Arbol de Navidad Petrolero

INDICE GENERAL Nro. Pagina Objetivos 1 Marco teórico 1 Descripción de Árbol de navidad 1 Funciones 7 Descripción de árbol de navidad Cabezas de revestimiento Manómetro Brida de medición Válvulas Colgador de tubing Válvula de casing Casing Tubing Protectores de taza Choques Estranguladores Manifold de control Bop test plugs Colgadores de T. revestimiento Carreto para T. de revestimiento 8 10 13 13 13 21 22 24 25 29 32 33 38 40 41 41 Tipos de árbol de navidad 42 Clasificación de árboles de navidad 44 Tipos y modelos de árboles de navidad 58 Marcas para cabezales de pozo 65 Árboles de navidad utilizados en Bolivia 69

ÁRBOLES DE NAVIDAD OBJETIVOS:

 Describir las características de las partes componentes del árbol de navidad.  Dibujar tipos de árboles de navidad para terminación simple y doble.  Investigar sobre las marcas, modelos y tipos de árboles de navidad utilizados en pozos de gas y petróleo en Bolivia. MARCO TEORICO: DEFINICIÓN DE ARBOL DE NAVIDAD. Los cabezales de pozos o válvulas de control de pozo, son llamados árboles de navidad, de estos se tienen sencillos, dobles, triples, cuádruples, etc. de acuerdo al número de sartas de producción. El equipo de cabeza de pozo es un término que describe en general al equipo conectado en la parte superior de todas las tuberías bajadas e instaladas dentro de un pozo, soportándolas y suministrando sellos entre ellas y al mismo tiempo controla el flujo de los fluidos producidos desde el pozo. Un árbol de navidad incluyecomponentes diseñados y coordinados apropiadamente tales como cabezales y colgadores de tubería de revestimiento, cabezales y colgadores de la tubería de producción, válvulas y conjuntos de válvulas para el control de la operación utilizando los instrumentos apropiados y dispositivos para limitar el flujo. Los equipos superficiales para el control de pozos gasíferos y petrolíferos son instalados y ensamblados en boca de pozo una vez concluida la instalación de los equipos subsuperficiales. Los objetivos de los equipos superficiales es el de controlar la circulación de los fluidos que salen desde el fondo de pozo con presiones y caudales programados y orientados o rientados hacia los sistemas de circulación superficial, hasta los separadores de gas petróleo. Los equipos superficiales están básicamente constituidos por los siguientes componentes:

 Arbol de navidad o cabezales de pozo.  Lineas de flujo que son líneas de recolección y las líneas de descarga.  Estrangulador de flujo o choque superficial.  Manifold de control ga s condensado.  Baterias de separación gas petróleo utilizadas en campos petrolíferos y de gas  Plantas de gas para yacimientos gasíferos. En esta investigación, se tratara de analizar a fondo, solamente a los cabezales de producción (árbol de navidad) tal como se planteo en la sección de los objetivos.

El árbol de producción (christmas tree) generalmente es el primer componente que una cuadrilla de reparación / terminación encuentra. El árbol de producción es una serie de válvulas, bridas, cuerpo de estrangulador yconectores que permiten el flujo controlado de los fluidos producidos. Por lo general, las aplicaciones dictan qué tipo de árbol de Navidad (producción) será necesario. Hay muchos diseños y complejidades diferentes en los árboles. Las unidades sencillas como, por ejemplo, un caballete de bombeo, podría consistir de una caja de prensaestopas que no tiene válvulas. Los árboles complejos podrían tener numerosas válvulas maestras y laterales. Los factores que se toman en cuenta en el diseño de un árbol incluyen la presión, el ambiente en la superficie y la temperatura, otros tipos de fluidos producidos, el entorno pozo abajo, las temperaturas del fluido y los factores económicos. Se debería lubricar un árbol basado en un programa regular. Un buen mantenimiento minimiza las complicaciones durante la producción. También lleva a una reparación y un retiro de equipamiento que es menos problemático. Los componentes del árbol de producción incluyen los siguientes:

 Manómetro - Los manómetros permiten vigilar las presiones del pozo. Con estos manómetros se vigilan la presión de la tubería y de la tubería de revestimiento o anular.  Brida (tapa) del manómetro - Esto provee un sello para la punta del árbol y tiene provisiones para un manómetro de presión. Cuando se retira esta brida, provee acceso a la tubería.  Válvula de corona (válvula de descompresión) - La válvula de corona se usa para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades de línea de cable, tubería flexible, workover, etc., que se vayan a instalar.  T de flujo (cruz, T) - ElT de flujo se usa para que se puedan correr las herramientas en el pozo al mismo tiempo que permite que la producción llegue a la línea de flujo. (Nota: no con equipos de cable)  Válvula lateral - Para la mayoría de las operaciones de rutina se usa una válvula lateral para cerrar el pozo. Éstas son las más fáciles de reemplazar en caso de que la válvula se dañe o se desconecta.  Estrangulador - El estrangulador controla la cantidad de flujo que se desea del pozo.  Válvulas maestras - Las válvulas maestras son las válvulas de cierre principales. Están abiertas durante la mayor parte de la vida del pozo y se usan lo menos posible, especialmente las válvulas maestras inferiores.  Colgador de Tubería - El colgador de tubería suspende o soporta la sarta de tubería, sella el espacio anular y permite que el flujo vaya al árbol de producción.  Válvula de la tubería de revestimiento – La válvula de la tubería de revestimiento da acceso al espacio anular entre la tubería y la tubería de revestimiento.  Colgador de la tubería de revestimiento – Un arreglo de cuña y sello que suspende y sella la tubería de revestimiento de la cabeza de la tubería de revestimiento.

