones de rosca para adaptarse a diferentes especificaciones de revestimiento

No requiere soldadura, preservando las propiedades metalúrgicas

3. Conexión Inferior Soldada – Soldadura Directa con Prueba de Presión

Este método implica soldar la parte inferior del cabezal de revestimiento directamente al revestimiento de superficie.

Características Clave:

La parte inferior del cabezal de revestimiento se conecta al revestimiento de superficie mediante soldadura

Se proporciona un orificio de prueba de presión en el espacio anular de soldadura para probar el efecto de la soldadura

La soldadura se puede inspeccionar completamente antes de que el cabezal de pozo entre en servicio

Ideal para instalaciones permanentes donde se prefiere la soldadura

Especificaciones Técnicas – Opciones de Configuración Completas

Nuestros cabezales de revestimiento están disponibles en una amplia gama de configuraciones para adaptarse a prácticamente cualquier condición de pozo, desde pozos terrestres poco profundos hasta aplicaciones de alta presión y alta temperatura (HPHT) en alta mar.

Parámetro

Opciones Disponibles

-

:Para conexiones soldadas: Utilizar el orificio de prueba de presión para verificar la integridad de la soldadura Nivel de calidad estándar para servicio general donde no se requieren controles de calidad adicionales.

PSL 2: Requisitos adicionales de química de materiales y pruebas sobre PSL 1.

PSL 3 / PSL 3G: Requisitos más estrictos de materiales, inspección y documentación. PSL 3G incluye requisitos específicos de prueba de gas

-.Para conexiones soldadas: Utilizar el orificio de prueba de presión para verificar la integridad de la soldaduraDiseño de Hombro de Carga de 45°

-.Para conexiones soldadas: Utilizar el orificio de prueba de presión para verificar la integridad de la soldaduraDiseño de Hombro de Carga de 45°

Clase

Entorno de Servicio

Nivel de Rendimiento

Descripción

Nuestros cabezales de revestimiento cuentan con un tazón de taladro recto con un hombro de asiento de 45°. Este diseño evita daños en las áreas de sellado por herramientas de perforación y previene problemas de acuñamiento del tapón de prueba y del protector del tazón cuando se aplica presión. El hombro de 45° está diseñado para soportar el peso total de la tubería de revestimiento transmitido por el sujetador de revestimiento.

Compatibilidad de Sujetadores Intercambiables

El diseño del tazón acepta sujetadores de revestimiento de mordaza y de mandril sin modificación. Esta flexibilidad simplifica la gestión de inventario y permite al personal de campo adaptarse rápidamente a las condiciones cambiantes del pozo.

Opciones de Salida Lateral

Nuestros cabezales de revestimiento están equipados con dos salidas laterales. Estas salidas sirven para múltiples propósitos:

Medición del nivel dinámico de líquido durante la producción

Ventilación de gas del revestimiento para gestión de presión

Operaciones de lavado en caliente e inyección química

Acceso anular para monitoreo e intervención

Las salidas están disponibles en múltiples configuraciones, incluyendo salidas de tubería de línea y salidas con brida (atornilladas).

Capacidad de Sellado Secundario

Los manguitos de cabezal de revestimiento se proporcionan con un asiento para sellado secundario, que puede incluir una junta anular suplementaria secundaria que permite la máxima acumulación de presión con una etapa.

Instalación y Servicio de Campo

Procedimiento de Instalación Recomendado

Paso 1 – Preparación

Verificar que las especificaciones del cabezal de revestimiento coincidan con el diseño del pozo (clasificación de presión, clase de material, PSL)

Inspeccionar todas las superficies de sellado, caras de brida y roscas en busca de daños o escombros

Asegurarse de que todos los sellos, juntas, tornillos de bloqueo y accesorios requeridos estén disponibles

Confirmar que el cabezal de revestimiento sea compatible con el tamaño del revestimiento de superficie y el método de conexión

