Arreglo Superficial.docx

ARREGLO SUPERFICIAL 1.

INTRODUCCION.

Delimitado el campo, construidas las estaciones de superficie, realizadas las pruebas de producción y determinada la calidad del crudo, se inicia el proceso de extracción. Es la energía del yacimiento la que define que el campo produzca por flujo natural (surgencia) o por medio de mecanismos. Si el pozo tiene energía propia, generada por la presión subterránea, este saldrá por sí 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 presión y válvulas que regulan el paso de los hidrocarburos, conformando un conjunto al que se denomina “árbol de Navidad”.

Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del

régimen

de

producción

que

se

quiera

dar

al

pozo.

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa de la explotación del yacimiento. Es decir, cuando la surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado, se emplea el balancín o machín, el cual mediante un permanente balanceo acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie. A este proceso de extracción se le denomina de recuperación primaria pero también puede hacerse por recuperación secundaria, para el caso de los pozos sin presión natural mediante la inyección de gas, agua o vapor, que se hace por el mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores. El equipo instalado en la plataforma o arreglo superficial de un pozo productor es el siguiente:  Cabezales de tubería de revestimiento (TR).  Colgadores de tubería de revestimiento.  Cabezales de tubería de producción (TP). 1

 Colgadores de tubería de producción.  Válvula de contrapresión.  Adaptador.  Árbol de válvulas.  Brida adaptadora del cabezal de TP.  Válvulas de seguridad y de tormenta.  Conexiones del árbol de válvulas.  Estranguladores.

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2. OBJETIVOS. 2.1. Objetivo General. Conocer las funciones, diseño, operación y mantenimiento de instalaciones del arreglo superficial. 2.2 Objetivos Específicos.  Describir los equipos del arreglo superficial.  Describir el diseño del arreglo superficial.

3. MARCO TEORICO. 3.1. Cabezal de Pozo.

La boca de pozo se compone de las piezas del equipamiento a instalar en la apertura del pozo para gestionar la extracción de hidrocarburos de la formación subterránea. El cabezal de pozo es la base en la superficie sobre la cual se construye el pozo durante las operaciones

de

perforación.

El cabezal de pozo involucra la conexión de las cañerías de subsuelo con las de superficie que se dirigen a las instalaciones de producción. El "colgador de cañerías" y el "puente de producción" son los componentes principales del cabezal de pozo. Cada una de las cañerías utilizadas en el pozo debe estar equipada con un "colgador" para soportar el tubing. Este colgador va enroscado en el extremo superior de la cañería, y debe ser el adecuado para soportar a la cañería de menor diámetro. Los fluidos producidos por el pozo son recibidos en la superficie en un "puente de producción", que constituye el primer punto elemental del control de la misma. Este puente no sólo está equipado con los elementos necesarios para la producción de petróleo, junto con el gas y el agua asociados, sino también para la captación del gas que se

produce

por

el

espacio

anular

entre

la

tubería

y

el

revestidor.

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

y

otro

durante

3

la

producción.

3.1.1. Cabezal de Pozo Durante la Perforación. Cuando se está perforando cada espacio anular esta sellado por el cabezal de pozo, ya que durante la perforación se instala sobre el cabezal de pozo una preventora de reventones (BOP) y un múltiple de flujo y estrangulación, esto para controlar el pozo de posibles fallas o problemas.

3.1.2. Cabezal de Pozo Terminado. Una vez terminada las operaciones de perforación e instaladas las cañerías y tuberías, se procede a retirar del cabezal de pozo las preventoras de reventones y se instala el árbol de navidad para controlar el flujo del pozo.

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3.1.3. Función e Importancia del Cabezal de Pozo. El Cabezal de pozo provee la base para el asentamiento mecánico del ensamblaje en superficie. Provee: 1. Suspensión de tubulares (casings y tubings), concéntricamente en el pozo. 2. Contención de la presión. 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 perforación b) Un Xmas Tree (Árbol de Navidad) para la producción o inyección 5. Acceso hidráulico al anular entre casing para permitir el desplazamiento durante la cementación y entre el casing de producción y el tubing para la circulación del pozo.