Árbol de superficie

Componentes de un árbol de producción. La base del árbol consiste de equipos del cabezal del pozo que se instalaron previamente. FUNCIONES DE LOS ARBOLES DE NAVIDAD. Los cabezales de pozo son usados para controlar la producción de fluidos y permitir el acceso a una sarta de producción abierta. Sus funciones principales son:

 Facilitar a través delos colgadores la instalación del tubing de producción de acuerdo al tipo de terminación programada.  Soportar presiones altas cuando se presenta amago de descontrol.  Aislar anulares entre revestidor y tubing  Proveer un medio de conducción entre el pozo y las conexiones de de la superficie  Identificar a través de los colgadores el tipo de tubería que se instala y que está en función al tipo de terminación del pozo.  Soportar el efecto de las presiones en el espacio anular cuando se presenta, por ejemplo, amagos de descontrol en la etapa de producción o cuando se presenta reventones de cañería en cualquier nivel encima del productor.  Regular los caudales de producción, las presiones fluyentes y las presiones de surgencia en boca de pozo en diferentes tipos de terminaciones de pozos.  Soportar todos los esfuerzos de tensión y compresión de las tuberías por efecto de las variaciones de temperatura en el pozo.  Suspender el revestidor (casing) y la sarta de tubería de producción  Soportar las velocidades y presiones de circulación de petróleo o gas por la tubería.  La unidad de cabezal de pozo unicabezal reemplaza a los cabezales de tubería de producción y carretes de tubería de revesti¬miento para reducir en forma significativa el tiempo de conexión de niples.  Menos conexiones con brida reducen las posibilidades de fugas.  Permitir la circulación controlada de los fluidos de pozo.

 Hay modelos disponibles para casi cual¬quier programa de tubería de revestimiento con presiones de trabajo dehasta 10,000 psi. Se pueden instalar y retirar los unicabezales diseñados especialmente de 135/8 pulg. con presión de trabajo de 5,000 psi y quitarse a través de preventores de 20 pul¬gadas.  Las aberturas de prueba permiten probar todos los sellos de obturación del espacio anular.  Existen árboles de navidad disponibles con fondo roscado, bridas o campana de abrazadera. La conexión supe¬rior puede ser de brida o campana de abra-zadera. DESCRIPCIÓN DEL ÁRBOL DE NAVIDAD.

Cada árbol de navidad consiste de una variedad de componentes corrientes que se ensamblan en diferentes formas de acuerdo a los requerimientos específicos del pozo; estos requerimientos incluyen controles especiales del flujo, cierre del mismo, pr evención de reventones, métodos para añadir materiales en espacios anulares, actuación motorizada de las válvulas y otros similares. No siempre se adquiere el árbol de navidad completo, se puede usar sistemas de dos o de cuatro cañerías, pero el sistema de tres cañerías representa el conjunto de árboles de navidad “típico” utilizado en el mercado gasífero. El árbol de navidad es un conjunto de válvulas, conexiones y accesorios (fittings) usados para controlar la producción de fluidos y permitir el acceso a una sarta de producción abierta. Incluye todo el equipo que se instala sobre el flanche superior del “tubing head”. Muchas variaciones en el orden de estos accesorios (fittings) son disponibles para cada necesidad. El flanche adaptador a la cabeza del “tubing “ (tubing head adapter flange) es un flanche intermediousado para conectar a la válvula principal, suministrando a la vez un soporte y sello para el tubing y su anular.

Los componentes básicos del árbol de Navidad son: a). Cabezas de Revestimiento. Cabeza del revestimiento, superficial es una unidad conectada al tope del revestimiento de superficie, para soportar la siguiente sarta de revestimiento, que puede ser el revesti¬miento de producci6n o el intermedio, y da también sello al espacio anular entre los dos revestimientos.

Está compuesta de una concavidad para colocar el “casing hanqer” del siguiente revestimiento, un su parte superior termina en un flanche donde son colocados los preventores mientras se continúa con la perforación, posteriormente pera colocar la cabeza del revestimiento intermedio o una cabeza de “tubing”. En su parte inferior se conecta con el revestimiento sobre el cual se instalo: Esta conexión puede ser roscada, con rosca hembra o rosco macho, para pozos no muy profundos, y soldada para pozos profundos. Esta cabeza tiene dos salidas laterales de 2 pulgadas línea, roscadas o con flanches, donde se pueden conectar líneas para tener el anular o colocar manómetros que permitan medir la presión del anular. Las cabezas de revestimiento mas usadas tienen rangos en tamaños nominales desde 6 hasta 20, para y soportar revestimientos desde 4 ½ a 16 pulgadas. Todos los componentes de una cabeza de pozo deben, tener un diámetro interno mínimo de aproximadamente 1/32 de pulgada mayor que el diámetro “drift” (diámetro para correr una herramienta) del tubo sobreel cual dicha cabeza es usada.

CABEZAS DE REVESTIMIENTO

b). Manómetro. Estos indicadores de presión permiten controlar las presiones del pozo, las presiones anulares o la presión del tubing y casing se miden con manómetros. c). Brida de Medición (tapa del manometro). La brida de medición sella la parte superior del árbol y esta adaptada para la instalación de un manómetro, retirando esta brida se tiene acceso al tubing. d). Válvulas.

