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1. CABEZAL DE POZO 1.1.

Definición

El cabezal de pozo es la base en la superficie sobre la cual se construye el pozo durante las operaciones de perforación. Se refiere a todos los equipos de superficie localizados entre la cabeza de revestimiento y la válvula maestra.

Una vez instalada la tubería, se retiran las Preventoras de Reventones, se instala el Árbol de Navidad para controlar el flujo del pozo.

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1.2. a) b) c) d)

Función del cabezal de pozo

Colgar Peso Contener la presión Vigilar la seguridad del pozo Ofrecer una base para el árbol de navidad

Los sistemas de cabezal de pozo deben diseñarse para: a) b) c) d)

Soportar cargas de tensión de tubulares suspendidos Tener la capacidad de sellar a presión Aislar el pozo del ambiente exterior Aislar entre revestidores y formaciones de fondo de pozo

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1.3.

Partes del cabezal de pozo



Calibrador de presión del revestimiento: (Casing pressure gauge). Indica la presión en el anular.



Anular (Annulus). Es el espacio entre el interior del revestimiento y el exterior de la tubería de producción



Brida adaptadora de cabeza de tubería (tubing head adaptor flage). Conecta la cabeza de tubería de producción con el árbol de navidad.



Cabeza de tubería de producción (tubing head). Soporta la sarta de tubería de producción desde la superficie y sella el anular entre el revestimiento y la tubería de producción.

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

Válvula del revestimiento (Casing valve). Controla el flujo proveniente del anular.



Cabeza superior del revestimiento (Uper casing head). Soporta el revestimiento de producción.

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Cabeza inferior del revestimiento (Lower casing head). Soporta el revestimiento de superficie y el revestimiento intermedio.

Cabezal del Revestidor - Conexión Inferior

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2. ÁRBOL DE NAVIDAD El árbol de navidad en un ensamble de cabeza de pozo se refiere a todas las piezas, válvulas, calibradores de superficie, etc, que se colocan sobre la cabeza de pozo por encima de la válvula maestra, para controlar el flujo y presión del fluido producido. El árbol de navidad incluye: 2.1.

Partes del árbol de navidad



Calibrador de presión de tubería de producción (Tubing preassure gauge). Mide la presión de la tubería de producción.



Estrangulador de superficie (Surface choke). Controla la rata de producción y crea una contrapresión en la línea de flujo. Esto se usa para disminuir el flujo y obtener un caudal deseado.



Tee de flujo (Flow tee). Dirige el fluido producido a las líneas de superficie. Es un accesorio en acero fundido, montado sobre la válvula master superior y comunica por la derecha con la salida típica de fluidos del pozo (brazo derecho de producción), por la izquierda permite la conexión de un instrumento de medición (generalmente un manómetro donde se determina la presión de cabeza del pozo), en pozos que son grandes productores la salida izquierda se utiliza para conectar otra salida de producción del pozo. (brazo izquierdo de producción). Por la parte superior se conecta con la Swab Valve



Válvula de flujo de tubería de producción (Tubing flow valve). Controla el flujo de aceite y gas de la tubería de producción.



Válvula Master Inferior: Es una válvula de tipo compuerta en acero fundido, que se utiliza sólo en casos de emergencia o extremos; por norma nunca se deben controlar los fluidos del pozo utilizando esta válvula, ya que su reemplazo por desgaste requiere “matar” el pozo. Debe permanecer abierta cuando el pozo esté cerrado, salvo una instrucción en contrario emanada por el supervisor de campo.



Válvula Master Superior: Válvula de tipo compuerta en acero fundido, la cual se utiliza para cerrar el pozo; en pozos que no tienen wing valve corriente arriba de la válvula lateral automática, la válvula master superior se utiliza para regular los fluidos del pozo al momento de abrirlo.



Swab Valve.: Válvula de compuerta en acero fundido, ubicada sobre la tee o cruz, que permite bajar herramientas para realizar trabajos dentro del pozo.

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

Niple de Conexión: Accesorio en acero fundido, montado sobre la swab valve, el cual posee una tapa con orificio de ½” (instalar manómetro o desfogar presión) de ajuste con herramienta de golpe de fácil apertura; este accesorio también posee internamente rosca, la cual permite conectar equipos adicionales indispensables en algunos trabajos de pozo (lubricador para trabajos de slick line).



Wing Valve: Válvula de compuerta en acero fundido, montada en la conexión de la tee o cruz, que esté comunicada con la línea de producción. Se utiliza para regular los fluidos de producción al momento de abrirse el pozo.



Válvula Lateral Automática: Válvula de compuerta en acero fundido, montada aguas abajo de la wing valve (si la hay) o en el costado de la tee o cruz, es una válvula normalmente cerrada, la cual en condiciones normales de presión de línea de flujo, permanece abierta a través de presión de gas acumulada en el tambor servomotor de la válvula. Algunos diseños de válvulas, tienen un tapón fundente en el tambor, el cual permite la liberación de gas cerrando la válvula en caso de presentarse un fuego en la cabeza de pozo.

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Tipos de estranguladores (chokes) Puede ser de tipo positivo o ajustable Positivo Está compuesto de un cuerpo o caja, en cuyo interior se puede instalar o cambiar manualmente, orificios de diámetros diferentes.

Un estrangulador de flujo positivo tiene un tamaño de orificio fijo. Dan cabida a partes reemplazables con dimensiones fijas. Aunque los estranguladores de flujo positivo están disponibles en una variedad de tamaños y tipos, se debe desarmar el estrangulador de flujo para cambiar el tamaño del niple reductor

Ajustables Es similar al estrangulador positivo con la excepción que, para ajustar el diámetro de la apertura del orificio de flujo, pose un vástago con graduaciones visibles que indica el diámetro efectivo del orificio.

