arreglo superficial

5/20/2018 Arreglo Superficial

1/28

ARREGLO SUPERFICIAL

INDICE

INTRODUCCION

3.1CABEZAL DE POZO - BOCA DE POZO

3.1.1Cabezal de pozo durante la perforacin

3.1.2Cabezal de pozo terminado

3.1.3FUNCIN E IMPORTANCIA DEL CABEZAL DE POZO

3.1.4COMPONENTES DEL CABEZAL DE POZO

3.2CABEZAL WELLHEAD

3.2.1. Cabezales de tubera de revestimiento

Cabezal de tubera de revestimiento inferior

Cabezal de tubera de revestimiento intermedio

2. Colgadores de tubera de revestimiento

3. Cabezales de tubera de produccin

4. Colgadores de tubera de produccin

RBOL DE VLVULAS XMAS TREE

1. Vlvulas de Brazo

Vlvula de brazo de produccin

Vlvula de brazo de inyeccin

2. Vlvula Corona Suabo (porta manmetro

3. Vlvula Maestra

4. Cruz de Flujo

5. Tubing Bonnet

6. Vlvula de contrapresin

7. Estrangulador

8. Vlvulas de seguridad

ADAPTADOR

BRIDA ADAPTADORA DEL CABEZAL DE TUBERA DE PRODUCCIN

VALVULAS


2/28

CONJUNTO DE PREVENTORES DE REVENTONES

Preventor de Reventones (BOP)

Funciones de la BOP

Tipos de BOPUNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION

MANIFOLD DE AHOGO

ESTRANGULADORES CHOKE

CONCLUSIN


3/28

1. INTRODUCCION.

Delimitado el campo, construidas las estaciones de superficie, realizadas las

pruebas de produccin y determinada la calidad del crudo, se inicia el proceso de

extraccin. Es la energa del yacimiento la que define que el campo produzca por

flujo natural (surgencia) o por medio de mecanismos.

Si el pozo tiene energa propia, generada por la presin subterrnea, este saldr

por s solo. En este caso, se instala en la cabeza del pozo el llamado equipo de

superficie que consta de la cabeza del tubing, medidores de flujo y presin y

vlvulas que regulan el paso de los hidrocarburos, conformando un conjunto al que

se denomina rbol de Navidad.

Los controles de la produccin se realizan en la superficie por medio del "rbol deNavidad", compuesto por una serie de vlvulas que permiten abrir y cerrar el pozo

a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeo orificio cuyo dimetro

depender del rgimen de produccin que se quiera dar al pozo.

Cuando la energa natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se

recurre a mtodos artificiales para continuar extrayendo el petrleo. Con la

extraccin artificial comienza la fase ms costosa de la explotacin del yacimiento.

Es decir, cuando la surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozoest ahogado, se emplea el balancn o machn, el cual mediante un permanente

balanceo acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petrleo hacia

la superficie. A este proceso de extraccin se le denomina de recuperacin

primaria pero tambin puede hacerse por recuperacin secundaria, para el caso

de los pozos sin presin natural mediante la inyeccin de gas, agua o vapor, que

se hace por el mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores.

CABEZAL DE POZO - BOCA DE POZO

La boca de pozo se compone de las piezas del equipamiento a instalar en la

apertura del pozo para gestionar la extraccin de hidrocarburos de la formacin

subterrnea. El cabezal de pozo es la base en la superficie sobre la cual se

construye el pozo durante las operaciones de perforacin.


4/28

El cabezal de pozo involucra la conexin de las caeras de subsuelo con las de

superficie que se dirigen a las instalaciones de produccin. El "colgador de

caeras" y el "puente de produccin" son los componentes principales del cabezal

de pozo. Cada una de las caeras utilizadas en el pozo debe estar equipada con

un "colgador" para soportar el tubing. Este colgador va enroscado en el extremosuperior de la caera, y debe ser el adecuado para soportar a la caera de menor

dimetro.

Los fluidos producidos por el pozo son recibidos en la superficie en un "puente de

produccin", que constituye el primer punto elemental del control de la misma.

Este puente no slo est equipado con los elementos necesarios para la

produccin de petrleo, junto con el gas y el agua asociados, sino tambin para la

captacin del gas que se produce por el espacio anular entre la tubera y el

revestidor.

Se debe tener en cuenta que se utiliza un sistema diferente de cabezal de pozo

durante la perforacin y otro durante la produccin.

Cabezal de pozo durante la perforacin: Cuando se est perforando cada espacio

anular esta sellado por el cabezal de pozo, ya que durante la perforacin se instala

sobre el cabezal de pozo una preventora de reventones (BOP) y un mltiple de

flujo y estrangulacin, esto para controlar el pozo de posibles fallas o problemas.

Cabezal de pozo terminado: Una vez terminada las operaciones de perforacin e

instaladas las caeras y tuberas, se procede a retirar del cabezal de pozo las

preventoras de reventones y se instala el rbol de navidad para controlar el flujo

del pozo.