TIPOS DE VALVULAS

Válvulas de seguridad, estos dispositivos están diseñados para cerrar un pozo en caso de una emergencia. Se pueden clasificar en dos tipos: a) Auto controladas. Este tipo de válvula va colocada entre la válvula lateral y el portaestrangulador. 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 limites, 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. b) Controladas desde la superficie. Se les da el nombre de “válvulas de tormenta” y se usan generalmente en pozos marinos donde el control es más difícil y en zonas donde el mal tiempo es frecuente. Este tipo de dispositivo se instala en la tubería de producción; la válvula de tormenta se encuentra abierta cuando el pozo está operando normalmente y se cierra cuandoexiste algún daño en el equipo superficial de producción, cuando el pozo permite un gasto mayor a un cierto valor predeterminado o la presión de la TP cae por debajo de cierto valor. Originalmente las “válvulas de tormenta” fueron usadas en localizaciones marinas o lugares muy alejados, pero es recomendable su uso en cualquier situación donde hay posibilidades de que el árbol de válvulas sufra algún daño. Existen diferentes tipos de válvula de tormenta. Todas pueden ser colocadas y recuperadas con línea de acero. Algunas pueden ser asentadas en niples especiales y otras se adhieren a la TP mediante cuñas en cualquier punto. Algunos modelos cierran cuando la presión del pozo excede a cierto valor y otros cuando la presión se encuentra por debajo de un valor determinado. Dentro de este último tipo se ubica la válvula de tormenta OTIS—H; misma que puede usarse bajo presiones mayores de 700 bares (10,129 lb/pg2). Este tipo de válvula se llama válvula de tormenta de control directo, porque la presión o el gradiente de presión del medio que la rodea es la que controla el cierre de la misma. Además se requiere del uso de una válvula controlada desde la superficie que mantenga represionada a la cámara, la presión se transmite por una tubería de diámetro reducido que se encuentra en el exterior de la T.P. 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. Fig.II.4. Brida adaptadora del cabezal de tubería de producción. Es una brida intermediaque sirve para conectar la brida superior del cabezal de TP con la válvula maestra y proporcionar un soporte a la TP. Fig. 11.5. Válvulas 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 macho. 4.- Válvula de retención (check). 5.- Válvula de control.

6.- Válvula de seguridad. Son generalmente API, hechas de acero de alta resistencia. Principalmente son de dos tipos: Válvulas de compuerta y válvulas de tapón. Las hay con flanches o roscadas.

VALVULA DE COMPUERTA

Las válvulas de apertura total deben ser usadas en el cuerpo vertical del árbol para garantizar los corridos con cable de conducción. Las llaves, crucetas, codos y conjuntos laterales del árbol deben tener un tamaño que siendo económico no presente restricciones indebidas al flujo. Los tamaños de estos implementos varían desde 2 a 4 pulgadas, aunque dos pulgadas es normalmente ade¬cuado. Entre las válvulas mas utilzadas tenemos:

• Válvula de Pistoneo (corona). Se utiliza para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje, tuberías continuas (coil tubing) y reparación.• Te de Flujo (cruz). Se usa para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo; mientras continua la producción por la línea de flujo. • Válvula Lateral. Se utiliza para cerrar el pozo en la mayor parte de las operaciones de rutina, son las más fáciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadura de la misma. • Estrangulador. Permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce. • Válvulas Maestras.

es la que controla todo el sistema con capacidad suficiente para soportar las presiones máximas del pozo. Debe ser del tipo de apertura máxima, con un claro (paso) igual o mayor al diámetro interior de la TP; para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los empacadores, pistolas para disparos de producción, etc. En pozos de alta presión se usan dos válvulas maestras conectadas en serie. A continuación de la válvula maestra se encuentra la conexión en cruz que sirve para bifurcar el flujo a los lados, provista de válvulas para su operación. A cada lado de la conexión están las válvulas laterales. 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. La válvula superior (porta manómetro), se localiza en la parte superior y sirve para controlar el registro de presiones leyéndose, cuando sea necesario, la presión de pozo cerrado y la de flujo a boca de pozo. Asimismo, la válvula superior sirve para efectuar operaciones posteriores a la terminación, tales como: desparafinamiento, registrode presiones de fondo fluyendo y cerrado, disparos, etc. En operaciones que no se requiere interrumpir el flujo, se cierra la válvula y se coloca un lubricador para trabajar con presión; introduciendo en el cuerpo de éste las herramientas nece-sarias abriendo la válvula porta manómetro para permitir su paso. 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. La toma de muestras en el árbol de válvulas generalmente se encuentra después del niple porta estrangulador. Esta consiste en una reducción (botella) de 2 a 1/2 pulgada, válvula de compuerta y una boquilla. Es importante que al efectuar la toma de muestras la válvula de 1/2” se abra un lapso moderado con el propósito de limpiar la trampa que se forma en la reducción de 2 a 1/2”. En el árbol de válvulas (navidad) también se encuentra el porta-estrangulador, estrangulador, la válvula de contrapresión y la válvula de seguridad. Son las válvulas principales de cierre , se encuentran abiertas durante la mayor parte del ciclo de vida del pozo y se utilizan lo menos posible, en especial la válvula maestra inferior. • Válvula Contrapresión (b-p-v). Es una válvula choque instalada en al “tubíng hanger o en un mandril sobre el tubing hanger para sellar el tubing mientras se quitan los preventores yluego se coloca el árbol de navidad o las válvulas de control. Después de puesto el árbol navidad, e1 tubing “, puede ser circulado a través del B-P-V y el empaque del fondo asentado. Una vez desplazado el tubing y asentado el em¬paque con un lubricador instalado sobre el árbol se retira el B-P y el pozo se pone en producción. Siempre el conjunto del árbol de navidad debe ser probado con presión de trabajo y verificar el diámetro interno antes de ser instalado. Se acostumbra instalar un adaptador de prueba, sobre el tope del árbol para facilitar la instalación .de un lubricador de pruebe.