Por lo cual el cabezal de pozo deben estar diseñado para: 1. Evitar fugas de petróleo o de gas natural del pozo, y también evita explosiones causadas por la presión alta. 2. Soportar cargas de tensión de tubulares suspendidos. 3. Tener la capacidad de sellar a presión: Aislar el pozo del ambiente exterior, Aislar entre revestidores y formaciones de fondo de pozo, y mantener la presión durante las operaciones de control de pozo, pruebas de pozo o periodos de cierre. 3.1.4. Tipos de Cabezal de Pozo.

a. Sistema convencional en carretel: Se compone del conjunto de preventoras durante la perforación y durante la producción del equipo de control de flujo, cabeza carrete de tuberías, cabeza carrete del revestidor y la cubierta del cabezal del revestidor.

b. Sistema de carreteles compactos: se caracteriza por que se pude dejar el conjunto de preventoras en su lugar hasta la instalación del árbol de navidad, ahorra tiempo y reduce las conexiones bridadas.

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3.2. CABEZAL “WELLHEAD”

3.2.1. Cabezal de Tubería de Revestimiento o Sección “A”. Son partes de la instalación que sirven para soportar las tuberías de revestimiento y proporcionar un sello entre las mismas. Pueden ser cabezal inferior y cabezal intermedio. a.

Cabezal Inferior.

El cabezal inferior (cabeza cubierta – cubierta de cabezal del revestidor): Es un alojamiento conectado a la parte superior de la tubería superficial. Está compuesto de una concavidad para alojar el colgador de tubería de revestimiento, una brida superior para instalar preventores, un cabezal intermedio o un cabezal de tubería de producción y una conexión inferior, la cual puede ser una rosca hembra, una rosca macho o una pieza soldable, para conectarse con la tubería de revestimiento superficial. Normalmente este equipo contiene un mecanismo de agarre que garantiza un cierre hermético entre la cabeza y la propia carcasa.

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El cabezal inferior puede ser usado en conjunto con una placa base para una distribución más eficaz del peso. Dicha placa pude ser fabricada de manera integral al cabezal inferior como también fabricada y unida al cabezal inferior con platinas verticales soldadas.

- FUNCIONES. 

Estar conectado al revestidor de superficie, proporciona un sello entre la cubierta y 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 función de sellar el agujero (de la atmosfera) y controlar el acceso al agujero (para controlar la presión o los retornos de los fluidos durante las operaciones perforación).

-IDENTIFICACION. Cada cabezal de revestidor se identifica por las especificaciones API 6A mediante: 

Tamaño nominal (brida superior nominal).



Presión nominal (presión de trabajo).

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- ESPECIFICACIONES (API 6A). Para ordenar un cabezal del revestidor se debe especificar: 1. Modelo. 2. Conexión inferior: Roscada (macho hembra), Acople enchufado para soldar o acople enchufado para soldar con sello interno, y Tamaño del revestidor. 3. Conexión superior: Brida o grapa de acople, Tamaño de brida o grapa de acople, y Presión de trabajo de brida o grapa de acople. 4. Salidas laterales: Roscadas, esparragadas, bridadas o grapa de acople, Tamaño y presión de trabajo. 5. Opciones: Con un sin tornillos de seguro, y con o sin placa base de refuerzo. b.

Cabezal Intermedio.

El cabezal intermedio (cabezal de tubería 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 tubería de revestimiento y sellar el espacio anular entre esta y la anterior. Está compuesto de una brida inferior, una o dos salidas laterales y una brida superior con una concavidad o nido.

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- FUNCIONES. 

Sella (empaca) la sarta del revestidor superficial, proporciona una sello entre la tubería (que se ejecuta dentro de la cubierta) y la superficie.



Ofrece soporte (tazón de asentamiento) para la siguiente sarta de revestimiento, ya que está diseñada 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 función de sellar el agujero (de la atmosfera) y controlar el acceso al agujero (para controlar la presión o los retornos de los fluidos durante las operaciones perforación).

-IDENTIFICACION. Cada cabezal de tubería de revestimiento se identifica por las especificaciones API 6A mediante: 

Tamaño nominal (brida superior e inferior nominales).



Presión nominal (presión de trabajo superior e inferior).

-ESPECIFICACIONES (API 6A). Para ordenar un cabezal de tubería de revestimiento se debe especificar: 1. Modelo. 2. Conexión inferior: Brida o grapa de acople, Tamaño de brida o grapa de acople, y presión de trabajo de brida o grapa de acople. 3. Conexión superior: Brida o grapa de acople, Tamaño de brida o grapa de acople, y presión de trabajo de brida o grapa de acople. 4. Salidas laterales: Roscadas, esparragadas, bridadas o grapa de acople, tamaño y presión de trabajo. 5. Opciones: Con un sin tornillos de retención.