FUNCIN E IMPORTANCIA DEL CABEZAL DE POZO

El Cabezal de pozo provee la base para el asentamiento mecnico del ensamblaje

en superficie. Provee:

1. Suspensin de tubulares (casings y tubings), concntricamente en el pozo.

2. Contencin de la presin.


5/28

3. Seguridad del pozo.

4. Capacidad para instalar en superficie un dispositivo de control de flujo del pozo

como:

a) Un BOP (Blowout Preventer) para la perforacin

b) Un Xmas Tree (Arbol de Navidad) para la produccin o inyeccin5. Acceso hidrulico al anular entre casing para permitir el desplazamiento durante

la cementacin y entre el casing de produccin y el tubing para la circulacin del

pozo.

Por lo cual el cabezal de pozo deben estar diseado para:

1. Evita fugas de petrleo o de gas natural del pozo, y tambin evita explosiones

causadas por la presin alta.2. Soporta cargas de tensin de tubulares suspendidos.

3. Tener la capacidad de sellar a presin: Aislar el pozo del ambiente exterior,

Aislar entre revestidores y formaciones de fondo de pozo, y mantener la presin

durante las operaciones de control de pozo, pruebas de pozo o periodos de cierre.

TIPOS DE CABEZAL DE POZO

Sistema convencional en carretel: Se compone del conjunto de preventorasdurante la perforacin y durante la produccin del equipo de control de flujo,

cabeza carrete de tuberas, cabeza carrete del revestidor y la cubierta del cabezal

del revestidor.

Sistema de carreteles compactos: se caracteriza por que se pude dejar el conjunto

de preventoras en su lugar hasta la instalacin del rbol de navidad, ahorra tiempo

y reduce las conexiones bridadas.

COMPONENTES DEL CABEZAL DE POZO

El cabezal de pozo se compone de tres componentes: la cabeza cubierta, el

cabezal de las tuberas (casing y tubing), y el rbol de navidad.


6/28

The wellhead consists of three components: the casing head, the tubing head, and

the 'christmas tree.'

El equipo instalado en la plataforma de un pozo productor de hidrocarburos es el

siguiente:

CABEZAL WELLHEAD

1. Cabezales de tubera de revestimiento

Cabezal de tubera de revestimiento inferior

Cabezal de tubera de revestimiento intermedio

2. Colgadores de tubera de revestimiento

3. Cabezales de tubera de produccin

4. Colgadores de tubera de produccin

RBOL DE VLVULAS XMAS TREE

1. Vlvulas de Brazo

Vlvula de brazo de produccin

Vlvula de brazo de inyeccin

2. Vlvula Corona Suabo (porta manmetro

3. Vlvula Maestra

4. Cruz de Flujo

5. Tubing Bonnet6. Vlvula de contrapresin

7. Estrangulador

8. Vlvulas de seguridad

CABEZAL WELLHEAD

1. Cabezales De Tubera De Revestimiento.

Son partes de la instalacin que sirven para soportar las tuberas de revestimiento

y proporcionar un sello entre las mismas. Pueden ser cabezal inferior y cabezalintermedio.

1.1 El cabezal inferior (cabeza cubiertacubierta de cabezal del revestidor): Es un

alojamiento conectado a la parte superior de la tubera superficial. Est compuesto

de una concavidad para alojar el colgador de tubera de revestimiento, una brida


7/28

superior para instalar preventores, un cabezal intermedio o un cabezal de tubera

de produccin y una conexin inferior, la cual puede ser una rosca hembra, una

rosca macho o una pieza soldable, para conectarse con la tubera de revestimiento

superficial. Normalmente este equipo contiene un mecanismo de agarre que

garantiza un cierre hermtico entre la cabeza y la propia carcasa.

El cabezal inferior puede ser usado en conjunto con una placa base para una

distribucin ms eficaz del peso. Dicha placa pude ser fabricada de manera

integral al cabezal inferior como tambin fabricada y unida al cabezal inferior con

platinas verticales soldadas.

Funciones

- Estar conectado al revestidor de superficie, proporciona un sello entre la cubiertay la superficie

- Soportar la siguiente sarta de revestimiento, sirve como soporte de toda la

longitud de la cubierta que se ejecuta hasta el fondo del pozo.

- Conectada o adaptada al equipo de control de pozo cumple la funcin de sellar el

agujero (de la atmosfera) y controlar el acceso al agujero (para controlar la presin

o los retornos de los fluidos durante las operaciones perforacin).

IdentificacinCada cabezal de revestidor se identifica por las especificaciones API 6A mediante:

- Tamao nominal (brida superior nominal)

- Presin nominal (presin de trabajo)

Especificaciones (API 6A)

Para ordenar un cabezal del revestidor se debe especificar:

1.1. Modelo

2. Conexin inferior: Roscada (macho hembra), Acople enchufado para soldar oacople enchufado para soldar con sello interno, y Tamao del revestidor.

3. Conexin superior: Brida o grapa de acople, Tamao de brida o grapa de

acople, y Presin de trabajo de brida o grapa de acople.

4. Salidas laterales: Roscadas, esparragadas, bridadas o grapa de acople,

Tamao y presin de trabajo.


8/28

5. Opciones: con un sin tornillos de seguro, y con o sin placa base de refuerzo

1.2 El cabezal intermedio (cabezal de tubera de revestimiento): Puede ser tipo

carrete o un alojamiento que se conecta a la brida superior del cabezal subyacente

y proporciona un medio para soportar la siguiente tubera de revestimiento y sellarel espacio anular entre esta y la anterior. Est compuesto de una brida inferior,

una o dos salidas laterales y una brida superior con una concavidad o nido.