Un choque o restricción se conecta después de la válvula la¬teral para controlar y regular el flujo, de acuerdo a las necesidades, el cual puede ser fijo o ajustable. Si el pozo tiene energía suficiente para hacer mover los fluidos hasta la batería o subestación de reco¬lección, se dice que este fluye y en este caso sólo se coloca el árbol de navidad ya descrito. Casi siempre todo yacimiento al comienzo de su vida produc¬tiva presenta producción por flujo natural. UBICACION DE LA VALVULA EN EL CABEZAL DE POZO

e). Colgador de Tubing. se usa para proporcionar un sello entre la TP y el cabezal de la TP. 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 delcabezal. Entonces el colgador actúa únicamente como sello. La canasta colgadora sostiene la columna de tubing, cierra el espacio anular del casing y permite la circulación hacia el árbol de producción.

f). Válvula de Casing. Permite el acceso al espacio anular entre el tubing y el casing.

g). Colgador de Casing. es una herramienta que se asienta en el nido de un cabezal de tubería de revestimiento inferior o intermedio para soportar la tubería y proporcionar 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 TR 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. La canasta colgadora (conjunto de cuña y empaque) sostiene y empaqueta la tubería de revestimiento dentro del carretel colgador.

h). Casing. Es una columna de cañería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicación de una zona a otra. TUBERIA DE REVESTIMIENTO

i). Tubing. Se trata de una columna de cañería que sostiene y permite el flujo del fluido que produce la formación.

TUBERIA DE PERFORACION

A continuación esta la descripción de cada una de las partes del arbolito, entre estas están las dimensiones de las diferentes válvulas y de los diámetros que se utilizan en cada sección del árbol de navidado cabezal de pozo.

Nº Cantidad Descripción SECCION A 1 1 13 3/8 GRAY CGS HD, TIPO CWC 12´´ 3M MSP X13 3/8 EU 8RD, X-22´´ 5M MSP OUTLETS, W/V.R. 2 1 2 1/16´´ 3M# MSP GRAYGATE VALVE W/2´´ 5M# MSP FLG ENDS, TIPO "A" TRIM 3 1 2" GRAY VALVE REMOVAL PLUG 4 1 2" CAP PLUG, 1/4" DRILLED 5 1 2" BULL PLUG, 1/4" DRILLED 6 2 2" COMP. FLG. 5M MSP THED 2" L.P. 7 3 API 24 GASKET RING 8 24 7/8 x 6" STUNDS W/TWO HEX NUTS 9 1 1/2" 200-N KEROTEST GAUGE COCK

10 20 1 3/8"x10 3/4" STUDS W/TWO HEX NUTS 11 1 API 57 GASKET RING 12 1 13 3/8 x9 5/8" TIPO "W" GRAY CGS HGR SECCION B 13 1 9 5/8" GRAY CSG HD SPOOL, TYPE CWC, 12" 3M MSP W/PIP X 10" 5M MSP W/2-2" 5M MSPFLG OUTLETS, W/V.R. 14 1 2 1/16" GRAYGATE VALVE W/2" 5M MSP FLG ENDS, TYPE "A" TRIM 15 1 2" GRAY VALVE REMOVAL PLUG 16 1 2" CAP PLUG, 1/4" DRILLED 17 1 2" BULL PLUG, 1/2" DRILLED 18 2 2" 5M COMP. FLG. THRD 2" L.P. 19 3 API 24 GASKET RING 20 24 7/8 " x 6" STUDS W/TWO HEX NUTS 21 1 1/2" x 4 1/2" MARCH PRESSURE GAUGE 22 1 1/2" 200-N KEROTEST GAUGE COCK 23 12 1 7/8 x 14 3/8 STUDS W/TWO HEX NUTS 24 1 API 54 GASKET RING 25 1 10 3/4 x 7" TYPE "W" GRAY CSG HGR 26 1 9 5/8" TYPE CWC GRAY OFF ASSY

SECCION C 27 1 7" GRAY TBG HD SPOOL, TYPE CWC, 10" 5M MSP W/PIP X 6" 5M MSP W/2-2" 5M MSP FLG OUTLETS W/V.R. W/MULTI-COMP. SET SCREWS 28 1 2 1/16" 5M# MSP GRAYGATE VALVE W/2 5M MSP FLG ENDS, TYPE "A" TRIM 29 1 2" GRAY VALVE REMOVAL PLUG 30 1 2" CAP PLUG, 1/4" DRILLED 31 1 2" BULL PLUG, 1/4" DRILLED 32 2 2" 5M COMP. FLG. THRD 2" L.P. 33 3 API 24 GASKET RING 34 24 7/8 x 6" STUNDS W/TWOHEX NUTS 35 1 1/2" x 4 1/2" 5M#MARCH PRESSURE GAUGE 36 1 1/2" 200-N KEROTEST GAUGE COCK 37 12 1 3/8 x 10 3/4 STUDS W/HEX NUTS 38 1 API 46 GASKET RING 39 1 7" TYPE CWC-P GRAY PACK PFF ASSY SECCION D 40 1 GRAY TBG BNT, TYPE F 6" 5M MSP FLG. X 2" 5M STD TOP THRD 2" PB THRD SSWL FOR MAX. CORROSIVE SERVICE 41 3 2 1/16" 5M# MSP GRAYGATE VALVE W/2 5M MSP FLG ENDS, TYPE "E" TRIM 42 1 2" 5M MSP STD TEE S.S.

