ubicacion, caracteristicas de los pozos y arboles de navidad

CABEZALES DE POZO (ÁRBOLES DE NAVIDAD)

A continuación veremos las funciones de un árbol de Navidad en pozos productores, descripción general de sus partes componentes, tipos, marcas, presiones de trabajo de árboles de navidad utilizados en pozos petrolíferos y gasíferos, presentar esquema modelos de las diferentes marcas, identificar principales proveedores de árboles de Navidad.

Definición De Cabezal De Pozo.-

Los cabezales de pozos o válvulas de control de pozo, son llamados árboles de navidad, de estos se tienen sencillos, dobles, triples, cuádruples, etc. de acuerdo al numero de sartas de producción. El equipo de cabeza de pozo es un termino que describe en general al equipo conectado en la parte superior de todas las tuberías bajadas e instaladas dentro de un pozo, soportándolas y suministrando sellos entre ellas y al mismo tiempo controla el flujo de los fluidos producidos desde el pozo.

Un árbol de navidad incluye componentes diseñados y coordinados apropiadamente tales como cabezales y colgadores de tubería de revestimiento, cabezales y colgadores de la tubería de producción, válvulas y conjuntos de válvulas para el control de la operación utilizando los instrumentos apropiados y dispositivos para limitar el flujo.

Descripción Del Árbol De Navidad.-

Cada árbol de navidad consiste de una variedad de componentes corrientes que se ensamblan en diferentes formas de acuerdo a los requerimientos específicos del pozo; estos requerimientos incluyen controles especiales del flujo, cierre del mismo, prevención de reventones, métodos para añadir materiales en espacios anulares, actuación motorizada de las válvulas y otros similares.No siempre se adquiere el árbol de navidad completo, se puede usar sistemas de dos o de cuatro cañerías, pero el sistema de tres cañerías representa el conjunto de árboles de navidad “típico” utilizado en el mercado gasífero.

El árbol de navidad es un conjunto de válvulas, conexiones y accesorios (fittings) usados para controlar la producción de fluidos y permitir el acceso a una sarta de producción abierta.Incluye todo el equipo que se instala sobre el flanche superior del “tubing head”. Muchas variaciones en el orden de estos accesorios (fittings) son disponibles para cada necesidad.El flanche adaptador a la cabeza del “tubing “ (tubing head adapter flange) es un flanche intermedio usado para conectar a la válvula principal, suministrando a la vez un soporte y sello para el tubing y su anular.

Los componentes básicos del árbol de Navidad son:

a) Cabezas de Revestimiento.-

Cabeza del revestimiento, superficial es una unidad conectada al tope del revestimiento de superficie, para soportar la siguiente sarta de revestimiento, que puede ser el revestimiento de producci6n o el intermedio, y da también sello al espacio anular entre los dos revestimientos.

Está compuesta de una concavidad para colocar el “casing hanqer” del siguiente revestimiento, un su parte superior termina en un flanche donde son colocados los preventores mientras se continúa con la perforación, posteriormente pera colocar la cabeza del revestimiento intermedio o una cabeza de “tubing”.

En su parte inferior se conecta con el revestimiento sobre el cual se instalo: Esta conexión puede ser roscada, con rosca hembra o rosco macho, para pozos no muy profundos, y soldada para pozos profundos.

Esta cabeza tiene dos salidas laterales de 2 pulgadas línea, roscadas o con flanches, donde se pueden conectar líneas para tener el anular o colocar manómetros que permitan medir la presión del anular.Las cabezas de revestimiento mas usadas tienen rangos en tamaños nominales desde 6 hasta 20, para y soportar revestimientos desde 4 ½ a 16 pulgadas.

Todos los componentes de una cabeza de pozo deben, tener un diámetro interno mínimo de aproximadamente 1/32 de pulgada mayor que el diámetro “drift” (diámetro para correr una herramienta) del tubo sobre el cual dicha cabeza es usada.

b) Manómetro.-

Estos indicadores de presión permiten controlar las presiones del pozo, las presiones anulares o la presión del tubing y casing se miden con manómetros.

c) Brida de Medición (tapa).-

La brida de medición sella la parte superior del árbol y esta adaptada para la instalación de un manómetro, retirando esta brida se tiene acceso al tubing.

d) Válvulas.-

Son generalmente API, hechas de acero de alta resistencia. Principalmente son de dos tipos: Válvulas de compuerta y válvulas de tapón. Las hay con flanches o roscadas.

