CABEZAL DEL POZO: 1).- El wellhead (Cabezal de pozo) : Es la base en la superficie sobre la cual se construye el pozo durante las operaciones de perforación. Está compuesto por partes ensambladas, sirve para soportar las sartas, además de aportar aislamiento entre ellas. Su ensamblaje es hermético a fin de evitar fugas de gas o petróleo desde el pozo al terreno o problemas de eventuales descontroles. Funciones: • Provee la base para el asentamiento mecánico del ensamblaje en superficie. Suspensión de tubulares (casing y tubing), concéntricamente en el pozo. • Contención de la presión. • Seguridad del pozo. • Capacidad para instalar en superficie un dispositivo de control de flujo del pozo • 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. Se puede dividir en: 1.1).- BOP (Blowout Preventer ó Preventor de Reventón): Es una válvula especializada, usada para sellar, controlar y monitorear los pozos de gas y petróleo. Entonces, 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.
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. Tipos. Los BOP vienen en dos tipos básicos: de arietes y anulares. 1.1.1.- de arietes: Posee 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 provistos 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. 1.1.2.- anular: Posee un sello de caucho tipo donut, conocido como unidad obturadora de elastómero, reforzada con costillas de acero. 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. 1.2).- Xmas Tree (Arbol de Navidad) : Es un conjunto de conexiones, válvulas y otros accesorios con el propósito de controlar la producción y suministrar acceso a la sarta de perforación. Está provisto de las siguientes válvulas: válvulas compuerta (operadas manualmente para aislar sistemas ,proveen un cierre hermético producido por el contacto de los sellos , en la mayoría metálicos),válvulas de seguridad , válvulas de brazo (son dos laterales, de producción y de inyección) , válvula corona suavo (ubicada en la parte superior de la cruz de flujo, su función es cerrar y abrir el pozo además de permite acceso para realizar trabajos de subsuelo, y tomar las presiones del pozo), válvula maestra (controla todo el sistema con la capacidad suficiente para soportar las presiones máximas del pozo, controla todo acceso mecánico e hidráulico al pozo, asegura el cierre efectivo del pozo y controla todo el flujo del pozo), valvula cruz de flujo (Interconecta los brazos del árbol de navidad y dirige el flujo.), válvula de contrapresión (se instala en
un perfil roscado en el colgador del tubing, y puede ecualizar para aliviar cualquier diferencial que pueda existir en el momento de sacarla.).
Sus funciones son:
Principalmente, controlar el flujo de entrada o salida del pozo, por lo cual el objetivo principal es la de controlar las presiones dentro del mismo, así como flujo en el aparejo de producción y/o en el espacio anular.
también posee un estrangulador que es un dispositivo mecánico que produce una restricción en una línea de flujo ocasionando una caída de presión o una reducción en la velocidad del flujo. Sus funciónes son: Controlar el régimen de flujo. Controlar la presión del flujo a travez de un conductor. Operaciones de limpieza con chorro. Eliminar daños. Controlar el régimen de inyección de fluidos. Se clasifican en estrangulador de flujo ajustable y de flujo positivo. 2).- Cabezal de tubería de producción.Es una pieza tipo carrete que se instala en la brida superior del cabezal de la última Tubería de revestimiento. Constituido por una brida inferior, una o dos salidas laterales, una brida superior con una concavidad o nido. Sus funciones son: • Sellar la sarta de revestimiento de producción. • Ofrecer apoyo y retención para el colgador de tubería. • Ofrecer apoyo para el montaje del arreglo de preventores. 3).- Cabezal de cañería de revestimiento inferior: Va conectado a la parte superior de la cañería superficial y está compuesto de una concavidad para alojar el colgador de cañería, una brida superior para instalar preventores, salidas laterales provistas con rocas o bridas abiertas y una conexión inferior, roscada o para soldar, para conectarse con la cañería de revestimiento superficial. Va conectada o adaptada al equipo de control de pozo. Sus funciones son : • Soporta la siguiente sarta de revestimiento. • Sella el agujero (de la atmosfera). • Controla acceso al agujero. • Control de presión. • Control de retornos de fluidos durante operaciones de perforación. 4).- Cabezal de cañeria de revestimiento intermedio: Se conecta a la brida superior del cabezal subyacente. Sus Funciones son: • Sella la sarta del revestidor superficial, y el espacio anular. • Ofrece soporte para la siguiente sarta de revestimiento. • Facilita las conexiones en la superficie, que permiten el flujo de los fluidos del pozo. • Ofrece soporte para el montaje del equipo de control de pozo (BOP); cumple la función de sellar el agujero y controlar el acceso al agujero, para controlar la presión o los retornos de los fluidos durante las operaciones.
5).- Colgador de cañeria de revestimiento.Herramienta asentada en el nido del cabezal de tubería de revestimiento para soportar la tubería y proporcionar un sello entre esta y el nido. El tamaño de un colgador se determina por el diámetro exterior nominal y diámetro interior. Sus Funciones son: • Sella el espacio anular del revestidor. • Suspende las sartas de revestimiento inferior o intermedio. • Centra la sarta del revestidor en la cubierta del cabezal o el carretel. 6).- Colgador de tuberia de produccion.Se usa para proporcionar un sello entre la TP y el cabezal de la TP. Se coloca alrededor de la TP, 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. Sus Funciones son: • 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 check, instalada temporalmente en el colgador para permitir el retiro del arreglo de BOP con presión en el pozo. • Ofrece un apoyo para el montaje del el equipo de control de flujo “árbol de navidad” .
BIBLIOGRAFIA http://www.angelfire.com/tx6/gasnatural/Tecnologia.htm
http://www.ingenieriadepetroleo.com/2010/05/wellhead-arbol-de-navidad-petrolero.html http://www.achjij.blogspot.com/2010/10/interesante-articulo-sobre-control-d.html http://es.scribd.com/doc/98429012/Baleo-amp-Subsuperficial