43 1 GRAY TYPE 8746 POSITIVE CHOKE, W/2" 5M MSP FLG INLET AND OUTLET S.S. 44 1 1/2" 1924 MARCH GAUGE COCK S.S. 45 1 GRAY LUB ADAPT, L,2 5M, THD 2-3/ 8ODEU8RD 46 1 2" 5M COMP. FLG. THRD 2" NPT S.S 47 7 API 24 GASKET RING 48 24 7/8" x 6" STUDS W/2 HEX NUTS FOR MAX CORROSIVE SERVICE 49 1 2" GRAY PLUG BUSHING THRD 2 3/8" O.D. E.U. 8 RD. S.S. 50 1 2" GRAYLOC PLUG BUSHING SEAL RING 410 SS 51 1 7" x 2 3/8" H,W, GRAY TBG HGR SS 52 1 1/2" 110-N KEROTEST GAUGE COCK 53 1 1/2" x 4 1/2" 5M# MARSH GAUGE FOR MAX. CORROPSIVE SERVICE

PROTECTORES DE TAZA. El PdT se instala en el pozo al momento de hacer viajes con drill pipe, herramientas, etc. Este se debe quitar para hacer pruebas de BOP, durante la bajada del revestidor y de la tuberia de producción o tubing . Las formas y tamaños vienen dado de acuerdo al tamaño y tipo de taza del cabezal donde sera utilizado.

Protector de taza tipo W

• Choques Son accesorios de control instalados en el portachokes ( entre la salida del árbol y la l ínea de descarga correspondiente) que sirven para controlar el caudal de producción durante la descarga defluidos de pozo.

CHOKES O ESTRANGULADORES DE FLUJO. Un Choke es un reductor de flujo (controlador de flujo) o de caudal. Este tiene un sistema de calibración propio, dependiendo del diámetro de paso o restricción. El desgaste del choke nos dice si esta ingresando arena del reservorio hacia la planta al pasar por el arbolito. A mayor choke, mayor flujo y caudal, aumentando diámetro de choke. Esta instalado en el portachoke del árbol de navidad ubicado entre la salida principal y la línea de descarga que se instala para controlar y mantener las condiciones óptimas de producción. Los estranguladores, orificios o reductores, no son otra cosa que un estrechamiento en las tuberías de flujo para restringir el flujo y aplicar una contrapresión al pozo. Los estranguladores sirven para controlar la presión de los pozos, regulando la producción de aceite y gas o para 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. El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un múltiple de distribución, o en el fondo de la tubería de producción. De acuerdo con el diseño de cada fabricante, los estranguladores presentan ciertas características, cuya descripción la proporcionan en diversos manuales, sin embargo se pueden clasificar como se indica a continuación: Estranguladores Superficiales. a) Estrangulador Positivo. Estándiseñados de tal forma que los orificios van alojados en un receptáculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extraídos para cambiar su diámetro. Fig. 11.3 Las marcas más conocidas son: EPN, FIP, Cameron, y los hechizos que se fabrican en los talleres de máquinas y herramientas. El uso en la industria es amplio por su bajo costo y fácil aplicación. b) 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. Fig. 11.2 Una variante de este tipo de estranguladores, es la llamada válvula de orificio múltiple. Tiene un principio de operación bastante sencillo, puesto que el simple desplazamiento de los orificios del elemento principal equivale a un nuevo diámetro de orificio, y este desplazamiento se logra con el giro de un mecanismo operado manual o automáticamente y de fácil ajuste. 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. a) Estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado “niple de asiento”, que va conectado en el fondo de la TP. Estos estranguladores pueden ser introducidos o recuperados  junto con la tubería, o bien manejados con línea de acero operada desde la superficie. b) Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismo de anclaje que actúa en un cople de la tubería, y que es accionado con línea de acero.

PRESENTACION DE UN CHOKE OESTRANGULADOR DE FLUJO

Los objetivos de uso son los siguientes: a) Mantener la producción con presiones y caudales controlados de acuerdo al programa. b) Minimizar riesgos de daño en las formaciones a través de control de flujo racional. c) Proteger los equipos de superficie. d) Controlar posibilidades de conificación de agua o de gas en pozos petrolíferos. e) Permite obtener información real para calcular el índice de productividad y controlar la estabilidad de la presión y el caudal. OPERACIONES PARA EL CAMBIO DE CHOKE. 1. Cerrar válvula lateral o de sugencia. 2. Cerrar válvula de línea (la que va hacia el campo), esto para evitar el retorno del fluido. 3. Abrir Venteo 4. Verificar y anotar lectura del manómetro. 5. Sacar manómetro, para evitar que se descalibre. 6. Aflojar bulones portachoke 7. Retirar choke. 8. Colocar el nuevo choke de acuerdo a especificaciones. 9. Colocar tapa porachoke. 10. Colocar manómetro. 11. Cerrar venteo. 12. Abrir lentamente la válvula lateral, para no descalibrar el manómetro en el aumento de la presión. 13. Abrir válvula a la planta. 14. Verificar pérdidas. Esos serían los pasos a seguir para un correcto cambio de choke, para la mejor comprensión se va a reflejar en un dibujo.

Cuando el pozo esta en producción la relación de presiones en las líneas de descarga son las siguientes: Sin choke: P1 = P2 Producción incontrolada. (Choque abierto) Con choke: P1 ≠ P2 Producción controlada.

