Equipos de Cabezales de Pozo MEJORADOOOOOO

8/13/2019 Equipos de Cabezales de Pozo MEJORADOOOOOO

1/9

EQUIPOS DE CABEZALES DE POZO

1.- TITULO: EQUIPOS DE CABEZALES DE POZO

2.- DEFINICION

El trmino Cabezal est definido, en la industria como todo el equipopermanente entre la porcin superior del revestimiento de superficie y labrida adaptadora (adapter flange). La seccin de flujo (christmas tree) orbol de navidad se define como el equipo permanente por encima de labrida adaptadora (vlvulas y medidores); sin embargo para este caso, setomar la seccin de flujo como parte componente del cabezal.

A su vez el cabezal tambin puede ser dividido en:

A. Equipo de perforacin.(Cabezales de PozosPerforando)

Incluye generalmente el casing head, casing spool y casing hanger,incluyendo los sellos de aislamiento, cuando los anteriores elementos lorequieren. Estos componentes estn asociados con todas las sartas derevestimiento anteriores al revestimiento de produccin.

Durante la perforacin: Elpozo est controlado por unaPreventora de Reventones y unmltiple de flujo yestrangulacin.

Mientras se perfora: Cadaespacio anular est sellado porel cabezal de pozo


2/9


B. Equipo de completamiento:(Cabezales de PozosPozo terminado)

Incluye como componentes principales; los Tubing head, Tubing hanger,Tubing head adapter, christmas tree, valves, crosses and tee and chockes.En general todos los elementos asociadas con el revestimiento deproduccin y la tubera de produccin usados; para completar y producir elpozo incluyendo el equipo de control de flujo.

Una vez instalada latubera:

Se retiran las Preventorasde Reventones

Se instala el rbol deNavidad para controlar elflujo del pozo

C. Cabezales de Pozo-Pozo Completado


3/9


3. NORMAS BASICAS DE REGULACION.

En cuanto a cabezales de pozo existen normas para fabricacin, diseo,seleccin y pruebas como requisito para garantizar al usuario la calidad delproducto. Estas generalmente son creadas por los institutos: ANSI, ASME,

ASTM, ASNT, AWS, MSS, NACE. Y por supuesto el AMERICANPETROLEUM INSTITUTE (API). Que en su norma 6A especifica losparmetros para la fabricacin y seleccin de cabezales y equipos decontrol de flujo suministrando detalles especficos para las conexionesbridadas desde 2000 PSI HASTA 20000 PSI de presin de trabajo asmismo provee una fuente de referencia para Tubing hangers, vlvulas decompuerta, choques y actuadores usados en la produccin de petrleo ygas en estas rangos de presin.

4. PARAMETROS DE ANALISIS PARA LA SELECCION DEL CABEZAL DEPOZO

A . Localizacin

Se debe evaluar la ubicacin del pozo en cuanto al riesgo de exposicin delpersonal de operacin y el ambiente o reas cercanas al mismo.

B. Condiciones de servicioEstas generalmente son:-Ratas de presin.-Ratas de temperatura.-Clase de fluidos de produccin (agua, gas, aceite) incluyendo la presenciade gasescorrosivos que contenga el fluido producido.

C. Programa de revestimiento

Se refiere a los dimetros , tamaos y dimensiones en la cabeza de pozo(telescopio, uso de liners, etc.).

D. Programa de completamiento

Este puede implicar:-Produccin natural* Hueco abierto.


4/9


* Hueco revestido .-Bombeo mecnico.-Bombeo electrosumergible.-Bombeo Hidrulico.-Completamiento dual, etc.

E. Programas futuros.

Evaluar la posibilidad de realizar en el pozo workovers comoacidificaciones, fracturamientos, Uso de inhibidores de corrosin, etc.

F. Accesorios y/o herramientas de servicio

Este equipo aunque no hace parte del cabezal es de suma importanciadurante la perforacin, instalacin y/o pruebas especiales que se requieranejecutar (Cup tester, test plug, retrivers, B.P.V., lubricators, etc.).

5. COMPONENTES BASICOS DEL CABEZAL

A. Cabezales de tubera de revestimiento. (Casing heads)

Sirve como conexin intermedia entre el revestimiento conductor orevestimiento superficial y el equipo de control de pozo o con la sartasiguiente y/o la subsecuente seccin (casing spool or Tubing spool). Lasfunciones bsicas del casing head son soportar la sarta de revestimiento,conectar o adaptar el equipo de control de pozo aislando el hueco de laatmsfera y permitir el acceso al hueco para controlar la presin o el retornode fluidos durante las operaciones de perforacin.

