Ensamble de estrangulación

Se compone de los siguientes elementos: válvulas de compuerta, carretes bridados, crucetas, uniones de flujo, cámara de expansión, sensores y manómetros de presión, porta estranguladores, estranguladores fijos y de apertura variable del tipo manual e hidráulico, este último con apoyo de una consola para su operación a diferentes diámetros de apertura de acuerdo al rango de gasto y presión de trabajo establecido.

Este arreglo de válvulas en equipos terrestres, se localiza en forma horizontal en el extremo del muelle del patio de tuberías.

Fig.8.1. Múltiple de estrangulación horizontal.

En equipos lacustres y marinos, se localizan al pie del mástil o en la torre en forma vertical. Fig.8.2.

Fig.8.2. Múltiple de estrangulación vertical.

8.1. Función del ensamble

Se utilizan para controlar el gasto de fluidos provenientes del pozo. Este ensamble de control superficial está conectado al arreglo de preventores a través de líneas metálicas de estrangulación primaria y secundaria, que proporcionan alternativas a la dirección del flujo y permiten que sea controlado temporalmente.

Primero se debe establecer la presión de trabajo que al igual que el arreglo de preventores, estará en función de la presión máxima superficial que se espera manejar, así como de las presiones anticipadas de la formación. o los métodos de control de brotes del pozo a usar, para incluir el equipo necesario.

La topografía de la localización y el entorno ecológico que rodea al pozo. La composición, abrasividad y toxicidad de los fluidos congénitos del pozo y el volumen a manejar.

Consola de operación del porta estrangulador variable

Es un componente periférico del ensamble de estrangulación, cuya función es iniciar la transmisión de la energía hidráulica para accionar el cierre y apertura del estrangulador variable, por medio de una palanca que regula la presión de operación del mismo, siendo esta registrada en la carátula que muestra la posición del estrangulador.

2. Selección de las Conexiones Superficiales de Control

Para la selección de las conexiones superficiales de control es importante considerar los factores siguientes:

Para la Perforación de la Zona Productora.

• Gradiente de Presión y Temperatura esperadas. • Datos de perforación: Columna Geológica esperada, Sísmica y perfil del pozo, pozos de

correlación, programa de tuberías de revestimiento, fluidos producidos de la zona invasora, Impacto Ambiental, áreas aledañas y centros de población.

Para la Terminación y Explotación de la Zona Productora.

• Gradiente de Presión y Temperatura esperadas. • Perfil de pozo y Distribución de tuberías • Tipo de terminación del pozo sencilla o doble. • Explotación de hidrocarburos por espacios restringidos TR y TP.

• Aspecto económico y tiempo de vida productiva del campo. • Características y propiedades de los Hidrocarburos a producir. • Importancia de otros tipos de fluidos producidos. • Índice de Productividad Relativa (IPR). • Instalación de sartas de velocidad. • Inyección de químicos. • Impacto Ambiental y áreas aledañas, centros de población. • Restricciones de seguridad.

3.1.1. Tipos de cabezal primario para TR superficial (casing head)

El cabezal primario de la tubería de revestimiento superficial es la base principal de la instalación permanente de las conexiones superficiales de explotación, control y producción del pozo y se usa para anclar y sellar concéntricamente la siguiente sarta de tubería de revestimiento.

Adicionalmente estos cabezales primarios pueden tener en la brida superior dos o más tornillos vástagos (yugos) para sujetar a los bujes de desgaste, dependiendo del fabricante.

Por diseño en su parte inferior son: de conexión roscable, soldable o cuñas invertidas, y son utilizados como el primer cabezal superficial y este es la base para instalar el conjunto de preventores, es conocido comer-cialmente como casing head. Fig.3.2.

Árbol de Producción

Los árboles de producción convencional y horizontal permiten direccionar y controlar superficialmente la energía de los fluidos producidos por el yacimiento en forma segura y eficiente a través de la línea de descarga o bajante hacia la Batería de Separación, así como la inyección de fluidos para optimizar la explotación de hidrocarburos del yacimiento

Árbol de producción convencional.

4.1. Selección del árbol de Producción

Para seleccionar el medio árbol que estará en contacto con los hidrocarburos durante la vida productiva del pozo, se consideran los contenidos de H2S y CO2 (fracción % mol), así como la presión absoluta total en el sistema o presión de gas libre en un sistema liquido (presión de separación), como se indica en el ejemplo de la tabla 2.1 de la misma manera en que se selecciono el cabezal de producción en el capítulo

4.2. Árbol de producción convencional

El árbol de producción terrestre convencional consta de los siguientes componentes: dos válvulas maestras, una inferior y otra superior, una cruceta de flujo con birlos empotrados, una válvula de sondeo de paso completo y un capuchón (Tree cup). A partir de la cruz de flujo cuenta con dos rama laterales y cada una con dos válvulas laterales y un porta estrangulador.