TIPOS DE CHOKE. Existen dos tipos de choke: a) Los choquespositivos, denominados también chokes fijos, porque para cambiar su diámetro durante las pruebas de producción o durante las operaciones de chokeo es necesario sacar toda la unidad de choke del árbol de navidad para instalar otro diámetro distinto demorando las operaciones de producción y de chokeo con la necesidad de cerrar pozo a través de la válvula maestra. Existen chokes positivos en las dimensiones variables, desde 1/64’’, 2/64’’, 3/64’’,…., 126/64’’ de diámetro. b) Chokes variables, denominados también chokes ajustables debido a que para cambiar su dimensión no es necesario desmontar la unidad de choke y solo se procede a ajustar en su misma instalación de acuerdo a las especificaciones que vienen señaladas en los catálogos respectivos donde indica el número de vueltas que se debe practicar para aumentar o disminuir la dimensión del choke, al igual que los anteriores tipos existen en las dimensiones desde 1/64’’, 2/64’’, 3/64’’,…., 126/64’’ de diámetro. CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL TIPO DE CHOKE. Se utiliza los siguientes criterios:

 Presión estática (Ps) y presión fluyente (Pw) del pozo, programado. (*)  Caudal de producción en función a las presiones. (*)  Relación RGP y RAP.  Tipo de árbol de navidad, líneas de descarga del árbol de navidad (*) Más importantes OTROS EQUIPOS SUPERFICIALES. Se tiene los siguientes:

 Manifold de control.  Las líneas de flujo.  Las líneas de descarga. Las líneas de flujo y de descarga están constituidos generalmente por tuberías cuyos diámetros varían entre 3 y 3 ½’’ y 4 – 4 ½’,tienen la función de conducir a los fluidos de pozo al manifold de control y de este a las baterías de separación. MANIFOLD DE CONTROL. Es un conjunto de válvulas y conexiones que recolectan y distribuyen corrientes provenientes de distintas líneas que se encuentran agrupadas de acuerdo a la presión de recepción, que permite manejar en forma individual y/o conjunta el flujo que ingresa en la batería. Se

compone de dos o tres líneas de válvulas, según la cantidad de destinos adicionales que se utilicen, de tal manera que el ingreso de un pozo se dirija a la línea general o a otra línea que va al sistema de control individual. Cada manifold está compuesto básicamente por dos líneas horizontales las cuales se conectan, mediante válvulas y bridas. Una de las líneas (la de mayor diámetro) está asociada al circuito de producción o línea de grupo, mientras que la otra se conecta al circuito de control o línea de prueba. Por medio de válvulas se puede poner en prueba un pozo y además de controlarlo, se seleccionan otros, que ingresan al circuito de producción general.

La recolección y distribución varía de acuerdo a la producció n de los pozos, dependiendo si se manejan pozos de alta o menor presión y que tipo de fluido es producido. ej Manifold principal de Carrasco: si manejan pozos de alta presión, la corriente es dirigida a la Criogénica y si trabajan con pozos de presión intermedia se dirige a Kanata. MANIFOLD DE CONTROL DEL CAMPO KANATA BOLIVIA Los manifolds y el depurador asociado operan a una temperatura cercana a la delambiente y a una presión de hasta 1209 [psi]

CAPACIDADES DE TRABAJO (PRESIONES DE TRABAJO). Los requerimientos de la presión varían y están relacionados con la profundidad y las características geológicas del pozo y de cada yacimiento petrolífero o gasífero en particular, también están relacionadas con los tipos de petróleo y de gas existentes Hasta ahora los requerimientos de presión en el mercado son del rango de 5000 a 10000 libras por pulgada cuadrada. Este requerimiento se encuentra dentro de la presión de trabajo permisible de aleaciones de acero colado. La presión de trabajo máxima que un equipo o elemento debe ser expuesto en el trabajo real. Anteriormente se utilizo una designación en serie, que es conveniente conocer generalmente las presiones, gradientes de presión, cantidad y calidad de fluidos, y su capacidad de producción por arenas o por bloques de arenas, se entra a estudiar, diseñar, bajar y asentar la tubería de producción dentro del pozo. La presión de prueba hidrostática, es la presión a la cual debe probar el fabricante en celdas especiales. La presión de trabajo debe aplicarse a temperatura igual o menor de 2500F. Nunca se debe sobrepasar la presión de trabajo.

Presión de Trabajo (Psi) Presión de Prueba Hidrostática, (Psi) Serie Equivalente 1,440 400 2,000 4,000 600 3,000 6,000 900 5,000 10,000 1,500 10,000 15,000 2,900 15,000 22,500 Los requerimientos de la presión varían y están relacionados con la profundidad y las características geológicas del pozo y de cada yacimientopetrolífero o gasífero en particular, también están relacionadas con los tipos de petróleo y de gas existentes Hasta ahora los requerimientos de presión en el mercado son del rango de 5000 a 10000 libras por pulgada cuadrada. Este requerimiento se encuentra dentro de la presión de trabajo permisible de aleaciones de acero colado. Un árbol de navidad característico esta mostrado en la hoja siguiente, donde también se anexan sus partes en la tabla correspondiente. TIPOS DE ARBOLES DE NAVIDAD O CABEZALES DE POZO.

Según diversas clasificaciones, podemos establecer los siguientes tipos de árboles de navidad: De acuerdo a su presión de trabajo

 Árboles de navidad de baja presión  Árboles de navidad de mediana presión  Árboles de navidad de alta presión En campo podemos identificarlos fácilmente de acuerdo a su número de válvulas De acuerdo al tipo de terminación

 Árboles de navidad para terminación simple  Árboles de navidad para terminación doble  Árboles de navidad para terminación triple Adicionalmente, podemos considerar una clasificación en la que existan árboles de navidad

horizontales (que son empleados para poder realizar otros trabajos en el pozo sin tener que retirar el árbol de navidad y la línea de flujo) y verticales.

