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CABEZALES DE POZOS
El cabezal de un pozo es un conjunto de dispositivos,
acoplamientos embridados y vlvulas,debidamente ensamblado que
mantiene el control del pozo desde superficie. Comnmente sele
denomina rbol de navidad
FUNCIONES PRINCIPALES
Instalar los impide reventones durante la perforacin. Soportar
el peso de las sartas de forros y tubos Controlar los fluidos del
pozo durante su vida productiva
CARACTERISTICAS
Poder soportar una presin de trabajo superior a la mxima presin
anticipada ensuperficie.
Poseer una resistencia de pandeo igual o mayor a la parte de la
tubera de la tuberaexterior a la cual estn unidos.
Tener resistencia adecuada la compresin para soportar el peso de
las tuberas a sercolgadas.
Disponer de condiciones con rangos de presin de acuerdo a sus
correspondientesbridas.
Admitir elementos reductores de presin para adecuar la presin
del pozo a la delresto de las instalaciones de produccin.
COMPONENTES DE UN CABEZAL
CABEZA DE FORROS
Se instala sobre los forros de superficie y servir de soporte a
la siguiente sarta de forros y paracolocar los sellos que aslan el
espacio anular. Consiste de una conexin inferior que puede
serroscada o soldada dos salidas laterales roscadas, un alojamiento
para el colgador y una bridade tope para instalar los impide
reventones de perforacin esta puede o no tener pernos deretencin
para sujetar colgador
CABEZA DE FORROS INTERMEDIA
Se instala sobre la cabeza de forros para dar soporte al forro
de produccin, consiste en unabrida inferior de, dos salidas
laterales y una brida superior o de tope con alojamiento para
elcolgador respectivo. Tambin sella el espacio anular con un
empaque secundario
CABEZA DE FORROS DE PRODUCCIN
Se instala sobre la brida de tope de la cabeza de forros
intermedios. Consiste en una bridainferior, con salidas laterales y
una brida de tope con alojamiento para los colgadores de tubosla
brisa superior comnmente lleva pernos de retencin para fijar los
colgadores de tubos ensu lugar y comprimir el sello para aislar el
espacio anular
COLGADORES DE FORROS
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O uas van alojados en la cabeza de forros o en el carretel
intermedio, estos de dos tipos demediana capacidad cuando el peso
de los forros no es suficiente para un buen sello anularseenergizan
con pernos de retencin y los de alta capacidad de carga donde el
sello esenergizado por el peso de los forros con doble juego de
mordazas
Ambos son de tipo bisagra para abrazar la tubera y pueden ser a
travs de los impidereventones sello empaque primario
EMPAQUES SECUNDARIOS
Estos sellan el extremo superior de los forros se introducen en
los carretes intermedios estosaparte de producir un sellado
hermtico permiten trabajar con la presin correspondiente a labrida
superior y evitar que fluidos tengan contacto con el anillo de la
brida, estos empaques seauto-energizan con presin
ANILLO DE BRIDAS
El sello de presin entre bridas est dado por el anillo y su
respectivo acanalado
El tipo R para bridas hasta 5000psi requiere el torque de ajuste
de los pernos para causar elsello entre bridas, los tipos RX y BX
requieren la presin del pozo para producir el sello
COLGADORES DE TUBOS
Tipo envolvente Tipo mandril Tipo mandril con cuello alargado
Duales Embridados Tipo mandril escurridor
CONCEPTO GENERAL
El cabezal del pozo es el lugar donde las hileras concntricas de
casing y tubing llegan a lasuperficie.
Constituye una coleccin de vlvulas, colgadores (cebollas) y
elementos empacadores para
controlar la produccin y proveer de acceso a la sarta de tubera
de produccin.
Incluye todo el equipo alrededor de la cabeza del tubing.
Generalmente, es la parte que sobresale a la superficie y
permite visualizar la existencia de unpozo.
Mtodo secundario de control del pozo.
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IMPORTANCIA DEL CABEZAL
El cabezal, junto con el BOP, constituyen las herramientas de
mayor seguridadcolocadas en el pozo.