Funciones

- Sella (empaca) la sarta del revestidor superficial, proporciona una sello entre la

tubera (que se ejecuta dentro de la cubierta) y la superficie

- Ofrece soporte (tazn de asentamiento) para la siguiente sarta de revestimiento,

ya que est diseada para soportar toda la longitud de la cubierta.- Facilita las conexiones en la superficie, que permiten el flujo de los fluidos del

pozo a ser controlada.

- Ofrece soporte para el montaje del equipo de control de pozo (arreglo de

preventoras): cumple la funcin de sellar el agujero (de la atmosfera) y controlar el

acceso al agujero (para controlar la presin o los retornos de los fluidos durante

las operaciones perforacin).

IdentificacinCada cabezal de tubera de revestimiento se identifica por las especificaciones API

6A mediante:

- Tamao nominal (brida superior e inferior nominales)

- Presin nominal (presin de trabajo superior e inferior)


Para ordenar un cabezal de tubera de revestimiento se debe especificar:

1.1. Modelo2. Conexin inferior: Brida o grapa de acople, Tamao de brida o grapa de acople,

y presin de trabajo de brida o grapa de acople.

3. Conexin superior: Brida o grapa de acople, Tamao de brida o grapa de

acople, y presin de trabajo de brida o grapa de acople.

4. Salidas laterales: roscadas, esparragadas, bridadas o grapa de acople, tamao


9/28

y presin de trabajo.

5. Opciones: con un sin tornillos de retencin.

2. Colgadores De Tubera De Revestimiento

Es una herramienta que se asienta en el nido de un cabezal de tubera derevestimiento inferior o intermedio para soportar la tubera y proporcionan un sello

entre sta y el nido.

El tamao de un colgador se determina por el dimetro exterior nominal, el cual es

el mismo que el tamao nominal de la brida superior del cabezal donde se aloja.

Su dimetro interior es igual al dimetro exterior nominal de la tubera de

revestimiento que soportara. Por ejemplo, un colgador de 8 de dimetro nominal

puede soportar tubera de 4 1/2 a 5 1/2 de dimetro nominal.

Funciones

- Suspende las sartas de revestimiento inferior o intermedio.

- Centra la sarta del revestidor en la cubierta del cabezal o el carretel.

- Sella el espacio anular del revestidor.

Tipos

Se pude distinguir dos tipos principales de colgadores del revestidor:

1. Colgador tipo cua: presentan cuas envolventes alrededor del revestidor, estos

pueden ser:

a) Cuas envolventes alrededor del revestidor sin capacidad de sello anular.

b) Cuas envolventes alrededor del revestidor con capacidad de sello anular.

2. Colgador tipo mandril: se pude usar sino se anticipa problemas de pegamiento

mientras se baja el revestidor, caso contrario si se pega el tubo, ser necesario

instalar un colgador de revestidor tipo cua y cortar el tubo sobrante por encimadel colgador. El sello producido del rea contacto es metal-metal.

Especificaciones

Para ordenar un colgador de tubera de revestimiento se debe especificar:

1.1. Modelo


10/28

2. Tipo de cabezal

3. Tamao de brida o acople de grapa superior.

4. Tamao del revestidor.

5. Peso del revestidor.

6. Grado del revestidor.

Sellos Y Empaques de aislamiento

Son los que evitan la comunicacin entre las sartas del revestidor e impiden la exposicin

del sello de la brida a la presin del espacio anular.

3. Cabezal de tubera de produccin: Es una pieza tipo carrete o un alojamiento que seinstala en la brida superior del cabezal de la ultima Tubera de revestimiento. Sirve para

soportar la Tubera de Produccin y proporcionar un sello entre esta y la tubera de

revestimiento. Est constituido por una brida inferior, una o dos salidas laterales y una

brida superior con una concavidad o nido. Las especificaciones tpicas de Presin de

trabajo son de 10.000 PSI.

Funciones

- Sellar-empacar la sarta de revestimiento de produccin.

- Ofrecer apoyo y retencin para el colgador de tubera.

- Ofrecer apoyo para el montaje del arreglo de preventoras.

Identificacin

Cada cabezal de tubera de produccion se identifica por las especificaciones API 6A

mediante:

- Tamao nominal (pasaje nominal de las bridas superior e inferior)

- Presin nominal (presin de trabajo superior e inferior)



11/28

Para ordenar un cabezal de tubera de revestimiento se debe especificar:

1.1. Modelo

2. Conexin inferior: Brida, esparragado o de acople de grapa, Tamao de brida o acople

de grapa, y presin de trabajo de brida o de acople de grapa.

3. Conexin superior: Brida o de acople de grapa, Tamao de brida o de acople de grapa,

y presin de trabajo de brida o de acople de grapa.

4. Salidas laterales: roscadas, esparragadas, bridadas o de acople de grapa,

tamao y presin de trabajo.

5. Servicio: Regular o H2O.

4. Colgador de tubera de produccin: Se usa para proporcionar un sello entre la

tubera de produccin y el cabezal de la tubera de produccin. Se coloca

alrededor de la tubera de produccin, se introduce en el nido y puede asegurarse

por medio del candado del colgador.