CLASIFICACIÓN DE LOS ÁRBOLES DE NAVIDAD DE ACUERDO AL TIPO DE TERMINACIÓN. La clasificación esta basada en las normas API que toma como base las características y especificaciones técnicas de los cabezales de pozo clasificándolos en los siguientes tipos:

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.

YACIMIENTOS CON TERMINACIONES SIMPLES

Un árbol de navidad incluye componentes diseñados y coordinados apropiadamente tales como cabezales y colgadores de tubería de revestimiento, cabezales y colgadores de la tubería de producción, válvulas y conjuntos de válvulas para el control de la operación utilizando los instrumentos apropiados y dispositivos para limitar el flujo. Cada árbol de navidad consiste de una variedad de componentes corrientes que se ensamblan en diferentes formas de acuerdo a los requerimientos específicos del pozo; estos requerimientos incluyen controles especiales del flujo, cierre del mismo, prevención de reventones, métodos para añadir materiales en espacios anulares, actuación motorizada de las válvulas y otros similares. CONFIGURACION DE UNA TERMINACION SIMPLE

b) ÁRBOLES DE NAVIDAD PARA TERMINACIONES DOBLES.

CONFIGURACION DE UNA TERMINACION DOBLE

Que están constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y explotar simultáneamente dos niveles que pueden ser arenas de baja, mediana o alta presión, los dos niveles gasíferos o petrolíferos, o niveles combinados entre gasíferos y petrolíferos. El equipo dual del cabezal de pozo de WHI proporciona las soluciones versátiles, rentables, confiables paralos pozos con terminaciones múltiples. Se incorporan los perfiles estándares siempre que sean posibles.

Los carretes principales de la tubería utilizan un perno internamente soldado con autógena para el alineamiento que elimina la trayectoria posible del escape de mecanismos retractables. Estos pernos se diseñan específicamente para no interferir con operaciones de la terminación. Las suspensiones de la tubería están disponibles en una sola pieza y salen diseños para cubrir todos los panoramas de la terminación del pozo. El tipo de una pieza de suspensión de W2D-3 utiliza los sellos de energización del anillo o de uno mismo en el cuerpo y sus mangas de la transición. La terminación con el W2D-3 es simple y económica. El tipo de suspensión WWCD-3 utiliza un sello mecánicamente energizado del elastómero para permitir una presión de 15.000 PSI. Los segmentos de la suspensión se pueden funcionar o tirar independientemente para permitir el mayor acceso del pozo. Los componentes del árbol de Navidad tales como adaptadores de la cabeza de la tubería, tes, rebordes, parten las válvulas duales y las válvulas sólidas del bloque que están disponibles para terminar el paquete del cabezal de pozo.

Para una producción no convencional de dos niveles productores se emplea un árbol de navidad para terminación simple con adaptadores especiales para la producción por el anular.

c). ÁRBOL DE NAVIDAD PARA TERMINACIONES TRIPLES O MÚLTIPLES.

TERMINACION VERTICAL TRIPLE CON TRES TUBERIAS TERMINACION VERTICAL TRIPLEQue 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.

Este tipo de árboles de navidad son utilizados cuando se tienen tres distintos niveles productores atravesados por el mismo pozo, este árbol de navidad debe ser necesariamente de alta presión y las arenas normalmente corresponden a: - Arena superior petrolífera y arenas inferiores gasíferas - Tres arenas productoras 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. CRITERIOS DE SELECCIÓN. La selección y el diseño de los árboles de navidad adecuadas a las condiciones de trabajo de los pozos se realiza en base a los siguientes datos:

 Tipos de terminación de acuerdo al número de arenas productoras.  Profundidad de las arenas productoras.  Presiones de pozo, o sea, PFo, PFp, Pw, Pbp.  Tipos de fluidos de pozo (gas o petróleo)  Diámetro de las cañerías (guia, superficial, intermedia, cañería de revestimiento y diámetro de tubería) En base a estos criterios la selección de los árboles de navidad se especifica de la siguiente manera para cada caso. PARA TERMINACIÓN SIMPLE. ÁRBOL DE NAVIDAD – SHAFFER: 8 ½’’ x 5 ½’’ x 2 7/8’’ 3-5000 psi O sea que el árbol de navidad seráinstalada en un pozo con cañería intermedia de 8 ½’’, cañería de revestimiento de 5 ½‘’ y tubería 2 7/8’’ para una presión mínima de trabajo de 3000 psi y para una presión máxima de 5000 psi. PARA TERMINACIÓN DOBLE. ÁRBOL DE NAVIDAD – CAMERON: 9 5/8’’ x 8 ½’’ x 2 7/8’’ x 2 ½’’ 5-10000 psi PARA TERMINACIÓN TRIPLE. ÁRBOL DE NAVIDAD – CAMERON:

13 3/8’’ x 9 5/8’’ x 8 ½’’ x 2 3/8’’ x 2 ½’’ x 2’’ 10 -15000 psi 10-20000 psi

CABEZAL DE POZO TIPO, PARA TERMINACIÓN SIMPLE DE ALGUNOS POZOS DEL CAMPO KANATA

TIPOS Y MODELOS DE ARBOL DE NAVIDAD.