Seguridades del BOP son temporales. Seguridades del cabezal son
permanentes durante la vida productiva del pozo. Sus sistemas de
vlvulas tanto para la tubera de produccin como para el espacio
anular, permiten controlar el flujo del pozo y son tiles para la
circulacin y matado delpozo previos a las operaciones de
reacondicionamiento.
Controlar y dirigir la entrada y salida de los fluidos de las
varias sartas de tubera
principalmente con el uso de vlvulas. Suspender la tubera de
produccin (tubing) y las tuberas de revestimiento (casing)
mediante colgadores en las secciones apropiadas del cabezal.
Sellar un espacio anular (entre tuberas).
Servir como base para la instalacin de las vlvulas de seguridad
o vlvulas con finesespeciales usadas para permitir el cierre de
cualquier presin mientras se esttrabajando en el pozo.
CONFIGURACIN DEL CABEZAL
Se clasifican desde su parte inferior hasta la Superior, por las
siguientes secciones:
Cabezal Seccin A Seccin B
rbol de navidad Seccin C
CONFIGURACIN DEL CABEZAL
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SECCIN A
Parte ms inferior
Pertenece parte del casing superficial y es donde va
sujeta la tubera de revestimiento (casing). Tiene dosvlvulas
laterales que controlan el espacio anular entreel casing intermedio
y el casing de produccin.
SECCIN B
Parte intermedia
Va sujeta la tubera de produccin (tubing). Estn ubicadas las
vlvulas del espacio anular.Tiene dos vlvulas laterales que
controlan el espacio anular entre el casing de produccin y
eltubing. El tubing bonnet es un acople que permite conectar la
seccin B con la seccin C
y a travs de l pasa la produccin que viene desde el tubing.
SECCIN C
Es la ms superior Se llama rbol de navidad. Va empernada al
tubing bonnet.
VLVULAS
Vlvula maestra Vlvula porta manmetros. Adems, por esta vlvula se
puede controlar o matar el
pozo. Vlvula Lateral
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Completamiento dual, etc.
Programas futuros.
Evaluar la posibilidad de realizar en el pozo workovers como
acidificaciones, fracturamientos,Uso de inhibidores de corrosin,
etc.
Accesorios y/o herramientas de servicio
Este equipo aunque no hace parte del cabezal es de suma
importancia durante la perforacin,instalacin y/o pruebas especiales
que se requieran ejecutar (Cup tester, test plug, retrivers,B.P.V.,
lubricators, etc.).
COMPONENTES BASICOS DEL CABEZAL
Cabeza primaria del revestimiento. (Casing heads)
Sirve como conexin intermedia entre el revestimiento conductor o
revestimiento superficial y
el equipo de control de pozo o con la sarta siguiente y/o la
subsecuente seccin (casing spoolor Tubing spool). Las funciones
bsicas del casing head son soportar la sarta de
revestimiento,conectar o adaptar el equipo de control de pozo
aislando el hueco de la atmsfera y permitir elacceso al hueco para
controlar la presin o el retorno de fluidos durante las operaciones
deperforacin.
Colgadores de revestimiento. (casing hangers)
Son mecanismos retenedores con empaques que permiten soportar,
centrar y usualmentesellar el anular entre el revestimiento y el
tazn interno del casing head. Hay tres clases: cuas,colgador de
cuas y tipo mandril.
Protector de prueba. (Test protector)
Posee doble funcin de acuerdo con el diseo del colgador
seleccionado:
Como Packoff primario para sellar el anular entre el tazn de
casing head y la sarta derevestimiento.
Como protector de prueba cuando el colgador posee mecanismo de
sello y su funcines aislar el rea de carga de las cuas que soportan
la sarta evitando una sobrepresinhidrulica.
Sellos de aislamiento. (isolated seals)
Bajo este trmino se incluye cualquier tipo de mecanismo que
selle el dimetro externo delfinal de la sarta de revestimiento
contra el tazn inferior que por diseo posee el Tubing heado el
casing spool que se instala enseguida y constituye la siguiente
seccin.
Sellos de conexin. (ring gasket)
Tambin conocidos como anillos de compresin, suministran un
sellohermtico entre dossecciones o elementos ensamblados.
Bridas adaptadoras. (adapter flange or Tubing bonnets)
Permiten conectar la ltima seccin del cabezal al ensamble de
vlvulas que se conoce como
rbol de navidad.