El peso de la tubera puede soportarse temporalmente con el colgador, pero el

soporte permanente se proporciona roscando el extremo de la tubera con la brida

adaptadora que se coloca en la parte superior del cabezal. Entonces el colgador

acta nicamente como sello.

Funciones

-- Suspende la tubera de produccin y/o inyeccin.

- Sella el espacio anular entre la tubera y el revestimiento.

- Ofrece un asiento para una vlvula de contrapresin que se puede instalar

temporalmente en el colgador para permitir el retiro del arreglo de preventoras conpresin en el pozo.

- Ofrece un apoyo para el montaje del el equipo de control de flujo rbol d e

navidad


12/28

Tipos

- - Colgador de tubera de produccin tipo tapn con orificio de comunicacin.

- Colgador de tubera de produccin para tubera simple y dual. The 'christmas

tree' is the piece of equipment that fits on top of the casing and tubing heads, and

contains tubes and valves that control the flow of hydrocarbons and other fluids out

of the well.

Sellado de colgadores de tubera de produccin en el cabezal

Sellado de presin en bridas: Se logra con el uso de anillos metlicos API energizados

por presin. Son conocidas dos tipos de bridas API:

Brida tipo 6B: Utilizada para nivel de presin de: 2000 a 5000 PSI, con tamao nominal de

hasta 11. Presenta dos tipos de anillos tipo R (forma ovalada u octagonal) y tipo RX

(forma octagonal simtrica) ambas presenta un separacin.

Brida tipo 6BX: Utilizada para nivel de presin de: 2000 a 20000 PSI, con tamao nominal

de 11 3/26 a 26 3/4. Presenta un tipo de anillo BX de forma octagonal. No presenta

separacin.

RBOL DE VLVULAS XMAS TREE rbol de Navidad

Es un conjunto de conexiones, vlvulas y otros accesorios con el propsito de controlar la

produccin y dar acceso a la tubera de produccin. Se ajusta en la parte superior la

cabeza cubierta y cabezal de tuberas. El rbol de navidad es normalmente bridado alsistema de cabezal de pozo despus de correr el tubing de produccin. Comnmente

contiene muchas ramas, por lo que se asemeja a la forma de un rbol, de ah su nombre,

'rbol de Navidad. " The christmas tree is the most visible part of a producing well, and

allows for the surface monitoring and regulation of the production of hydrocarbons from a


13/28

producing well. A typical Christmas tree is about six feet tall. El rbol de Navidad es la

parte ms visible de un pozo productor, y permite el monitoreo de la superficie y la

regulacin de la produccin de hidrocarburos de un pozo productor.

Funcin y objetivo del rbol de Navidad

1. La funcin principal de un rbol de navidad es controlar el flujo de entrada o salida del

pozo, por lo cual el objetivo principal del rbol de navidad es la de controlar las presiones

dentro del mismo, as como el movimiento de fluidos (flujo) en el aparejo de produccin

y/o en el espacio anular.

2. Contener las tuberas y las vlvulas que controlan (abrir-cerrar) el flujo, de la extraccin

de petrleo y gas del pozo, y preveen reventones.

3. Proporcionar la entrada para las secuencias de la tubera de la produccin, incluyendo

todos los componentes sobre el adaptador de la cabeza de la tubera.

4. Provee r un control de vlvulas de los fluidos de producidos y/o inyectados al pozo

5. Un rbol de navidad puede ser utilizado para controlar la aplicacin de:

6. La inyeccin de gas o agua, con el fin de sostener la produccin de los volmenes de

petrleo.

7. La inyeccin de productos qumicos o con alcohol o destilados de petrleo para

prevenir y/o resolver problemas de produccin, tales como bloqueos.

Clasificacin Del rbol de navidad

De acuerdo con sus diversas funciones los rboles de navidad se pueden clasificar en:

- Arboles e Navidad de Presin Normal, de Baja y de Alta

- rboles de navidad de produccin petrolfera (flujo y elevacin artificial)- rboles de navidad de produccin de gas (gas natural)

- rboles de navidad de inyeccin (agua o gas)

- rboles de navidad de Recuperacin (fracturamiento o acidificacin)


14/28

Partes Principales de un rbol de navidad

El diseo mostrado es uno de los ms simples y comunes, se pude ver que comprende:

1. Vlvulas de Brazo: Son dos vlvulas laterales de salida, normalmente una para la

produccin y la otra para la inyeccin.

Vlvula de brazo de produccin: Es el encargado de dar paso al flujo de hidrocarburos

para luego conducirlos a las instalaciones de produccin. Acta de forma hidrulica.Vlvula de brazo de inyeccin: Se utiliza solamente para la inyeccin de lquidos tales

como inhibidores de corrosin o metanol para prevenir la formacin del hidrato. Acta de

forma manual.

2. Vlvula Corona Suabo (porta manmetro): Es una tercera vlvula de salida ubicada en

la parte superior de la cruz de flujo. Provee acceso vertical al tubing mediante

herramientas de cable concntricas o tubera flexible colied tubing tools. Cumple la

funcin de cerrar y abrir el pozo, permitiendo el acceso a este para realizar trabajos de

subsuelo, y tomar las presiones del pozo. Esta vlvula acta de forma manual.

