COMPONENTES BÁSICOS DEL EQUIPO SUPERFICIAL

Cabezal de Pozo o Árbol de Navidad.El árbol de producción es una serie de válvulas, bridas, cuerpo de estrangulador y conectores que permiten el flujo controlado de los fluidos producidos.

Hay muchos diseños y complejidades diferentes en los árboles. Las unidades sencillas como, por ejemplo, un caballete de bombeo, podría consistir de una caja de prensaestopas que no tiene válvulas. Los árboles complejos podrían tener numerosas válvulas maestras y laterales.

Los factores que se toman en cuenta en el diseño de un árbol incluyen la presión, el ambiente en la superficie y la temperatura, otros tipos de fluidos producidos, el entorno pozo abajo, las temperaturas del fluido y los factores económicos. Un buen mantenimiento minimiza las complicaciones durante la producción. También lleva a una reparación y un retiro de equipamiento que es menos problemático.

Los componentes del árbol de producción incluyen los siguientes:

Manómetro - Los manómetros permiten vigilar las presiones del pozo. Con estos manómetros se vigilan la presión de la tubería y de la tubería de revestimiento o anular.

Brida (tapa) del manómetro - Esto provee un sello para la punta del árbol y tiene provisiones para un manómetro de presión. Cuando se retira esta brida, provee acceso a la tubería.

Válvula de corona (válvula de descompresión) - La válvula de corona se usa para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades de línea de cable, tubería flexible, workover, etc., que se vayan a instalar.

T de flujo (cruz, T) - El T de flujo se usa para que se puedan correr las herramientas en el pozo al mismo tiempo que permite que la producción llegue a la línea de flujo. (Nota: no con equipos de cable).

Válvula lateral - Para la mayoría de las operaciones de rutina se usa una válvula lateral para cerrar el pozo. Éstas son las más fáciles de reemplazar en caso de que la válvula se dañe o se desconecta.

Estrangulador - El estrangulador controla la cantidad de flujo que se desea del pozo. Válvulas maestras - Las válvulas maestras son las válvulas de cierre principales. Están

abiertas durante la mayor parte de la vida del pozo y se usan lo menos posible, especialmente las válvulas maestras inferiores.

Colgador de Tubería - El colgador de tubería suspende o soporta la sarta de tubería, sella el espacio anular y permite que el flujo vaya al árbol de producción.

Válvula de la tubería de revestimiento – La válvula de la tubería de revestimiento da acceso al espacio anular entre la tubería y la tubería de revestimiento.

Colgador de la tubería de revestimiento – Un arreglo de cuña y sello que suspende y sella la tubería de revestimiento de la cabeza de la tubería de revestimiento.

Clasificación de Los Árboles de Navidad

La clasificación esta basada en las normas API que toma como base las características y especificaciones técnicas de los cabezales de pozo clasificándolos en los siguientes tipos:

a) Árbol de Navidad para terminación simple:

Llevan bridas superiores de corrección para un solo cabezal de tubería donde se instala una sola columna para producir una sola arena productora sea baja, mediana o alta presión para pozo petrolífero o gasífero.

b) Árboles de Navidad para terminaciones dobles:

Que están constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y explotar simultáneamente dos niveles que pueden ser arenas de baja, mediana o alta presión, los dos niveles gasíferos o petrolíferos, o niveles combinados entre gasíferos y petrolíferos.

c) Árbol de Navidad para terminaciones triples o múltiples:

Que se caracterizan por estar equipadas con tres cabezas de tubería para instalar tres columnas de producción y producir simultáneamente tres niveles, que pueden ser de alta, mediana o baja presión, combinados o simples arenas petrolíferas o gasíferas.

Para todos estos tipos de árboles las normas especifican rangos de presiones de trabajo y caudales de producción así como los diámetros que deben ser consideradas en función al arreglo de cañerías en el pozo.

Manifold de Control:

Es un conjunto de válvulas y niples de tubería de 4’’ y 65’’,de acuerdo a los caudales que van ha ser manejados y orientados desde las líneas de descarga, su función es el de reunir la producción de los pozos y derivarlos con presiones controladas a las baterías de separación en el caso de la producción de petróleo y a las plantas de gas en el caso de la producción de gas.