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3.2.1.1 Colgador de Tubería de Revestimiento. Es una herramienta que se asienta en el nido de un cabezal de tubería de revestimiento inferior o intermedio para soportar la tubería y proporcionan un sello entre ésta y el nido. El tamaño de un colgador se determina por el diámetro exterior nominal, el cual es el mismo que el tamaño nominal de la brida superior del cabezal donde se aloja. Su diámetro interior es igual al diámetro exterior nominal de la tubería de revestimiento que soportara. Por ejemplo, un colgador de 8” de diámetro nominal puede soportar tubería de 4 1/2” a 5 1/2” de diámetro 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.

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-TIPOS. Se pude distinguir dos tipos principales de colgadores del revestidor: 1. Colgador tipo cuña: presentan cuñas envolventes alrededor del revestidor, estos pueden ser: a) Cuñas envolventes alrededor del revestidor sin capacidad de sello anular. b) Cuñas 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, será necesario instalar un colgador de revestidor tipo cuña y cortar el tubo sobrante por encima del colgador. El sello producido del área contacto es metal-metal.

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-ESPECIFICACIONES. Para ordenar un colgador de tubería de revestimiento se debe especificar: 1. Modelo. 2. Tipo de cabezal. 3. Tamaño de brida o acople de grapa superior. 4. Tamaño del revestidor. 5. Peso del revestidor. 6. Grado del revestidor. -SELLOS Y EMPAQUES DE AISLAMIENTO. Son los que evitan la comunicación entre las sartas del revestidor e impiden la exposición del sello de la brida a la presión del espacio anular.

3.2.2. Cabezal de Tubería de Producción o Sección “B”. Es una pieza tipo carrete o un alojamiento que se instala en la brida superior del cabezal de la última Tubería de revestimiento. Sirve para soportar la Tubería de Producción y proporcionar un sello entre esta y la tubería de revestimiento. Está constituido por una brida inferior, una o dos salidas laterales y una brida superior con una concavidad o nido. Las especificaciones típicas de Presión de trabajo son de 10.000 PSI. 12

-FUNCIONES. 

Sellar-empacar la sarta de revestimiento de producción.



Ofrecer apoyo y retención para el colgador de tubería.



Ofrecer apoyo para el montaje del arreglo de preventoras.

-IDENTIFICACION. Cada cabezal de tubería de producción se identifica por las especificaciones API 6A mediante: 

Tamaño nominal (pasaje nominal de las bridas superior e inferior).



Presión nominal (presión de trabajo superior e inferior).

-ESPECIFICACIONES (API 6A). Para ordenar un cabezal de tubería de revestimiento se debe especificar: 1. Modelo. 2. Conexión inferior: Brida, esparragado o de acople de grapa, Tamaño de brida o acople de grapa, y presión de trabajo de brida o de acople de grapa. 3. Conexión superior: Brida o de acople de grapa, Tamaño de brida o de acople de grapa, y presión de trabajo de brida o de acople de grapa. 4. Salidas laterales: roscadas, esparragadas, bridadas o de acople de grapa,

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tamaño y presión de trabajo. 5. Servicio: Regular o H2O. 3.2.2.1. Colgador de Tubería de Producción. Se usa para proporcionar un sello entre la tubería de producción y el cabezal de la tubería de producción. Se coloca alrededor de la tubería de producción, se introduce en el nido y puede asegurarse por medio del candado del colgador.

El peso de la tubería puede soportarse temporalmente con el colgador, pero el soporte permanente se proporciona roscando el extremo de la tubería con la brida adaptadora que se coloca en la parte superior del cabezal. Entonces el colgador actúa únicamente como sello.

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-FUNCIONES. 

Suspende la tubería de producción y/o inyección.



Sella el espacio anular entre la tubería y el revestimiento.



Ofrece un asiento para una válvula de contrapresión que se puede instalar temporalmente en el colgador para permitir el retiro del arreglo de preventoras con presión en el pozo.



Ofrece un apoyo para el montaje del el equipo de control de flujo “árbol de navidad”.

-TIPOS. 

Colgador de tubería de producción tipo tapón con orificio de comunicación.



Colgador de tubería de producción para tubería simple y dual.

-SELLADO DE COLGADORES DE TUBERIA DE PRODUCCION EN EL CABEZAL.