3. Vlvula Maestra: Es la vlvula inferior que brinda seguridad al pozo. Es la que controla

todo el sistema, est diseada para soportar las presiones mximas del pozo. Tambin

controla todo acceso mecnico e hidrulico al pozo, esto significa que debe ser del tipo de

apertura mxima, con un claro (paso) igual o mayor al dimetro interior de la tubera de

produccion; para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los

empacadores, pistolas para disparos de produccin, etc. Cumple la funcin de asegurar el

cierre efectivo del pozo. Por su ubicacin nunca debe utilizarse para controlar la

produccin, a fin de evitar daos internos por friccin o erosin.


15/28

En pozos de alta presin se usan dos vlvulas maestras conectadas en serie, superior e

inferior. La vlvula maestra inferior normalmente es de accionamiento manual, mientras

que la vlvula maestra superior es a menudo de accionamiento hidrulico, permitiendo ser

los medios primarios de control de pozo.

4. Cruz de Flujo: Cumple la funcin de interconectar los brazos del rbol de navidad y

dirigir (bifurcar) el flujo, provista de vlvulas para su operacin. Recibe en su parte inferior

la vlvula maestra y la superior la vlvula corona suabo. A cada lado de la conexin estn

las vlvulas de brazo. Estas pueden ser del tipo de apertura restringida, con un dimetro

nominal un poco menor al de la vlvula maestra, sin que esto cause una cada de presin

apreciable.

5. Tubing Bonnet: Es el elemento que est en contacto con la sarta de la tubera de

produccin, es la brida o un bonete. Existen diferentes diseos, todos tienen la

particularidad de que se unen al cabezal de la tubera de produccin usando un anillo de

metal como sello. Los tipos principales difieren en la conexin que tienen con la vlvula

maestra, la cual puede ser mediante rosca o con brida. Cumple la funcin de permitir la

interconexin entre el cabezal del pozo (tubing spool) y el rbol de navidad. Se maneja

como un adaptador en dimetros de 71/163 1/16.

Las vlvulas del medio rbol se fabrican de acero de alta resistencia. Generalmente son

vlvulas de compuerta o de tapn, bridas o roscadas. Todas las vlvulas son tanto

operadas manualmente como controladas remotamente de manera hidrulica oneumtica. Las conexiones en rosca de las vlvulas del rbol se usan para presiones

mximas de 345 bares (4,992 lb/pg2), mientras que las conexiones en brida no tienen

lmite en cuanto a presin, recordando que la mxima presin de trabajo establecida por

el API es de 1035 bares (14,796 lb/pg2). Las conexiones se requieren que tengan un


16/28

cierre perfecto. Son identificados en las especificaciones API 6A y 17D.

Otros componentes son:

6. Vlvula de contrapresin o de retencin (check): se encuentra instalada en el colgador

de la tubera de produccin o en el bonete del medio rbol, que sirve para obturar el

agujero en la tubera de produccin cuando se retira el preventor y se va a colocar el

rbol. Una vez que se conecta este ltimo con el cabezal de la tubera de produccin, la

vlvula de contrapresin puede ser recuperada con un lubricador. Se puede establecer

comunicacin con la tubera de produccin, si fuese necesario, a travs de la vlvula de

contrapresin. De los diseos actuales, unos se instalan mediante rosca y otros con

seguro de resorte.

7. Estranguladores: Son un estrechamiento en las tuberas de flujo para restringir el flujo y

aplicar una contrapresin al pozo. Con el propsito de ocasionar una cada de presin o la

reduccin de la velocidad de flujo.

Cumplen la funcin de cont rolar la presin de los pozos, regulando la produccin de

petrleo y gas, o controlar la invasin de agua o arena. En ocasiones sirve para regular la

parafina, ya que reduce los cambios de temperatura; as mismo ayuda a conservar la

energa del yacimiento, asegurando una declinacin ms lenta de los pozos, aumentando

la recuperacin total y la vida fluyente.

Ubicaciones y utilizacinEl estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un mltiple de distribucin, o en el

fondo de la tubera de produccin. Normalmente los estranguladores se utilizan para:

- Controlar el rgimen de flujo


17/28

- Controlar la presin de flujo a travs de un conductor

- Controlar el rgimen de inyeccin de fluidos

- Operaciones de limpieza con chorro

- Imponer contra presiones durante la circulacin del pozo

- Eliminar daos

Clasificacin

Estranguladores Superficiales

- Estrangulador Positivo: Estn diseados de tal forma que los orificios van alojados en un

receptculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extrados para cambiar su

dimetro. Dan cabida a partes reemplazables con dimensiones fijas, el uso en la industria

es amplio por su bajo costo y fcil aplicacin.

- Estrangulador ajustable: En este tipo, se puede modificar el dimetro del orificio, sin

retirarlo del porta-estrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo mecnico tipo

revlver.

Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremos roscados o con bridas

y con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2.

Estranguladores de fondo.

Son estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado niple de asiento, que

va conectado en el fondo de la tubera de produccion. Estos estranguladores pueden serintroducidos o recuperados junto con la tubera, o bien manejados con lnea de acero

operada desde la superficie.

8. Vlvulas de seguridad: Estos dispositivos estn diseados para cerrar un pozo en caso


18/28

de una emergencia. En rboles de navidad superficiales se utilizan Auto controladas.