5.2. Preventor Esférico

Tiene como principal característica un elemento de hule sintético (dona) y una estructura interna de acero vulcanizado flexible, y este se encuentra alojado en el receptáculo interior del preventor y al operar a cerrar se deforma concéntricamente hacia el interior del mismo, haciendo el cierre total del pozo.

5.3. Preventor de arietes

Sus componentes principales son arietes de acero y elementos de sello de hule sintético (sello frontal, sello superior, corbatas).

Se le denomina “Bonete” al conjunto que aloja el sistema hidráulico de apertura y cierre de los preventores de arietes y es la parte móvil que permite el cambio de arietes.

Los arietes se alojan en la cámara interior donde se deslizan los arietes para su cierre y apertura, van montados en los extremos de los vástagos de operación del preventor. El diámetro nominal está referido al diámetro de paso interior (full bore).

Está demostrado estadísticamente que la mayoría de los brotes ocurren con la tubería dentro del pozo. Es entonces que el preventor inferior equipado con arietes anulares de acuerdo al diámetro de la tubería de trabajo, hace la función de válvula principal de control por estar directamente ensamblado a la boca del pozo Fig. 5.7.

5.4.2. Arietes variables para tuberías

Los arietes variables o ajustables son similares a los descritos anteriormente. La característica principal que los distingue es su parte frontal que está constituido de elementos de acero (dedos) y hule vulcanizado que al contacto con las diferentes geometrías tubulares se adapta a ella logrando un sello hermético, además pueden cerrar sobre un rango de diámetros de tubería, así como de la flecha (cuadrada o hexagonal).

5.4.3. Arietes ciegos

Están constituidos de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tienen herramientas tubulares, cables de registros y líneas de acero en su interior. Se instalan en los preventores de arietes con bonetes normales. Fig. 5.13.

5.4.4. Arietes ciegos de corte

Los arietes ciegos de corte están constituidos por cuchillas integradas al cuerpo del ariete, empaques laterales, empaques frontales, y un sello superior. Fig. 5.14.

Al estar trabajando con tuberías combinadas de diferentes diámetros, se recomienda instalar en la parte superior del preventor doble los arietes ciegos de corte, cuando se esté interviniendo el yacimiento.

La función principal de estos arietes es cortar las tuberías de trabajo y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo.

Durante la operación normal de perforación, estos van instalados en preventores de arietes con bonetes modificados, aumentando la carrera de operación, disminuyendo el diámetro del vástago del pistón y por consiguiente aumentando el volumen del fluido hidráulico para la operación de cierre del ariete

Cuña de la varilla de perforación

Nuestras cuñas de la varilla de perforación son aplicables a tubos de perforación de 23/8 a 51/2 pulgadas

(60.3-139.7mm) OD. De acuerdo con la longitud de sujeción, son clasificadas en Tipo corto (SDS), Tipo medio

(SDML) y Tipo extra largo (SDXL). Las cuñas SDS son adecuadas para tubos de perforación de pozos poco

profundos, las cuñas SDML son ideales para todas las perforaciones de mediana profundidad, y las cuñas

SDXL son fabricadas para perforaciones profundas.

Cuña del collar de perforación

Nuestras cuñas para collar de perforación tienen tres modelos, que son S, R y L. Pueden adecuarse a collares

de perforación de 3 pulgadas (76.2mm) hasta 14 pulgadas (355.6mm) OD.

Cuña de seguridad de perforación

Nuestras cuñas de seguridad de perforación son herramientas de perforación petrolera usadas para tubos de

junta lisa y collares de perforación. Tenemos dos modelos de cuñas de seguridad de perforación, que son

WA-C Y WA-T. El modelo WA-C es adecuado para tubos de 31/2 a 155/8 pulgadas (88.9-396.9mm) OD y el

modelo WA-T son para tubos de 11/8 a 41/2 (28.6-114.3 mm) OD.

Kelly-bushing, gracias a rodamientos sobre cada una de las caras cuadrada o hexagonal de la Kelly, la cual ajusta exactamente dentro Kelly-bushinggira, la Kelly gira. Puesto que el Kelly-bushingestá asegurado a la rotaria, la rotación de la misma (sea eléctrica o mecánica) forzará al Kelly-bushinga rotar igualmente con la Kellyy a toda la sarta de perforación. El movimiento vertical hacia arriba y hacia abajo sigue siendo posible durante la rotación. Cuando la Kelly se levante para, por ejemplo, hacer una conexión, el Kelly-bushingse levantará con ella.