Sellado de presión en bridas: Se logra con el uso de anillos metálicos API energizados por presión. Son conocidas dos tipos de bridas API:

Brida tipo 6B: Utilizada para nivel de presión de: 2000 a 5000 PSI, con tamaño nominal de hasta 11”. Presenta dos tipos de anillos tipo R (forma ovalada u octagonal) y tipo RX (forma

octagonal

simétrica)

ambas

presenta

un

separación.

Brida tipo 6BX: Utilizada para nivel de presión de: 2000 a 20000 PSI, con tamaño nominal de 11 3/26” a 26 3/4”. Presenta un tipo de anillo BX de forma octagonal. No presenta separación.

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3.3. ÁRBOL DE VÁLVULAS o Sección “C”.

Es un conjunto de conexiones, válvulas y otros accesorios con el propósito de controlar la producción y dar acceso a la tubería de producción. Se ajusta en la parte superior la cabeza cubierta y cabezal de tuberías. El árbol de navidad es normalmente bridado al sistema de cabezal de pozo después de correr el tubing de producción. Comúnmente contiene muchas ramas, por lo que se asemeja a la forma de un árbol, de ahí su nombre, 'árbol de Navidad. El árbol de Navidad es la parte más visible de un pozo productor, y permite el monitoreo de la superficie y la regulación de la producción de hidrocarburos de un pozo productor.

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3.3.1. Función y objetivo del Árbol de Navidad 1. La función principal de un árbol de navidad es controlar el flujo de entrada o salida del pozo, por lo cual el objetivo principal del árbol de navidad es la de controlar las presiones dentro del mismo, así como el movimiento de fluidos (flujo) en el aparejo de producción y/o en el espacio anular. 2. Contener las tuberías y las válvulas que controlan (abrir-cerrar) el flujo, de la extracción de petróleo y gas del pozo, y prever reventones. 3. Proporcionar la entrada para las secuencias de la tubería de la producción, incluyendo todos los componentes sobre el adaptador de la cabeza de la tubería. 4. Proveer un control de válvulas de los fluidos de producidos y/o inyectados al pozo 5. Un árbol de navidad puede ser utilizado para controlar la aplicación de: 6. La inyección de gas o agua, con el fin de sostener la producción de los volúmenes de petróleo. 7. La inyección de productos químicos o con alcohol o destilados de petróleo para prevenir y/o resolver problemas de producción, tales como bloqueos.

3.3.2. Clasificación Del árbol de navidad De acuerdo con sus diversas funciones los árboles de navidad se pueden clasificar en: a. Árbol de Navidad para Terminación Simple. Llevan bridas superiores de corrección para un solo cabezal de tubería donde se instala una sola columna para producir una sola arena productora sea baja, mediana o alta presión para pozo petrolífero o gasífero.

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b. Árbol de Navidad para Terminación Doble. Que están constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y explotar simultáneamente dos niveles que puedan ser arenas de baja, mediana o alta presión, los dos niveles gasíferos o petrolíferos, o niveles combinados entre gasíferos y petrolíferos.

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c. Árbol de Navidad para Terminación Triple o Múltiples. Que se caracterizan por estar equipadas con tres cabezas de tubería para instalar tres columnas de producción y producir simultáneamente tres niveles, que pueden ser de alta, mediana o baja presión, combinados o simples arenas petrolíferas o gasíferas. Para todos estos tipos de árboles las normas especifican rangos de presiones de trabajo y caudales de producción así como los diámetros que deben ser consideradas en función al arreglo de cañerías en el pozo. 3.3.3. Partes Principales de un árbol de navidad El diseño mostrado es uno de los más simples y comunes, se pude ver que comprende:

1. Válvulas de Brazo: Son dos válvulas laterales de salida, normalmente una para la producción y la otra para la inyección.

a. Válvula de brazo de producción: Es el encargado de dar paso al flujo de hidrocarburos para luego conducirlos a las instalaciones de producción. Actúa de forma hidráulica. b. Válvula de brazo de inyección: Se utiliza solamente para la inyección de líquidos tales como inhibidores de corrosión o metanol para prevenir la formación del hidrato. Actúa de forma manual.

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2. Válvula Corona Suabo (porta manómetro): Es una tercera válvula de salida ubicada en la parte superior de la cruz de flujo. Provee acceso vertical al tubing mediante herramientas de cable concéntricas o tubería flexible “colied tubing tools”. Cumple la función de cerrar y abrir el pozo, permitiendo el acceso a este para realizar trabajos de subsuelo, y tomar las presiones del pozo. Esta válvula actúa de forma manual.