CAMPO VUELTA GRANDE

Características:Modelo: API SPEC 6A País de Origen: ChinaMarca: PRIMETipo de Pozo: Petrolífero o GasíferoClase de Material: AA, BB, CC, DD, EEFF

Presiones de trabajo: de 2000 a 20000 psi Rango de temperatura: -20oF hasta 250°F. Sellos Anulares: LS o capa de metal(MEC)

Colgadores de tubería: De tipo simple

CAMPO KANATA

Características:País de Origen: China Marca: ANSONTipo de Pozo: Petrolífero o Gasífero

Presiones de trabajo: de 2000 a 10000 psi Rango de temperatura: -50oF hasta 250°F. Colgadores de tubería: De tipo simple Válvulas: SG, SRE, SG2, SGD Cabeza del Árbol de Navidad: Tipo B, C Tamaño de Colgador:4”1/2 – 9”5/8 Tamaño del Casing: 9”5/8

CAMPO SAN ROQUE

Características:País de Origen: China Marca: ANSONTipo de Pozo: Petrolífero o GasíferoModelo: KY65-21 Tamaño: 1”1/13 – 3”1/16

Presiones de trabajo: De 2000 hasta 15000 psi Rango de temperatura: -50oF hasta 250°F. Colgadores de tubería: De tipo simple Válvulas: SG, SGD, RSE, SGHS and SGPS Cabeza del Árbol de Navidad: Tipo B, C

CAMPO RIO GRANDE

Características:País de Origen: China Marca: ANSONTipo de Pozo: Petrolífero Modelo: KY65-35

Presiones de trabajo: De 3000 hasta 5000 psi Rango de temperatura: -20oF hasta 180°F. Colgadores de tubería: De tipo simple

SEPARADORES

Definición.

Es un cilindro de acero que por lo general se utiliza en los procesos de producción, procesamiento y tratamiento de los hidrocarburos para disgregar la mezcla en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua.

Principio de separación

Descripción de un Separador

Un separador consta de las siguientes secciones :

Separación primaria

Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas. La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada del separador genera la separación gruesa de las fases. Esta zona incluye las boquillas de entrada y los ditamentos de entrada, tales como deflectores ó distribuidores.

Separación secundaria

Está representada por la etapa de separación máxima de líquido por efecto de gravedad. En esta sección las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente longitud. En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de gotas de líquido.

La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia.

Sección de extracción de niebla:

En esta parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se logra que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de un conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria.

El dispositivo utilizado en esta sección, conocido como extractor de

niebla, está constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas; por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos.

Recolección de las fases líquidas

Está constituida por la parte inferior del separador que actúa como colector, posee control de nivel mediante un flotador para manejar volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación.

Funciones de los Separadores

Las funciones que debe cumplir un separador son:

1. Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la mezcla.

2. Cuando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa y líquida, la función del separador será: Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa, y partículas del gas atrapadas en la fase líquida.

3. Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la líquida.

4. Descargar por separado la fase líquida y gaseosa, que salen del separador, con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que haría que el proceso de separación sea de una baja eficiencia.

Clasificación de los Separadores

Se clasifican en función de :

Según las fases a separar

Separadores Bifásicos

Estos separadores, tiene como principal objetivo separar fluidos bifásicos, tales como Gas y Petróleo, Agua y Petróleo.

Separadores Trifásicos

Los separadores trifásicos se diseñan para separar tres fases, constituidas por el gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles (agua y petróleo), es decir, separar los componentes de los fluidos que se producen en un pozo petrolero.

Vista General del Equipo

Separadores Tetrafásicos

En cuanto a los separadores tetrafásicos podemos decir que en los mismos se ha previsto adicionalmente, una sección para la sección de espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos

Según la forma Geométrica

CLASIFICACION

En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación está en función del número de fases que separa; se les llama separadores bifásicos (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como separadores trifásicos a los que se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo y gas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.

Si setomaencuentalaposicióndelcilindro,seclasificanenlossiguientestipos:

a) Separadores horizontales.

b) Separadores verticales

c) Separadores esféricos.

Para el diseño y selección de los separadores se utiliza la siguiente combinación de tipos de separadores:

Separadores Horizontales

El fluido entra al separador y choca con el destilador de entrada causando un movimiento brusco en el momento y una separación inicial de liquido que dirige hacia el fondo y el vapor hacia la cima el liquido separado cae por gravedad a la sección de acumulación de liquido, esta sección de almacenamiento permite dar al tiempo de retención requerido para facilitar la salida del gas en solución y su desplazamiento al espacio de vapor.

Separadores Horizontales Bifásicos

Secuencia del procesoEl caudal proveniente de los pozos entra al separador, choca contra el desviador de flujo; cambia la velocidad y la dirección del flujo; aquí se efectúa la separación primaria y casi total de las dos fases gas / líquido. Las gotas pequeñas de líquido son arrastradas por el flujo horizontal del gas que llega al extractor de niebla. Durante este recorrido, las gotas de líquido que pueden vencer la velocidad del gas, se precipitan debido a su fuerza gravitacional o peso de las mismas.