 Árbol de navidad horizontal. Un árbol de Navidad horizontal permite que el operador trabaje sobre bien fuera quitar el árbol de Navidad y la línea del flujo.  Cabezal de pozo tipo FANSON. Los montajes del árbol de navidad para el uso en todos los pozos según sea las condiciones y que tengan todos los tipos de terminaciones. La característica del Cabezal de pozo tipo F ANSON desliza el tipo de suspensiones de cañería para el uso en carretes y suspensiones de la tubería del estilo del mandril que se encargan de sellar y de suspender las tuberías. Los sistemas de cabeza de pozo se pueden proveer de presiones de funcionamiento hasta 20,000 psi. Las temperaturas de funcionamiento de -20°F a + 250°F están también disponibles. Todos los sistemas de cabeza de pozo se fabrican a los requisitos del API 6A como mínimo básico en una planta que sea API Q1 e ISO 9001 aprobada y certificada.  ANSON tipo F-TB. El tipo F-TB del sistema de tres fases de Anson de cabeza de pozo, ofreceun ensamble simple y confiable para el uso donde es importante la seguridad, la flexibilidad y el tiempo reducido del aparejo. Se diseña un arreglo de tres fases para aceptar el tipo suspensiones del mandril y de la cañería  junto con sus packoffs de acoplamiento. En las situaciones donde se encuentra la “cañería pegada”, el tipo de suspensión del resbalón y los packoffs pueden ser instalados. Éstos interconectan directamente con la suspensión y el montaje, previamente instalados el packoff si fuera mandril. Toda la cañería y tubería se pueden instalar, aterrizar y sellar a través del apilado del BOP, el ahorro del tiempo del aparejo con más seguridad es muy importante. Las tres etapas se pueden instalar como una sola unidad o fractura mientras exige las condiciones en que se perfora. Árboles de Navidad para terminación simple empleados en Bolivia. Árbol de Navidad Unicabezal FMC

MARCAS DE CABEZALES DE POZO

ARBOLES DE NAVIDAD UTILIZADOS EN POZOS DE GAS Y PETROLEO EN BOLIVIA.

a) CAMPO CARRASCO. Arreglo del árbol de navidad del campo Carrasco

CARACTERÍSTICAS: Modelo: API SPEC 6A País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasífero Clase de Material: AA, BB, CC, DD, EEFF Presiones de trabajo 5000 psi Rango de temperatura: -50oF hasta 250°F. Colgadores de tubería: De tipo simple Valvulas: SG, SRE, SG2, SGD Actualmente producen los pozos CRC-7 y CRC-11. Son pozos inyectores de Gas: CRC-6, CRC-8 y CRC-9.Son inyectores de agua el CRC-2W y CRC12W. b) CAMPO KANATA. Nombre del pozo San Alberto-14 Nombre corto del pozo SAL-14 Ubicación Departamento / provincia Tarija Segunda sección de la provincia gran Chaco cerca de la población de Cara Pari

CARACTERÍSTICAS: Modelo: API SPEC 6A País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasífero Clase de Material: AA, BB, CC, DD, EEFF Presiones de trabajo 2000 a 10000 psi Rango de temperatura: -50oF hasta 250°F. Colgadores de tubería: De tipo simple Tamaño de Colgador: 4”1/2 – 9”5/8 Valvulas: SG, SRE, SG2, SGD c) CAMPO LA PEÑA. Sección A: Conexión inferior 9-5/8” para soldadura, superior grayloc M-112 con grapas tipo M y anillo cónico (ring joint) tipo 112. De acuerdo a estas especificaciones correspondería a una brida de 11” 3M con anillo R-53. Sección B: Conexión inferior igual al de la sección A (M-112). La conexión superior es tipo

grayloc G-72, equivalente a una brida de 7-1/16” 5M con anillo R-46. Las salidas son grayloc también del tipo B-20 equivalente a 2-1/16 5M y anillo R-24. Sección C (árbol de navidad y bonete): El bonete tiene conexión inferior grayloc G-72 y superior D-31, su equivalente en brida es inferior 7-1/16” 5M y superior 3-1/8” 5M. El árbol tiene 2 maestras y una de maniobra de 3-1/8” 5M, una lateral de 2-9/16 5M. Todas con conexión Grayloc. COMENTARIOS: Este pozo esta programado para hacerle una Reparación y hacer los cambios de grapas a bridas. La recomendación básica sería hacerle los cambios de sección B hacia arriba. Sefabricaría un cabezal con conexión grayloc tipo M-112 inferior para conectarlo con la sección A y conexión bridada superior de 7-1/16” 5M, con sus respectivos espárragos, anillo, con su colgador de cuello extendido de 7” x 3-1/2”. Con esto modificaríamos todo árbol que seria completamente bridado, con válvulas de 3-1/8” y de 2-9/16” con bridas, bonete tipo K para hacer sello con la nariz del colgador.

d) CAMPO SABALO. Características: Modelo: API SPEC 6A

País de Origen: China Marca: PRIME Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasífero Clase de Material: AA, BB, CC, DD, EEFF Presiones de trabajo de 2000 a 20000 psi Rango de temperatura: -20oF hasta 250°F. Sellos Anulares: LS o capa de metal(MEC) Colgadores de tubería: De tipo simple e) CAMPO MARGARITA. Características: Modelo: API SPEC 6A País de Origen: China Marca: PRIME Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasífero Sellos Anulares LS o capa de metal(MEC) Presiones de trabajo de 1000 a 20000 psi Rango de temperatura: -20oF hasta 250°F. Sellos Anulares: LS o capa de metal(MEC) Colgadores de tubería: De tipo simple f) CAMPO RIO GRANDE. Características: Modelo: KY65-35 País de Origen: China Marca: ANSON Tipo de Pozo: Petrolífero o Gasífero Clase de Material: AA, BB, CC, DD, EEFF Presiones de trabajo De 3000 hasta 5000 psi Rango de temperatura: -20oF hasta 180°F. Colgadores de tubería: De tipo simple Valvulas: SG, SRE, SG2, SGD g) Campo vivora POZO VBR 1 POZO VBR 4 POZO VBR 17