3. Válvula Maestra: Es la válvula inferior que brinda seguridad al pozo. Es la que controla todo el sistema, está diseñada para soportar las presiones máximas del pozo. También controla todo acceso mecánico e hidráulico al pozo, esto significa que debe ser del tipo de apertura máxima, con un claro (paso) igual o mayor al diámetro interior de la tubería de producción; para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los empacadores, pistolas para disparos de producción, etc. Cumple la función de asegurar el cierre efectivo del pozo. Por su ubicación nunca debe utilizarse para controlar la producción, a fin de evitar daños internos por fricción o erosión.

En pozos de alta presión se usan dos válvulas maestras conectadas en serie, superior e inferior. La válvula maestra inferior normalmente es de accionamiento manual, mientras que la válvula maestra superior es a menudo de accionamiento hidráulico, permitiendo ser los medios primarios de control de pozo.

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4. Cruz de Flujo: Cumple la función de interconectar los brazos del árbol de navidad y dirigir (bifurcar) el flujo, provista de válvulas para su operación. Recibe en su parte inferior la válvula maestra y la superior la válvula corona suabo. A cada lado de la conexión están las válvulas de brazo. Estas pueden ser del tipo de apertura restringida, con un diámetro nominal un poco menor al de la válvula maestra, sin que esto cause una caída de presión apreciable.

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5. Tubing Bonnet: Es el elemento que está en contacto con la sarta de la tubería de producción, es la brida o un bonete. Existen diferentes diseños, todos tienen la particularidad de que se unen al cabezal de la tubería de producción usando un anillo de metal como sello. Los tipos principales difieren en la conexión que tienen con la válvula maestra, la cual puede ser mediante rosca o con brida. Cumple la función de permitir la interconexión entre el cabezal del pozo (tubing spool) y el árbol de navidad. Se maneja como un adaptador en diámetros de 71/16”×3 1/16”.

Las válvulas del medio árbol se fabrican de acero de alta resistencia. Generalmente son válvulas de compuerta o de tapón, bridas o roscadas. Todas las válvulas son tanto operadas manualmente como controladas remotamente de manera hidráulica o neumática. Las conexiones en rosca de las válvulas del árbol se usan para presiones máximas de 345 bares (4,992 lb/pg2), mientras que las conexiones en brida no tienen límite en cuanto a presión, recordando que la máxima presión de trabajo establecida por el API es de 1035 bares (14,796 lb/pg2). Las conexiones se requieren que tengan un cierre perfecto. Son identificados en las especificaciones API 6A y 17D.

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Otros componentes son: 6. Válvula de contrapresión o de retención (check): Se encuentra instalada en el colgador de la tubería de producción o en el bonete del medio árbol, que sirve para obturar el agujero en la tubería de producción cuando se retira el preventor y se va a colocar el árbol. Una vez que se conecta este último con el cabezal de la tubería de producción, la válvula de contrapresión puede ser recuperada con un lubricador. Se puede establecer comunicación con la tubería de producción, si fuese necesario, a través de la válvula de contrapresión. De los diseños actuales, unos se instalan mediante rosca y otros con seguro de resorte.

7. Estranguladores: Son un estrechamiento en las tuberías de flujo para restringir el flujo y aplicar una contrapresión al pozo. Con el propósito de ocasionar una caída de presión o la reducción de la velocidad de flujo.

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Cumplen la función de controlar la presión de los pozos, regulando la producción de petróleo y gas, o controlar la invasión de agua o arena. En ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los cambios de temperatura; así mismo ayuda a conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación más lenta de los pozos, aumentando la recuperación total y la vida fluyente.

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- UBICACIÓN Y FUNCIONES. El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un múltiple de distribución, o en el fondo de la tubería de producción. Normalmente los estranguladores se utilizan para: 

Controlar el régimen de flujo



Controlar la presión de flujo a través de un conductor



Controlar el régimen de inyección de fluidos



Operaciones de limpieza con chorro



Imponer contra presiones durante la circulación del pozo



Eliminar daños

-CLASIFICACION. a. Estranguladores Superficiales. - Estrangulador Positivo: Están diseñados de tal forma que los orificios van alojados en un receptáculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extraídos para cambiar su diámetro. Dan cabida a partes reemplazables con dimensiones fijas, el uso en la industria es amplio por su bajo costo y fácil aplicación.

