Download - 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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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)
Especificaciones (API 6A)
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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)
Especificaciones (API 6A)
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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)
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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
-
5/20/2018 Arreglo Superficial
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.