Generalmente es de 11m.

Los diámetros pueden ser: 3 ½”, 4 ¼” y 5 ¼” y las secciones pueden ser cuadras o hexagonales

Preventores dobles El carrete de control se instala en el conjunto de preventores para conectar las líneas principales de matar y estrangular también llamadas líneas primarias. Además cuenta lateralmente con 2 salidas de 3 1/16” y/o 4 1/16”.

Los 5 sistemas de un equipo de perforación •El sistema de rotación •Mesa rotaria Para rotar la sarta de perforación se utiliza la mesa rotaria, el buje principal y el buje de la flecha. Desde el gancho, la unión giratoria y la flecha se encuentran enroscadas en la tubería de perforación. La mesa rotaria no puede hacer girar la flecha directamente. El buje principal y el buje de la flecha transfieren la rotación de la mesa a la flecha.

Corona:Constituye la parte superior del taladro de perforación, donde el peso de la sarta deperforación es transmitido a la torre a través de un sistema de poleas (Bloque Corona, elcual sostiene y da movilidad al Bloque Viajero

Cable de Perforación:

Esta constituido de acero de 1 1/8” a 1 3/4” de diámetro. Esta hecho de alambres dehacer y es bastante complejo. Ha sido diseñado para cargas pesadas, por lo cual debe serseleccionado según el peso que tendrá que soportar.El diseño de las poleas del Bloque Corona a travésde las cuales tendrá que pasar el cable deperforación es de suma importancia. Debe serinspeccionado con frecuencia para asegurar queeste en buenas condicionesSe debe tomar en cuenta el tiempo de trabajo yuso rendido por el mismo para proceder acambiarlo. El desgaste del cable es

determinadopor el peso, distancia y movimientoDe allí que deben llevarse estadísticas en taladrosobre el uso del cable de perforación

Gancho:Es una herramienta localizada debajo del Bloque Viajero al cual se conectan equipos parasoportar la sarta de perforación, se conecta a una barra cilíndrica llamada asa  quesoporta la Unión Giratoria. Loselevadores constituyen un juego de abrazaderas queagarran la sarta de perforación para permitirle al perforador bajar o subir la sarta hacia y desde el hoyo

Sistema de Izaje

Aporta los medios para levantar y bajar la sarta de perforación, la tubería de revestimiento y otros equipos sub superficiales, para realizar conexiones y viajes.

El sistema de izaje es un componente vital del equipo de perforación. Este sistema suministra un medio por el cual se da movimiento vertical a la tubería que está dentro del pozo; esto es, bajar y sacar la sarta de perforación y la T.R.

Los principales componentes de este sistema son:

Mástil y subestructura Malacate La corona y la polea viajera (Sistema de poleas) El cable de perforación Equipo auxiliar tal como elevadores, gancho, etc.

Mástil

Es una estructura de acero con capacidad para soportar todas las cargas verticales, cargas excedentes y el empuje por la acción del viento, la longitud de éstos varía de 24 a 57m y soportan cargas estáticas de 125 a 1500 tons.  y se dividen por su construcción en:

Voladizo Plegable Telescópico

Subestructura

La subestructura se construye de acero estructural y las cargas que debe soportar son superiores a las que soporta el mástil, ya que además de soportar el mástil, soporta al malacate, la mesa rotaria, el piso de trabajo y debe tener una altura suficiente para permitir la instalación del conjunto de preventores y la línea de flote.

Malacate

  Es el elemento que utiliza la energía del sistema de potencia para aplicarle una fuerza al cable de perforación. Está provisto de un sistema de frenos para controlar las altas cargas y un sistema de enfriamiento para disipar el calor generado por una fricción en las balatas. El tambor del malacate tiene un ranurado (lebus) para acomodar el cable de perforación.

Cable de Perforación

El cable de perforación une al malacate con el ancla del cable y está guarnido a través de la corona y la polea viajera con objeto de darle movimientos verticales a esta.

El cable está formado por torones y un alma, varios torones se tuercen alrededor de un alma para forrar el cable.

Sistema de Poleas

El sistema de poleas es el que une mediante el cable de perforación al malacate con tubería de perforación o revestimiento y proporciona un medio mecánico para bajar o levantar dichas tuberías. El sistema de poleas se compone de: la corona  la polea viajera.