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- Estrangulador ajustable: En este tipo, se puede modificar el diámetro del orificio, sin retirarlo del porta-estrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo mecánico tipo revólver.

Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremos roscados o con bridas y con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2.

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b. Estranguladores de fondo. Son estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado “niple de asiento”, que va conectado en el fondo de la tubería de producción. Estos estranguladores pueden ser introducidos o recuperados junto con la tubería, o bien manejados con línea de acero operada desde la superficie.

8. Válvulas de seguridad: Estos dispositivos están diseñados para cerrar un pozo en caso de una emergencia. En árboles de navidad superficiales se utilizan Auto controladas. Las válvulas de seguridad Auto controladas: Este tipo de válvula va colocada entre la válvula lateral y el porta-estrangulador. Se accionan cuando se tienen cambios en la presión, temperatura o velocidad en el sistema de flujo. Se usa para cerrar el pozo automáticamente cuando la presión en la tubería de escurrimiento decrece o se incrementa hasta ciertos límites, por ejemplo; cuando falla la tubería (fuga) o cuando se represiona. El límite superior es comúnmente 10% arriba de la presión normal de flujo, y el límite inferior es de 10 a 15% abajo de dicha presión.

3.4. ADAPTADOR Es una herramienta usada para unir conexiones de diferentes dimensiones. Puede conectar dos bridas de diferente tamaño o una brida con una pieza roscada.

3.5. BRIDA ADAPTADORA DEL CABEZAL DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN Es una brida intermedia que sirve para conectar la brida superior del cabezal de TP con la válvula maestra y proporcionar un soporte a la TP.

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3.6. VALVULAS En el árbol de válvulas se usa válvulas API fabricadas con una aleación de acero de alta resistencia. Las válvulas ASA por ser construidas con aceros al carbón no se usan en los pozos. Normalmente se usan válvulas de compuerta de paso completo. Las válvulas son elementos que sirven para permitir o restringir el paso de un fluido. Existen varios tipos de válvulas: 1. Válvula de compuerta. 2. Válvula de globo. 3. Válvula de bola. 4. Válvula check. 5. Válvula de seguridad. 6. Válvula de control. 7. Válvula macho.

La válvula 1 Se usa en líneas de succión y descarga de bombas así como en líneas de descarga de pozos. De la válvula 2 a la 6 son utilizadas principalmente en el manejo de la producción en superficie.

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1. VÁLVULA DE COMPUERTA. Normalmente trabaja abierta o cerrada. Su área de paso es del mismo diámetro del área de la tubería. No debe usarse estrangulada, pues no sirve para regular el paso del fluido.

Se usa en líneas de succión y descarga de bombas así como en líneas de descarga de pozos; como válvula de bloqueo. Utilizadas para líquidos o gases.

Son operadas manual y eléctricamente, utilizadas principalmente para aislar sistemas, ya que proveen un cierre hermético producido por el contacto de los sellos en la mayoría metálicos. Este tipo de válvulas no tienen sentido de entrada o de salida, cualquiera de sus lados sirven para los dos propósitos.

2. VÁLVULA DE GLOBO. Son las más comunes por la simplicidad de su construcción, maneja un rango desde bajas hasta altas presiones. Se usan para estrangular o controlar un flujo determinado. Su característica es que la apertura por donde pasa el flujo, es perpendicular al sentido del flujo. Por tal razón este tipo de válvulas debe ser usada en un solo sentido. Para su instalación se requiere que la presión mayor este bajo la apertura del orificio.

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Se presentan en los siguientes modelos: a. Puerto simple bridada: La más común, utiliza contacto metal-metal para producir el sello. Utilizada para líquidos. b. Bar – Stock roscada: utilizada para químicos corrosivos y líquidos, fabricada con combinaciones de metal plástico. c. Roscada de alta presión: utiliza metal para producir el sello. Utilizada para líquidos. d. Tapón Balanceado: la más utilizada en la industria, para bajas y altas presiones, conexión de brida, facilita su operación por cuanto la presión actúa en ambos lados del tapón. Utilizada para líneas de gas. e. Doble Tapón: alta capacidad de flujo, internamente tiene dos orificios. Utilizadas para gas.

3. VÁLVULA 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.

4. VÁLVULA CHECK. Son válvulas de acción rápida permiten el paso del flujo en un solo sentido y evitar que éste regrese. Este tipo de válvula se debe colocar en el sentido correcto y para evitar confusiones cuenta con una marca en el sentido del flujo. Se utilizan en líneas de descarga de productos, en la descarga de bombas o en la entrada a tanque de almacenamiento. También actúa como válvula de seguridad ya que impiden el retorno de fluidos en caso de que otros elementos puedan fallar.