Las vlvulas de seguridad Auto controladas: Este tipo de vlvula va colocada entre la

vlvula lateral y el porta-estrangulador. Se accionan cuando se tienen cambios en la

presin, temperatura o velocidad en el sistema de flujo.

Se usa para cerrar el pozo automticamente cuando la presin en la tubera de

escurrimiento decrece o se incrementa hasta ciertos limites, por ejemplo; cuando falla la

tubera (fuga) o cuando se represiona. El lmite superior es comnmente 10% arriba de la

presin normal de flujo, y el lmite inferior es de 10 a 15% abajo de dicha presin.

ADAPTADOR

Es una herramienta usada para unir conexiones de diferentes dimensiones. Puede

conectar dos bridas de diferente tamao o una brida con una pieza roscada.

BRIDA ADAPTADORA DEL CABEZAL DE TUBERA DE PRODUCCIN

Es una brida intermedia que sirve para conectar la brida superior del cabezal de TP con la

vlvula maestra y proporcionar un soporte a la TP.

VALVULAS

En el rbol de vlvulas se usa vlvulas API fabricadas con una aleacin de acero de alta

resistencia. Las vlvulas ASA por ser construidas con aceros al carbn no se usan en los

pozos. Normalmente se usan vlvulas de compuerta de paso completo.

Las vlvulas son elementos que sirven para permitir o restringir el paso de un fluido.

Existen varios tipos de vlvulas:1. Vlvula de compuerta.

2. Vlvula de globo.

3. Vlvula de bola.

4. Vlvula check.


19/28

5. Vlvula de seguridad.

6. Vlvula de control.

7. Vlvula macho.

La vlvula 1 Se usa en lneas de succin y descarga de bombas as como en lneas de

descarga de pozos. De la vlvula 2 a la 6 son utilizadas principalmente en el manejo de la

produccin en superficie.

VLVULA DE COMPUERTA

Normalmente trabaja abierta o cerrada. Su rea de paso es del mismo dimetro del rea

de la tubera. No debe usarse estrangulada, pues no sirve para regular el paso del fluido.

Se usa en lneas de succin y descarga de bombas as como en lneas de descarga de

pozos; como vlvula de bloqueo. Utilizadas para lquidos o gases.

Son operadas manual y elctricamente, utilizadas principalmente para aislar sistemas, ya

que proveen un cierre hermtico producido por el contacto de los sellos en la mayora

metlicos. Este tipo de vlvulas no tienen sentido de entrada o de salida, cualquiera de

sus lados sirven para los dos propsitos.

VLVULA DE GLOBO

Son las ms comunes por la simplicidad de su construccin, maneja un rango desde

bajas hasta altas presiones. Se usan para estrangular o controlar un fl ujo determinado.

Su caracterstica es que la apertura por donde pasa el flujo, es perpendicular al sentido

del flujo. Por tal razn este tipo de vlvulas debe ser usada en un solo sentido. Para su

instalacin se requiere que la presin mayor este bajo la apertura del orificio.


20/28

Se presentan en los siguientes modelos:

Puerto simple bridada: La ms comn, utiliza contacto metal-metal para producir el sello.

Utilizada para lquidos.

BarStock roscada: utilizada para qumicos corrosivos y lquidos, fabricada con

combinaciones de metal plstico.

Roscada de alta presin: utiliza metal para producir el sello. Utilizada para lquidos.

Tapn Balanceado: la ms utilizada en la industria, para bajas y altas presiones, conexin

de brida, facilita su operacin por cuanto la presin acta en ambos lados del tapn.

Utilizada para lneas de gas.

Doble Tapn: alta capacidad de flujo, internamente tiene dos orificios. Utilizadas para gas.

VLVULA DE BOLA

Tiene en su interior una esfera con un orificio en el centro, produciendo la apertura y

cierre cuando el globo rota. Son utilizadas principalmente para altas temperaturas.

VLVULA CHECK

Son vlvulas de accin rpida permiten el paso del flujo en un solo sentido y evitar que

ste regrese. Este tipo de vlvula se debe colocar en el sentido correcto y para evitar

confusiones cuenta con una marca en el sentido del flujo.

Se utilizan en lneas de descarga de productos, en la descarga de bombas o en la entrada

a tanque de almacenamiento . Tambin acta como vlvula de seguridad ya que impiden

el retorno de fluidos en caso de que otros elementos puedan fallar.


21/28

VLVULA DE SEGURIDAD

Sirven para la proteccin del personal y equipo. Estn construidas para abrir a una

presin calibrada especficamente y cerrar por medio de un resorte cuando disminuye la

presin por debajo del ajuste. Son utilizadas para bloquear totalmente las lneas de

producto, actan automticamente en caso de emergencia o en fallas de sistemas.

VLVULA MACHO

Tambin se le llama de tapn. Consta de un cilindro perforado de lado a lado, formando

un canal en el cuerpo del cilindro. Cuando este canal est en el mismo sentido del flujo,

permite su paso, en caso contrario es decir dando una vuelta de 90, se opone la cara

slida del cilindro y obstruye el flujo.

Este cilindro se acciona exteriormente de forma manual. Este tipo de vlvula se usa

principalmente en sistemas donde se trabaja con productos ligeros, gases y gasolinas.