B. Cabezal superficial.Es un alojamiento conectado a la parte superior de la tubera superficial.Esta compuesta de una concavidad(nido) para alojar el colgador de latubera de revestimiento (adecuado para soportar la siguiente TR); unabrida superior para instalar preventores, un cabezal intermedio o uncabezal de tubera de tubera de produccin y una conexin inferior, a lacual puede ser rosca hembra, una rosca macho o una pieza soldable,para conectarse con la tubera de revestimiento superficial.

C. Cabezal intermedioPuede ser tipo carrete o un alojamiento que se conecte a la bridasuperior del cabezal sub-yacente y proporciona un medio para soportarla siguiente tubera de revestimiento y sellar el espacio anular entre estay la anterior. Esta compuesta de una brida inferior, una o dos salidaslaterales y una brida superior con una concavidad o nido.


5/9


D. Cabezal de produccinEs una pieza tipo carrete o un alojamiento que se instala en la bridasuperior del cabezal de la ultima TR. Sirve para soportar la tubera deproduccin y proporcinar un sello entre esta y la TR. Esta constituido poruna brida inferior, una o dos salidas laterales y una brida superior conuna concavidad o nido.

E. Colgadores de revestimiento. (casing hangers)

Son mecanismos retenedores con empaques que permiten soportar,centrar y usualmente sellar el anular entre el revestimiento y el tazn internodel casing head. Hay tres clases: cuas, colgador de cuas y tipo mandril.

F. Colgador de la tubera de produccin

Se una para proporcionar un sello entre la tubera de produccin y elcabezal de la TP. Se coloca alrededor de la tubera de produccin, seintroduce en el nido y puede asegurarse por medio del candado delcolgador. Entonces el colgador actua nicamente como sello.

G. rbol de vlvulasEs un conjunto de conexiones, vlvulas y otros accesorios con elpropsito de de controlar la produccin y dar acceso ala tubera deproduccin. El elemento esta en contacto con la sarta de la TP es labrida. Existen diferentes diseos, todos tienen la particularidad de quese unen al cabezal de la TP usando un anillo de metal como sello. Lostipo principales difieren en la conexin que tienen con una valvulamaestra, la cual puede ser mediante rosca o una brida. Las valvula delmedio rbol se fabrican de acero de alta resistencia. Generalmente sonvlvulas de compuerta o de tapon, bridas o roscables.

a) Vlvula Maestra: es la que controla todo el sistema con capacidadsuficiente de presiones mximas del pozo. Debe ser del tipo deapertura mxima con un claro paso igual o mayor al dimetro inferiorde la TP, para permitir el paso de diferentes herramientas, talescomo los empacadores, pistolas para disparos de produccin, etc. Enpozos de alta presin se usan dos vlvulas maestras conectadas en

serie.b) Vlvula Superior: (porta manmetro), se localiza en la parte

superior y sirve para controlar el registro de presiones leyndose,cuando sea necesario, la presin de pozo cerrado y la de flujo a bocade pozo. Asi mismo la vlvula superior sirve para efectuaroperaciones posteriores a la terminacin, tales como:desparafinamiento, registro de presiones de fondo fluyendo ycerrado, disparos, etc. En operaciones que no se requieren


6/9


interrumpir del flujo, se cierra la vlvula y se coloca un lubricadorpara trabajar con presin introduciendo en el cuerpo de estaherramienta necesarias abriendo la vlvula porta manmetro parapermitir el paso.

c) Conexin en rosca de la vlvulas del rbol: se usan parapresiones mximas de 345 bares(4,992lb/pg2), mientras lasconexiones en brida no tienen limite en cuanto a presin, recordandoque la mxima presin de trabajo establecida por el API es de 1035bares(14,796 lb/pg2). Las conexiones requieren que tengan un cierreperfecto. La toma de muestras en el rbol de vlvulas quegeneralmente se encuentran despus del niple porta estrangulador.Esta consiste en un reduccin(botella) de 2 a pulgada, vlvula decompuerta y una boquilla. Es importante que al efectuar la toma demuestras, la valvula de se abra un lapso moderado con elpropsito de limpiar el trepano que se forma en la reduccin de 2 a.

d) Vlvula de contra presin o retencin (check): se encuentrainstalada de la tubera de produccin o en el bonete del medio rbol,que sirve para la abertura en el agujero en la TP cuando se retira elpreventor y se va a colocar el medio rbol. Una vez que se conectaesta ltima con el cabezal de la TP, la vlvula de contrapresinpuede ser recuperada con un lubricador. Se puede establecercomunicacin con la TP, si fuese necesario, a travs de la valvula decontrapresin de los diseos actuales, unos se instalan medianterosca y otros con seguro de resorte(candado de expansion).