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5. VÁLVULA DE SEGURIDAD. Sirven para la protección del personal y equipo. Están construidas para abrir a una presión calibrada específicamente y cerrar por medio de un resorte cuando disminuye la presión por debajo del ajuste. Son utilizadas para bloquear totalmente las líneas de producto, actúan automáticamente en caso de emergencia o en fallas de sistemas.

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6. VÁLVULA MACHO. También se le llama de tapón. Consta de un cilindro perforado de lado a lado, formando un canal en el cuerpo del cilindro. Cuando este canal está en el mismo sentido del flujo, permite su paso, en caso contrario es decir dando una vuelta de 90º, se opone la cara sólida del cilindro y obstruye el flujo.

Este cilindro se acciona exteriormente de forma manual. Este tipo de válvula se usa principalmente en sistemas donde se trabaja con productos ligeros, gases y gasolinas. Por su construcción son de cierre rápido ya que necesitan girar solo 90o para abrir o cerrar. Es necesaria una lubricación constante y adecuada

7. VÁLVULA DE CONTROL. Son válvulas de construcción especial, usadas para controlar las variables del proceso de producción, como son presión, temperatura, nivel de fluidos y flujo en forma automática. Estas válvulas pueden ser operadas por medio de una señal, resorte o contrapeso. 

Las de señal son operadas al admitir aire de un instrumento de control al diafragma de la válvula; así abre o cierra la válvula.



La válvula operada por resorte abre cuando la presión en la parte inferior de la válvula es mayor que la fuerza del resorte, en caso contrario cierra.



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

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3.7. Preventores “BOP”.

El BOP es una válvula especializada, grande, usada para sellar, controlar y monitorear los pozos de gas y petróleo. Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones erráticas extremas y flujo incontrolado (amago de reventón de la formación) que surge del yacimiento durante la perforación. Los amagos o arremetidas de la formación llevan a un evento potencialmente catastrófico conocido como reventón. Además de controlar la presión pozo abajo y el flujo de petróleo y gas, los preventores de reventón evitan que la tubería de perforación y revestimiento, las herramientas y los fluidos de perforación sean expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventón.

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Los BOP son críticos para la seguridad de la cuadrilla, los equipos y el ambiente, y para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por esta razón, los BOP deben ser dispositivos a prueba de fallas.

3.7.1. Funciones Los BOP vienen en una variedad de estilos, tamaños y clasificaciones de presión. Varias unidades individuales que sirven diversas funciones se combinan para componer un conjunto de ‘preventores’ de reventón. A menudo se utilizan múltiples preventores de reventón del mismo tipo para lograr redundancia, un importantísimo factor en la efectividad de dispositivos a prueba de fallas.

Las principales funciones de un sistema de ‘preventores’ de reventón son: 

Confinar los fluidos del pozo al recinto del pozo.



Suministrar el medio para incorporar fluidos al pozo.



Permitir retirar volúmenes controlados de fluidos del recinto del pozo. 35

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

Regular y monitorear la presión del recinto del pozo.



Centrar y colgar la sarta de perforación en el pozo.



Cerrar el pozo, es decir, sellar el espacio anular entre las tuberías de perforación y de revestimiento.



“Matar” el pozo o prevenir el flujo de fluidos de la formación al recinto del pozo.



Sellar el cabezal del pozo (cerrar el recinto).



Recortar la tubería de revestimiento o de perforación en casos de emergencia.

3.7.2. Tipos de BOP Los BOP vienen en dos tipos básicos: de arietes y anulares. A menudo se usan juntos en equipos de perforación, típicamente 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.

a. BOP de Ariete: Consisten de grandes válvulas de acero (arietes) que tienen elementos de goma que sirven de sello. Tiene un funcionamiento similar al de una válvula de compuerta, pero usa un par de émbolos 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 están provistas de obturadores (sellos de elastómero) que se comprimen uno contra el otro, contra la pared del pozo y alrededor de la tubería que atraviesa el recinto del pozo. Salidas en los lados del cuerpo del BOP se usan para conexiones de las líneas de estrangular y de matar o de válvulas.