Paso 2 – Posicionamiento y Conexión

Bajar el cabezal de revestimiento sobre el revestimiento de superficie utilizando el método de conexión inferior seleccionado (mordaza, rosca o soldadura)

Para conexiones de mordaza: Instalar mordazas WD y sello secundario BT

Para conexiones roscadas: Montar las roscas a los valores de torque especificados utilizando compuesto de rosca apropiado

Para conexiones soldadas: Completar la soldadura y dejar enfriar antes de la prueba de presión

Verificar la alineación y el nivel

Paso 3 – Conexión de Brida

Alinear los agujeros de los pernos de la brida superior con la brida de acoplamiento

Instalar pernos y tuercas con juntas anulares apropiadas (Tipo R, RX o BX según la clasificación de presión)

Apretar los pernos a los valores de torque especificados en una secuencia cruzada

Paso 4 – Pruebas de Presión

Realizar prueba de presión hidrostática a 1.5 veces la presión de trabajo nominal para pruebas de carcasa (tiempo de retención mínimo 5 segundos)

-

Realizar prueba de asiento/sello a 1.1 veces la presión de trabajo nominalPara conexiones soldadas: Utilizar el orificio de prueba de presión para verificar la integridad de la soldadura

Registrar todos los resultados de las pruebas para los registros del pozo y el cumplimiento normativo

Paso 5 – Ensamblaje Final

Instalar el sujetador de revestimiento y correr la siguiente tubería de revestimiento

Instalar el conjunto de BOP o los componentes subsiguientes del cabezal de pozo

Realizar prueba de presión final a nivel de sistema

Garantía de Calidad – Pruebas del 100% Antes de la Entrega

Antes de que cualquier cabezal de revestimiento salga de nuestras instalaciones de fabricación, se somete a pruebas exhaustivas de acuerdo con los requisitos de API Spec 6A:

Se proporcionan informes de prueba completos con cada envío, incluyendo informes de prueba de materiales (MTR), informes de NDE y registros de pruebas de presión.

Guía de Selección – Cómo Elegir el Cabezal de Revestimiento Correcto

Factor de SelecciónConsideraciones

Tipo de Pozo

 – Cumplimiento total con la última edición de API Spec 6A, incluyendo PSL 1 a PSL 4

Cumplimiento de servicio agrio NACE MR0175 – Materiales seleccionados y tratados térmicamente según NACE MR0175/ISO 15156 para entornos de H₂SAmplio rango de presión

 – 2,000 psi a 20,000 psi para adaptarse a cualquier condición de pozoConexiones inferiores flexibles

 – Mordaza (WD + sello BT), roscada (CSG, LCSG, BCSG, TM) o soldada con puerto de pruebaOpciones completas de sujetadores

 – Disponibles sujetadores de revestimiento de mordaza y de mandrilCobertura completa de clases de material

 – Desde AA (servicio general) hasta HH (servicio agrio extremo)Cabezales de revestimiento de dos etapas y multietapa

 – Disponibles para programas de revestimiento complejos con múltiples tuberías intermedias y de producciónDécadas de experiencia probada en campo

 – Nuestros productos se instalan en campos petroleros y bloques en toda ChinaFabricación personalizada

 – Tamaños especiales, tipos de rosca o configuraciones disponibles bajo pedidoDocumentación completa

 – Informes de prueba de molino, informes de NDE, registros de pruebas de presión y certificación de cumplimiento API incluidos con cada envíoSoporte logístico global

– Documentación de exportación, flete marítimo/aéreo y entrega a ubicaciones de perforación remotas en todo el mundoContacte a Sunrise

para solicitar el cabezal de revestimiento adecuado para su programa de construcción de pozos. Proporcionamos la clasificación de presión, el tipo de conexión, la clase de material y el nivel PSL correctos para sus condiciones de pozo específicas, con cumplimiento total de API 6A, capacidad de servicio agrio NACE MR0175 y entrega a tiempo.