Los estranguladores ajustables tienen bastante aceptación debido a su facilidad para cambiar la rata de flujo Ambos tipos de estranguladores se fabrican con conexiones a rosca o a brida, en ambos extremos. Ing. Julio A. Villamizar C

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2.2.

Árbol de Navidad para completamiento Dual

2.3.

Presión máxima de trabajo Presión Máxima de Trabajo (lb/in2) 960 2000 3000 5000 10000 15000

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(Kg/cm2) 67.61 140.85 211.27 352.11 704.23 1056.34

Presión de Prueba Hidrostática (lb/in2) (Kg/cm2) 1440 101.41 4000 281.69 6000 422.54 10000 704.23 15000 1056.34 22500 1584.51

Serie API (Obsoleta) 400 600 900 1500 2900

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3. RECOLECCIÓN DE FLUIDOS PRODUCIDOS. 3.1.

Introducción

Uno de los procesos más importantes de un estación de flujo es el de recolección, el cual consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la estación de flujo respectiva o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples petroleros, encargados de recibir la producción de cierto números de pozos.

3.2.

Manifolds de producción (Múltiple de recolección)

Conjunto de válvulas y componentes de tuberías prefabricadas, donde convergen las líneas de flujo proveniente de los pozos, recolectando de esta forma, los fluidos producidos perteneciente a una estación recolectora de flujo. Es el equipo que une la línea de flujo del pozo con los equipos de la batería de producción, generalmente el separador general y/o de prueba; también en algunos casos existen conexiones para derivar la producción directamente a tanques u otros equipos del módulo de producción (tanques de prueba, gun barrel, etc.)

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Estos múltiples están formados por dos o tres tubos, en instalación tanto en tierra con en lago, instalados en posición horizontal, paralelos uno respecto al otro y conectados a la line de flujo proveniente del pozo. En el punto de convergencia de la línea de flujo con el múltiple, se encuentra instalada una válvula para tomar muestras de crudo, una válvula de retención (check) para evitar el retorno del fluido en caso de roturas en la línea de flujo y válvulas de compuerta, de bola o tapón, las cuales permiten cerrar o dejar pasar el flujo.

3.2.1. Componentes del Manifold 3.2.1.1.

Válvula de bola alta presión

a. Definición: Construida en acero fundido resistente a altas presiones y temperaturas (magnitudes inversamente proporcionales; a mayor temperatura soporta menos presión y viceversa). b. Objetivo: Permite aislar la línea de flujo del pozo del manifold, para realizar labores de limpieza, mantenimiento y/o cambio de la válvula cheque o del choke ajustable. 3.2.1.2.

Válvula de retención o cheque

a. Definición: Al igual que el anterior está construida en acero, cuyo material es resistente a la presión y a la temperatura de operación, y consta de una lengüeta en acero fundido que permite el flujo en un solo sentido b. Objetivo: Evitar el reflujo de los pozos y vasijas a los cuales está conexionado el cabezal, especialmente en los casos de ruptura de la línea de flujo. 3.2.1.3.

Choke ajustable

a. Definición: Diseñado en acero fundido y forjado, apto para soportar las presiones y temperaturas que se puedan presentar en el manifold. Consta de silla y obturador en tungsteno, el cual es resistente a la abrasión producto del aumento de velocidad, al caer la presión del fluido al paso de la restricción y a partículas finas que transporta en algunos casos el fluido (pozos productores de arena). b. Objetivo:  

Permite crear un choke o restricción de producción a un pozo de flujo natural. Controlar regímenes intermitentes de producción de un pozo inestable “batch” cuando el separador no lo maneja eficientemente (cierre continuo por PSH y/o LSH).

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 

Descargar de forma controlada y segura una alta presión represada aguas arriba de él (cierre del separador y presurización de la línea de flujo hasta el punto del PSH del pozo) Por norma, el choke ajustable debe estar totalmente abierto en pozos de levantamiento artificial. 3.2.1.4.

Válvulas de bola de conexión

c. Definición: presentan las mismas características de la válvula de bola de 4”*900’ referenciada al inicio de la descripción del manifold. d. Objetivo: A través de su manipulación, permite seleccionar la vasija hacia donde se desea trasegar la producción del pozo

3.2.2. Clasificación de los múltiples En las estaciones recolectoras, los múltiples se clasifican de acuerdo a su:  

Temperatura de trabajo Presión de trabajo

3.2.2.1.

De acuerdo a su temperatura

a. Multiples convencionales Aquellos que reciben la produccion de los pozos bajo condiciones de presion y temperatura normal. b. Multiples calientes Aquellos que tiene condiciones especiales para recibir fluidos con altas temperaturas provenientes de yacimiento sometidos a procesos de recuperación (inyección de vapor) 3.2.2.2.

De acuerdo a la presión de trabajo

a. Multiple de baja presion Reciben el fluido de pozos que producen a baja presión b. Multiple de alta presión Reciben el fluido de pozos que producen a alta presión

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3.3.

Tuberías o Líneas de flujo

Tiene como función, conducir el fluido desde el pozo hasta la estación respectiva Son fabricadas en diferentes diámetros, series y rango de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presión de flujo del sistema. Pueden ser construidas o instaladas:   

De junta a brida De junta soldada De cuello y rosca

Los problemas más comunes en la tubería de recolección de petróleo son:   

La corrosión La vibración La dilatación

3.3.1. Línea de flujo Es la línea que une el árbol de navidad con el cabezal del manifold o múltiple, y transporta los fluidos del pozo hasta la batería o módulo de producción. Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado múltiple. Cada múltiple está conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema.

En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente:     

La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando modelos multifásicos. Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de trabajo. Los sistemas de limpieza y de mantenimiento. Los sistemas de protección. Los sistemas de anclaje.

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