Perforación: Cabezales de pozo

Hidráulica de pozos. Hidrocarburos. Perforación. Revestimiento. Componentes

  • Enviado por: Carlos
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CABEZALES DE POZO

1. DEFINICION

El término Cabezal está definido, en la industria como todo el equipo permanente entre la porción superior del revestimiento de superficie y la brida adaptadora (adapter flange). La sección de flujo (christmas tree) o árbol de navidad se define como el equipo permanente por encima de la brida adaptadora (válvulas y medidores); sin embargo para este caso, se tomará la sección de flujo como parte componente del cabezal.

A su vez el cabezal también puede ser dividido en dos partes:

A. Equipo de perforación.

Incluye generalmente el casing head, casing spool y casing hanger, incluyendo los sellos de aislamiento, cuando los anteriores elementos lo requieren. Estos componentes están asociados con todas las sartas de revestimiento anteriores al revestimiento de producción.

B. Equipo de completamiento:

Incluye como componentes principales; los Tubing head, Tubing hanger, Tubing head adapter, christmas tree, valves, crosses and tee and chockes. En general todos los elementos asociadas con el revestimiento de producción y la tubería de producción usados; para completar y producir el pozo incluyendo el equipo de control de flujo.

2. NORMAS BASICAS DE REGULACION.

En cuanto a cabezales de pozo existen normas para fabricación, diseño, selección y pruebas como requisito para garantizar al usuario la calidad del producto. Estas generalmente son creadas por los institutos: ANSI, ASME, ASTM, ASNT, AWS, MSS, NACE. Y por supuesto el AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API). Que en su norma 6A especifica los parámetros para la fabricación y selección de cabezales y equipos de control de flujo suministrando detalles específicos para las conexiones bridadas desde 2000 PSI HASTA 20000 PSI de presión de trabajo así mismo provee una fuente de referencia para Tubing hangers, válvulas de compuerta, choques y actuadores usados en la producción de petróleo y gas en estas rangos de presión.

3. PARAMETROS DE ANALISIS PARA LA SELECCION DEL CABEZAL DE POZO

A . Localización

Se debe evaluar la ubicación del pozo en cuanto al riesgo de exposición del personal de operación y el ambiente o áreas cercanas al mismo.

B. Condiciones de servicio

Estas generalmente son:

-Ratas de presión.

-Ratas de temperatura.

-Clase de fluidos de producción (agua, gas, aceite) incluyendo la presencia de gases

corrosivos que contenga el fluido producido.

C. Programa de revestimiento

Se refiere a los diámetros , tamaños y dimensiones en la cabeza de pozo (telescopio, uso de liners, etc.).

D. Programa de completamiento

Este puede implicar:

-Producción natural

* Hueco abierto.

* Hueco revestido .

-Bombeo mecánico.

-Bombeo electrosumergible.

-Bombeo Hidráulico.

-Completamiento dual, etc.

E. Programas futuros.

Evaluar la posibilidad de realizar en el pozo workovers como acidificaciones, fracturamientos, Uso de inhibidores de corrosión, etc.

F. Accesorios y/o herramientas de servicio

Este equipo aunque no hace parte del cabezal es de suma importancia durante la perforación, instalación y/o pruebas especiales que se requieran ejecutar (Cup tester, test plug, retrivers, B.P.V., lubricators, etc.).

4. COMPONENTES BASICOS DEL CABEZAL

A. Cabeza primaria del revestimiento. (Casing heads)

Sirve como conexión intermedia entre el revestimiento conductor o revestimiento superficial y el equipo de control de pozo o con la sarta siguiente y/o la subsecuente sección (casing spool or Tubing spool). Las funciones básicas del casing head son soportar la sarta de revestimiento, conectar o adaptar el equipo de control de pozo aislando el hueco de la atmósfera y permitir el acceso al hueco para controlar la presión o el retorno de fluidos durante las operaciones de perforación.

B. Colgadores de revestimiento. (casing hangers)

Son mecanismos retenedores con empaques que permiten soportar, centrar y usualmente sellar el anular entre el revestimiento y el tazón interno del casing head. Hay tres clases: cuñas, colgador de cuñas y tipo mandril.

C. Protector de prueba. (Test protector)

Posee doble función de acuerdo con el diseño del colgador seleccionado:

- Como Packoff primario para sellar el anular entre el tazón de casing head y la sarta de revestimiento.

- Como protector de prueba cuando el colgador posee mecanismo de sello y su función es aislar el área de carga de las cuñas que soportan la sarta evitando una sobrepresión hidráulica.

D. Sellos de aislamiento. (isolated seals)

Bajo este término se incluye cualquier tipo de mecanismo que selle el diámetro externo de el final de la sarta de revestimiento contra el tazón inferior que por diseño posee el Tubing head o el casing spool que se instala enseguida y constituye la siguiente sección.

E. Sellos de conexión. (ring gasket)

También conocidos como anillos de compresión, suministran un sello

hermético entre dos secciones o elementos ensamblados.

F. Bridas adaptadoras. (adapter flange or Tubing bonnets)

Permiten conectar la última sección del cabezal al ensamble de válvulas que se conoce como árbol de navidad.