Por su construccin son de cierre rpido ya que necesitan girar solo 90o para abrir o

cerrar. Es necesaria una lubricacin constante y adecuada

VLVULA DE CONTROL

Son vlvulas de construccin especial, usadas para controlar las variables del proceso de

produccin, como son presin, temperatura, nivel de fluidos y flujo en forma automtica.

Estas vlvulas pueden ser operadas por medio de una seal, resorte o contrapeso.

- Las de seal son operadas al admitir aire de un instrumento de control al diafragma de la

vlvula; as abre o cierra la vlvula.- La vlvula operada por resorte abre cuando la presin en la parte inferior de la vlvula es

mayor que la fuerza del resorte, en caso contrario cierra.

- La vlvula operada por contrapesos emplea en lugar de resorte un contrapeso.


22/28

CONJUNTO DE PREVENTORES DE REVENTONES (BOP) - BLOWOUT PREVENTER

STACK

Mecanismo de vlvulas instalado en el extremo superior del pozo, que permite controlar

los desequilibrios de presin del pozo durante la perforacin. Al cerrar esta vlvula se

puede iniciar los procedimientos para incrementas la densidad del lodo de perforacin

hasta que sea posible controlar nuevamente las presiones de los fluidos de la formacin.

Los trminos preventor de reventn, conjunto de preventores de reventn y sistema de

preventores de reventn se usan en forma comn e intercambiable para describir, en

general, varios preventores apilados de diversos tipos y funciones, as como sus

componentes auxiliares.

El preventor de reventn o BOP controla las arremetidas del pozo, evitando explosiones,

incendios y prdida de equipos y vidas. En otras palabras, son equipos que se utilizan

para cerrar el pozo y permitir que la cuadrilla controle un cabeceo o arremetida antes de

que ocurra un reventn, es decir, la expulsin incontrolada y explosiva de los fluidos del

pozo, que generalmente produce un incendio.

Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones errticas extremas y flujo

incontrolado, que surgen del yacimiento durante la perforaci n.

El principal smbolo en el control del pozo es el bien conocido preventor de reventones o

BOP (del ingls Blowout Preventer).

Preventor de reventones

El BOP es una vlvula especializada, grande, usada para sellar, controlar y monitorear los


23/28

pozos de gas y petrleo. Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones errticas

extremas y flujo incontrolado (amago de reventn de la formacin) que surge del

yacimiento durante la perforacin. Los amagos o arremetidas de la formacin llevan a un

evento potencialmente catastrfico conocido como reventn. Adems de controlar la

presin pozo abajo y el flujo de petrleo y gas, los preventores de reventn evitan que la

tubera de perforacin y revestimiento, las herramientas y los fluidos de perforacin sean

expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventn.

Los BOP son crticos para la seguridad de la cuadrilla, los equipos y el ambiente, y para el

monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por esta razn, los BOP deben ser

dispositivos a prueba de fallas.

Funciones

Los BOP vienen en una variedad de estilos, tamaos y clasificaciones de presin. Varias

unidades individuales que sirven diversas funciones se combinan para componer un

conjunto de preventores de reventn. A menudo se utilizan mltiples preventores de

reventn del mismo tipo para lograr redundancia, un importantsimo factor en la

efectividad de dispositivos a prueba de fallas.

Las principales funciones de un sistema de preventores de reventn son:

* Confinar los fluidos del pozo al recinto del pozo.

* Suministrar el medio para incorporar fluidos al pozo.

* Permitir retirar volmenes controlados de fluidos del recinto del pozo.

Adems de realizar esas funciones primarias, los sistemas de BOP se usan para:

* Regular y monitorear la presin del recinto del pozo.

* Centrar y colgar la sarta de perforacin en el pozo.


24/28

* Cerrar el pozo, es decir, sellar el espacio anular entre las tuberas de perforacin y de

revestimiento.

* Matar el pozo o prevenir el flujo de fluidos de la formacin al recinto del pozo.

* Sellar el cabezal del pozo (cerrar el recinto).

* Recortar la tubera de revestimiento o de perforacin en casos de emergencia.

Tipos de BOP

Los BOP vienen en dos tipos bsicos: de arietes y anulares. A menudo se usan juntos en

equipos de perforacin, tpicamente por lo menos un BOP anular coronando un conjunto

de BOP de arietes. Los BOP se aseguran en la parte superior del pozo, conocida como

cabezal del pozo.

BOP de Ariete: Consisten de grandes vlvulas de acero (arietes) que tienen elementos de

goma que sirven de sello. Tiene un funcionamiento similar al de una vlvula de

compuerta, pero usa un par de mbolos de ariete opuestos. Los arietes se extienden

hacia el centro del recinto del pozo para restringir el flujo, o se retraen para permitirlo. Las

caras superior e inferior de los arietes estn provistas de obturadores (sellos de

elastmero) que se comprimen uno contra el otro, contra la pared del pozo y alrededor de

la tubera que atraviesa el recinto del pozo. Salidas en los lados del cuerpo del BOP se

usan para conexiones de las lneas de estrangular y de matar o de vlvulas.

BOP Anular: La tubera de perforacin, incluidas las uniones de dimetro mayor o

conectores roscados, puede moverse verticalmente a travs de un preventor anular atiempo que se contiene la presin desde abajo aplicando un control cuidadoso de la

presin hidrulica de cierre. Los preventores anulares son tambin efectivos para sellar

alrededor de la tubera de perforacin, incluso mientras gira durante la perforacin.