H. Protector de prueba. (Test protector)

Posee doble funcin de acuerdo con el diseo del colgador seleccionado:

- Como Packoff primario para sellar el anular entre el tazn de casing heady la sarta de revestimiento.

- Como protector de prueba cuando el colgador posee mecanismo de selloy su funcin es aislar el rea de carga de las cuas que soportan la sartaevitando una sobrepresin hidrulica.

I. Sellos de aislamiento. (isolated seals)

Bajo este trmino se incluye cualquier tipo de mecanismo que selle eldimetro externo de el final de la sarta de revestimiento contra el tazninferior que por diseo posee el Tubing head o el casing spool que seinstala enseguida y constituye la siguiente seccin.


7/9


J. Sellos de conexin. (ring gasket)

Tambin conocidos como anillos de compresin, suministran un sellohermtico entre dos secciones o elementos ensamblados.

K. Bridas adaptadoras. (adapter flange or Tubing bonnets)

Permiten conectar la ltima seccin del cabezal al ensamble de vlvulasque se conoce como rbol de navidad.El trmino Cabezal est definido, enla industria como todo el equipo permanente entre la porcin superior delrevestimiento de superficie y la brida adaptadora (adapter flange). Laseccin de flujo (christmas tree) o rbol de navidad se define como elequipo permanente por encima de la brida adaptadora (vlvulas ymedidores); sin embargo para este caso, se tomar la seccin de flujo comoparte componente del cabezal.

L. Estranguladores

Los estranguladores, orificios o reductores, no son otra cosa que unestrachamiento en las tuberas de flujo para restringir el flujo y aplicar unacontrapresin al pozo.Los estrangulares sirven para control para controlar la presin de los pozos,regulando la produccin de aceite y gas para controlar la invasin de agua oarena. En ocaciones sirven para regular la parafina, ya que reduce loscambios de temperatura; asi mismo ayuda a conservar la energa delyacimiento, asegurando una declinacin mas lenta de los pozos,aumentando la recuperacin tatal y la vida fluyente. El estrangulador seinstala en el cabezal del pozo, en un multiple de distribucin, o en el fondode la tubera de produccin.De acuerdo con el diseo de cada fabricante, los estranguladores presentanciertas caractersticas, cuya descripcin la proporcionan en diversosmanuales, se pueden clasificar como se indica a continuacin:

Estranguladores Superficiales

a) Estrangulador positivo: estan diseados de tal forma que los orificiosvan alojados en un receptor fijo(porta-estrangulador), del que deben ser

extraidos para cambiar su dimetro. Las marcas mas conocidas son:EPN, FIP, cameron y los hechizos que se fabricanen los talleres demaquinas y herramientas. El uso en la industria es amplio por su bajocosto y fcil aplicacin.

b) Estrangulador Ajustable: en este tipo se puede modificar el dimetrodel orificio, sin retirarlo del porta-estrangulador que lo contiene, medianteun dispositivo mecanico tipo revolver. Una variante de este tipo deestranguladores, es la llamada valvula de orificio multiple. Tiene un


8/9


principio de operacin bastante sencillo, puesto que el simpledesplazamiento de los orificios del elemento principales equivalente a unnuevo dimetro de orificio y este desplazamiento se logra con el giro deun mecanismo operado manual o automticamente y de fcil ajuste.Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremosrecordados o con brida con presiones de trabajo entre 1500 y 15000lb/pg2.

Estranguladores de Fondoa) Estranguladores que se alojan en un dispositivo denimonado niple de

asiento, que se va conectando en el fondo de la TP. Estosestranguladores pueden ser introducidos o recuperados junto con latubera o bien manejado con lnea de acero operada desde la superficie.

b) Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismode anclaje que actua en un cople de la tubera y que es accionado conlnea de acero.

M. Flujo Sonico a travs de EstranguladoresEl dimetro requerido del estrangulador para controlar la produccin delpozo, de acurdo a las condiciones de operaciones del sistema, se puedecalcular con diferentes correlaciones. Cualquier correlacion que se utilicenicamente es valida cuando se tienen condiciones de flujo snico atravs del estrangulador. Para el flujo snico el gasto es independientede la presin corriente abajo del estrangulador.

Para garantizar fujo snico a travs de un estrangulador la relacin depresiones antes y despus del estrangulador deber cumplir con losiguientes valores:

P2/P1 < 0.5283Dnde: p1= presin antes del estrangulador

p2= presin despus del estrangulador.

6.- CONCLUSIONESEn resumen, un sistema de cabezal de pozo cuelga peso, contiene presin,vigila la seguridad del pozo y ofrece una base para el rbol de navidad.


9/9


Equipos de Cabezales de Pozo MEJORADOOOOOO

Documents

Transcript of Equipos de Cabezales de Pozo MEJORADOOOOOO