Separadores Horizontales Trifásicos

El fluido entra al separador y choca con el desviador de entrada. Este cambio brusco en el momento de una gran separación inicial de líquido y gas, como se discutió en los separadores de dos fases.

Separadores Verticales

fLa entrada del fluido al separador está situada a un lado. Como el separador horizontal el desviador de entrada da una gran separación inicial. El líquido fluye hacia abajo a la sección de recolección del líquido del gas separador y sale de éste. A medida que el líquido alcanza el equilibrio, las burbujas de gas fluyen en dirección contraria al flujo del líquido inmigran a la sección de vapor.

Separadores Verticales Bifásicos

Secuencia del proceso

El caudal proveniente de los pozos entra al separador por la parte lateral superior. En el desviador de flujo se efectúa la separación primaria de las dos fases líquido / gas. El líquido se precipita hacia la sección de acumulación de líquido, que luego de un tiempo de retención, el líquido es descargado a través de la válvula de control de nivel o válvula de descarga de líquido.

Separadores Verticales Trifásicos

Los separadores verticales de tres fases son similares a los de dos fases. La diferencia se encuentra en la sección de acumulación del fluido. En estos separadores, la parte superior de la sección de acumulación sirve para colectar el crudo y la parte inferior el agua. Ambas partes tiene sus propios controladores de niveles, además de sus válvulas de control.

Separadores Esféricos

Este diseño puede ser muy eficiente de punto de vista de contención de presión, pero debido a su capacidad limitada de oleada líquido y dificultades con la fabricación

Estranguladores o chokes

El estrangulador (Choke) es un elemento que controla el caudal de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que permite un método de control del caudal de flujo y de la presión del pozo.

Los estranguladores utilizados para el control del pozo “estranguladores de lodo” tienen un diseño algo diferente de los de producción de gas y petróleo. Por lo general, el estrangulador de producción no es adecuado. Esto se debe a que no está diseñado para soportar el flujo del fluido abrasivo que sale a la superficie durante una surgencia del pozo. Mientras que para algunos controles del pozo se utilizan estranguladores ajustables convencionales (manuales) (válvula de aguja manual), en la mayoría de los controles de presión se utilizan estranguladores ajustables a control remoto.

1. Estrangulador Fijo (Porta orificio)Los estranguladores fijos normalmente tienen un alojamiento porta orificio F

2. Estrangulador AjustableLos estranguladores ajustables pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamaño del orificio o pasaje.

a) Estrangulador Ajustable Manualmente (Válvula de Aguja)

El tipo básico de estrangulador es el manual ajustable. Posee un vástago (aguja) y asiento cónicos. A medida que el vástago se acerca al asiento, disminuye el espacio anular y se restringe el paso del fluido. Esto produce una mayor “contrapresión” en el pozo.

Este tipo de estrangulador es con frecuencia una parte del equipo de control del pozo que no se toma en cuenta. Sirve como estrangulador de soporte, y a menudo como estrangulador principal para muchas operaciones. Se debe proceder a la verificación de su funcionamiento o correcta lubricación en forma periódica conforme a la reglamentación en vigencia.

                Estrangulador Ajustable Manualmente

b) Estrangulador Ajustable a Control Remoto (Choke Hidráulico)

Los estranguladores ajustables a control remoto son los preferidos en operaciones de perforación y en trabajos con presión. Tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas, y controlar la posición relativa de apertura del estrangulador desde la consola.

Este tipo de estranguladores utiliza dos placas de carburo de tungsteno solapadas, cada una con una abertura de media luna que rotan dentro y fuera de línea. La apertura total cuando las dos media lunas están en línea producen una abertura levemente inferior al área de apertura del pasaje de 2 pulgadas que se tiene con los estranguladores de orificio ajustable.

El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como válvula. El mecanismo de operación es un conjunto de cilindros de doble acción que ponen en funcionamiento un piñón y cremallera que giran la placa superior del estrangulador.

Las limitaciones básicas aplicables es que el estrangulador no es de utilización frecuente, por lo que tiende a engranarse, perder presión el manómetro y tener los contadores de bomba desconectados. Todos estos inconvenientes pueden solucionarse utilizando el estrangulador y verificando la operación del panel, al menos una vez por semana.

Estrangulador Ajustable a Control Remoto