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b. BOP Anular: La tubería de perforación, incluidas las uniones de diámetro mayor o conectores roscados, puede moverse verticalmente a través de un preventor anular a tiempo que se contiene la presión desde abajo aplicando un control cuidadoso de la presión hidráulica de cierre. Los preventores anulares son también efectivos para sellar alrededor de la tubería de perforación, incluso mientras gira durante la perforación.

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Un preventor anular usa el principio de cuña para sellar el recinto del pozo. Poseen un elemento de goma tipo donut (unidad obturadora de elastómero, reforzada con costillas de acero) que sella al cuadrante, la sarta de perforación, los portamechas o al hoyo mismo si no existiere sarta en el hoyo. La unidad obturadora está situada en el compartimiento del BOP entre el cabezal y el pistón hidráulico. Cuando se activa el pistón, su empuje hacia arriba fuerza el cierre de la unidad de obturación, como un esfínter, sellando el espacio anular o el pozo abierto. Los preventores anulares tienen sólo dos piezas móviles, pistón y unidad de obturación, que los hacen más simples de mantener que los preventores de ariete.

Típicamente, 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, hidráulica o presentan un empaquetador asegurado en forma permanente que se encuentre siempre cerrado, dependiendo del tipo y modelo. Además, muchos modelos están equipados con alojamientos para cuñas.

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c. BOP de Ariete Ciego: Se utiliza para sellar un hoyo abierto de Corte o Cizallamiento: Permiten cortar la tubería de perforación en el caso de que los otros preventores fallen, y así poder cerrar el pozo en el caso de una arremetida.

3.8. UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION Son varios recipientes en forma de botella o esféricos están localizados en la unidad de operaciones y es allí donde se guarda el fluido hidráulico. Posee líneas de alta presión que llevan el fluido hidráulico a los preventores y cuando las válvulas se activan, el fluido causa que los preventores actúen. Ya que los preventores se deben poder sellar rápidamente cuando es necesario, el fluido hidráulico se tiene que poner bajo 1.500 a 3.000 psi de presión utilizando el gas nitrógeno contenido en los recipientes.

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Al producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo lo más rápido posible para evitar una surgencia mayor.

Los sistemas de acumuladores hidráulicos son las primeras unidades de cierre. La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida, 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 alternativos o de reserva.

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a. Requisitos de Mantenimiento. Debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema básico del acumulador, por lo menos cada treinta días.

b. Requisitos de Volumen. El sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre. La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema acumulador, de manera de poder operar la columna y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno.

c. 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 climáticas adversas. Además, el ablandamiento o resquebrajamiento de los elementos selladores de caucho. El aceite hidráulico posee estas características.

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3.9. MANIFOLD DE AHOGO. El manifold de ahogo sirve para facilitar la circulación desde el conjunto de BOP bajo una presión controlada. Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los estranguladores o reparar las válvulas.

3.10. ESTRANGULADORES “CHOKE”. Son válvulas que pueden abrirse o cerrarse completamente. Un estrangulador es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión, lo que provee un método del control del caudal del flujo y de la presión de pozo. Los estranguladores son aptos para operaciones de ahogo de pozo. Los estranguladores utilizados para el control de pozo (estranguladores de lodo) tienen un diseño algo diferente de los de producción de gas y petróleo. Por ejemplo un 42

estrangulador de producción no soportaría el flujo del fluido abrasivo que sale a la superficie durante una surgencia de pozo.

4. CONCLUSIÓN. El cabezal de pozo, el conjunto de preventoras de reventones y el árbol de navidad son métodos de control del pozo. Los cuales tienen el único propósito de brindar la máxima seguridad durante las operaciones perforación del pozo y durante la producción o extracción de los hidrocarburos del pozo.

Tenga en cuenta que un árbol y cabezal son piezas separadas de equipo que no debe confundir como la misma pieza. Un cabezal de pozo debe estar presente a fin de utilizar un árbol de Navidad una vez terminadas las operaciones de perforación y puesta en producción el pozo. Y un cabezal de pozo se utiliza sin un árbol de Navidad durante las operaciones de perforación, ya que durante la perforación se instala El conjunto de preventoras de reventones (BOP).

Por tanto, el diseño, ajuste y aplicación del cabezal de pozo debe garantizar que la especificación de presión de cada componente puede contener las presiones máximas esperadas que se experimentara durante la vida del pozo.

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5. BIBLIOGRAFIA https://es.pdfcoke.com/document/229223409/Gestion-de-Mantenimiento-en-Refineria-dePetroleo

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