25/28

Un preventor anular usa el principio de cua para sellar el recinto del pozo. Poseen un

elemento de goma tipo donut (unidad obturadora de elastmero, reforzada con costillas

de acero) que sella al cuadrante, la sarta de perforacin, los portamechas o al hoyo

mismo si no existiere sarta en el hoyo. La unidad obturadora est situada en el

compartimiento del BOP entre el cabezal y el pistn hidrulico. Cuando se activa el pistn,

su empuje hacia arriba fuerza el cierre de la unidad de obturacin, como un esfnter,

sellando el espacio anular o el pozo abierto. Los preventores anulares tienen slo dos

piezas mviles, pistn y unidad de obturacin, que los hacen ms simples de mantener

que los preventores de ariete.

Tpicamente, los preventores anulares van ubicados en la parte superior del conjunto de

BOP, con uno o dos BOP anulares encima de una serie de vari os preventores de ariete.

Se accionan en forma manual, hidrulica o presentan un empaquetador asegurado en

forma permanente que se encuentre siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo.

Adems, muchos modelos estn equipados con alojamientos para cuas.

BOP de Ariete Ciego: se utiliza para sellar un hoyo abierto

BOP de Corte o Cizallamiento: Permiten cortar la tubera de perforacin en el caso de que

los otros preventores fallen, y as podes cerrar el pozo en el caso de una arremetida.

UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION

Son varios recipientes en forma de botella o esfricos estn localizados en la unidad de

operaciones y es all donde se guarda el fluido hidrulico. Posee lneas de alta presinque llevan el fluido hidrulico a los preventores y cuando las vlvulas se activan, el fluido

causa que los preventores acten. Ya que los preventores se deben poder sellar

rpidamente cuando es necesario, el fluido hidrulico se tiene que poner bajo 1.500 a

3.000 psi de presin utilizando el gas nitrgeno contenido en los recipientes.


26/28

Al producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo ms rpido posible para evitar

una surgencia mayor.

Los sistemas de acumuladores hidrulicos son las primeras unidades de cierre. La

finalidad del acumulador es proveer una forma rpida, confiable y practica de cerrar los

BOP en caso de surgencia. Dada la importancia del factor confiabilidad, los sistemas de

cierre poseen bombas extra y volumen en exceso de fluido, al igual que sistemas alternati

vos o de reserva.

Requisitos de Mantenimiento

Debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema bsico del acumulador, por lo

menos cada treinta das.

Requisitos de Volumen

El sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen

necesario para cumplir o superar los requerimientos mnimos de los sistemas de cierre. La

idea principal es mantener una reserva energtica suficiente para el sistema acumulador,

de manera de poder operar la columna y as tener ms energa que la restante de la

precarga de nitrgeno.

Fluidos de Carga del Acumulador

El fluido utilizado para el acumulador debe ser un lubricante anticorrosivo, antiespumoso y

resistente al fuego y a las condiciones climticas adversas. Adems, el ablandamiento oresquebrajamiento de los elementos selladores de caucho. El aceite hidrulico posee

estas caractersticas.

MANIFOLD DE AHOGO


27/28

El manifold de ahogo sirve para facilitar la circulacin desde el conjunto de BOP bajo una

presin controlada. Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para

poder cambiar los estranguladores o reparar las vlvulas.

ESTRANGULADORES CHOKE

Son vlvulas que pueden abrirse o cerrarse completamente. Un estrangulador es un

elemento que controla el caudal de circulacin de los fluidos. Al restringir el paso del fluido

con un orificio, se genera una contrapresin, lo que provee un mtodo del control del

caudal del flujo y de la presin de pozo. Los estranguladores son aptos para operac iones

de ahogo de pozo.

Los estranguladores utilizados para el control de pozo (estranguladores de lodo) tienen un

diseo algo diferente de los de produccin de gas y petrleo. Por ejemplo un

estrangulador de produccin no soportara el flujo del fluido abrasivo que sale a la

superficie durante una surgencia de pozo.

CONCLUSIN

El cabezal de pozo, el conjunto de preventoras de reventones y el rbol de navidad son

mtodos de control del pozo. Los cuales tienen el nico propsito de brindar la mxima

seguridad durante las operaciones perforacin del pozo y durante la produccin o

extraccin de los hidrocarburos del pozo.

Tenga en cuenta que un rbol y cabezal son piezas separadas de equipo que no debe

confundir como la misma pieza. A wellhead must be present in order to utilize a Christmas

tree and a wellhead is used without a Christmas tree during drilling operations, and also


28/28

for riser tie-back situations which would then have a tree included at riser top. Un cabezal

de pozo debe estar presente a fin de utilizar un rbol de Navidad una vez terminadas las

operaciones de perforacin y puesta en produccin el pozo. Y un cabezal de pozo se

utiliza sin un rbol de Navidad durante las operaciones de perforacin, ya que durante la

perforacin se instala El conjunto de preventoras de reventones (BOP).

Por tanto, el diseo, ajuste y aplicacin del cabezal de pozo debe garantizar que la

especificacin de presin de cada componente pueden contener las presiones mximas

esperadas que se experimentara durante la vida del pozo.

arreglo superficial

Documents