Corona

La corona es un sistema de poleas fijas colocadas en la parte superior del mástil.

Polea Viajera

Como su nombre lo indica es de libre movilidad. También se le conoce como block o gancho.

El sistema de poleas nos permite reducir la fuerza requerida para sacar o meter la tuberia.

Sistema de circulación

La función principal del sistema de circulación, es la de extraer los recortes de roca del pozo durante el proceso de perforación. El sistema esta compuesto por equipo superficial y subsuperficial.

Equipo Superficial

Bombas

Presas de lodo (descarga, aislamiento y succión) Stand pipe, swivel y flecha Equipo de control de sólidos Desgasificador Temblorina

Equipo Subsuperficial

Tubería de perforación preventores lastrabarrenas barrena el pozo mismo

Bombas

El componente más importante en el sistema de circulación es la bomba de lodos y la potencia hidráulica suministrada por ésta, ya que de esto dependerá el gasto y la presión requeridos para una buena limpieza del pozo. Si las bombas no trabajan de forma eficiente proporcionando el gasto de lodo y la presión adecuada se pueden presentar los siguientes problemas.

Limpieza inadecuada del pozo. Disminución en la velocidad de penetración. Atrapamiento de la sarta de perforación. Incremento en el costo del pozo.

El Stand pipe es una pieza tubular fijada a una pierna del mástil en el extremo inferior se conecta con la descarga de la bomba y en el extremo superior se conecta una manguera flexible de alta presión.

Cuello de ganso y Swivel

El cuello de ganso es una pieza tubular que une a la manguera flexible con el swivel. El swivel se conecta en una parte inferior con la flecha o kelly y nos permite girar la sarta de perforación mientras se circula,

Temblorina

Es el primer equipo utilizado para el control de los sólidos producto de la perforación, se instala sobre la presa de descarga, consta de una malla que es vibrada mediante un motor.

Sistema de Rotación

El objetivo del sistema de rotación es proporcionar la acción de rotación a la barrena para que realice la acción de perforar. En la actualidad existen 3 formas de aplicar la rotación a la barrena y son:

1. Sistema Rotatorio convencional 2. Top Drive 3. Motor de fondo

Sistema rotatorio convencional

Es superficial y trasmite la rotación a la tubería a través de sus componentes que son:

Mesa rotaria Buje maestro Bushing kelly Unión giratoria (Swivel) Sarta de perforación

 Mesa Rotaria

 Tiene como objetivo proporcionar el movimiento giratorio, que en conjunto con los bujes es trasmitido a la flecha, al swivel y a la sarta de perforación.

Buje Maestro

Se instala en la mesa rotaria y es el elemento que junto con la cuña fijan la sarta de perforación a la rotaria para trasmitirle el movimiento.

Bushing Kelly  o Bushing

Se instala en el extremo inferior de la flecha y se une al buje maestro mediante unos pines para trasmitir el movimiento a la flecha.

Flecha o Kelly

Es un elemento de acero de forma cuadrada y hexagonal que se instala en la parte superior de la tubería de perforación, en ella se instalan válvulas de seguridad en ambos extremos para el control de flujos del pozo.

Swivel

Este elemento está sostenido por la polea viajera y se instala en la parte superior de la flecha.

Sarta de perforación

Esta encargada de trasmisión de la rotación desde la superficie hasta el fondo del pozo (a la barrena) y esta compuesta por:

Tubería de perforación Tubería Pesada (heavy weight) Martillo Lastrabarrenas (drill collar) Combinaciones Estabilizadores Barrena y portabarrena

29. Deadline Reel and Clamp (lineamuerta y ancla)-El cable de perforacionesta envuelto a traves del moton viajero,corona y el tambor del malacate;finalmente fijado en la linea muerta, lacual es asegurada envolviendose en unabobina fija y asegurandose con unagrapa. (Bobina y grampa se conocecomo la ancla). Esto previene que elcable resbale y caiga el moton viajero.DefinicionComponentes del Equipo

  EsquemaSistema deCirculacion

  30. Mud Pumps (bombas de lodo)-Las bombas de lodoson utilizadas para hacer circular el fluido de perforacionatraves de la sarta de perforacion y retornando por elespacio anular. Estas bosmbas son de alta presion y altosvolumenes de bombeo. Estas puedens ser duplexdobleactuantes y triplex simples.A.Las bombas duplex dobleactuantes presentan 4acciones de bombeo por ciclo de la bomba.B.Las bombas triplex– 

simple dan tres acciones debombeo por ciclo