Las válvulas de apertura total deben ser usadas en el cuerpo vertical del árbol para garantizar los corridos con cable de conducción.

Las llaves, crucetas, codos y conjuntos laterales del árbol deben tener un tamaño que siendo económico no presente restricciones indebidas al flujo.

Los tamaños de estos implementos varían desde 2 a 4 pulgadas, aunque dos pulgadas es normalmente adecuado.

Entre las válvulas mas utilzadas tenemos:

Válvula de Pistoneo (corona).-

Se utiliza para cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje, tuberías continuas (coil tubing) y reparación.

Te de Flujo (cruz).-

Se usa para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo; mientras continua la producción por la línea de flujo.

Válvula Lateral.-

Se utiliza para cerrar el pozo en la mayor parte de las operaciones de rutina, son las más fáciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadura de la misma.

Estrangulador.-

Permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce.

Válvulas Maestras.-

Son las válvulas principales de cierre , se encuentran abiertas durante la mayor parte del ciclo de vida del pozo y se utilizan lo menos posible, en especial la válvula maestra inferior.

Válvula Contrapresión (b-p-v).-

Es una válvula choque instalada en al “tubíng hanger o en un mandril sobre el tubing hanger para sellar el tubing mientras se quitan los preventores y luego se coloca el árbol de navidad o las válvulas de control. Después de puesto el árbol navidad, e1 tubing“, puede ser circulado a través del B-P-V y el empaque del fondo asentado. Una vez desplazado el tubing y asentado el empaque con un lubricador instalado sobre el árbol se retira el B-P y el pozo se pone en producción.

Siempre el conjunto del árbol de navidad debe ser probado con presión de trabajo y verificar el diámetro interno antes de ser instalado.

Se acostumbra instalar un adaptador de prueba, sobre el tope del árbol para facilitar la instalación .de un lubricador de pruebe.

Un choque o restricción se conecta después de la válvula lateral para controlar y regular el flujo, de acuerdo a las necesidades, el cual puede ser fijo o ajustable.

Si el pozo tiene energía suficiente para hacer mover los fluidos hasta la batería o subestación de recolección, se dice que este fluye y en este caso sólo se coloca el árbol de navidad ya descrito.

Casi siempre todo yacimiento al comienzo de su vida productiva presenta producción por flujo natural.

e) Colgador de Tubing.-

La canasta colgadora sostiene la columna de tubing, cierra el espacio anular del casing y permite la circulación hacia el árbol de producción.

f) Válvula de Casing.-

Permite el acceso al espacio anular entre el tubing y el casing.

g) Colgador de Casing.-

La canasta colgadora (conjunto de cuña y empaque) sostiene y empaqueta la tubería de revestimiento dentro del carretel colgador.

h) Casing.-

Es una columna de cañería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicación de una zona a otra.

i) Tubing.-

Se trata de una columna de cañería que sostiene y permite el flujo del fluido que produce la formación.

Capacidades De Trabajo (Presiones de Trabajo).-

Los requerimientos de la presión varían y están relacionados con la profundidad y las características geológicas del pozo y de cada yacimiento petrolífero o gasífero en particular, también están relacionados con los tipos de petróleo y de gas existentes

Hasta ahora los requerimientos de presión en el mercado son del rango de 5000 a 10000 libras por pulgada cuadrada. Este requerimiento se encuentra dentro de la presión de trabajo permisible de aleaciones de acero colado.

La presión de trabajo máxima que un equipo o elemento debe ser expuesto en el trabajo real. Anteriormente se utilizo una designación en serie, que es conveniente conocer generalmente las presiones, gradientes de presión, cantidad y calidad de fluidos, y su capacidad de producción por arenas o por bloques de arenas, se entra a estudiar, diseñar, bajar y asentar la tubería de producción dentro del pozo.

La presión de prueba hidrostática, es la presión a la cual debe probar el fabricante en celdas especiales. La presión de trabajo debe aplicarse a temperatura igual o menor de 2500F. Nunca se debe sobrepasar la presión de trabajo.

Los requerimientos de la presión varían y están relacionados con la profundidad y las características geológicas del pozo y de cada yacimiento petrolífero o gasífero en particular, también están relacionados con los tipos de petróleo y de gas existentes

Hasta ahora los requerimientos de presión en el mercado son del rango de 5000 a 10000 libras por pulgada cuadrada. Este requerimiento se encuentra dentro de la presión de trabajo permisible de aleaciones de acero colado.

Un árbol de navidad característico esta mostrado en la hoja siguiente, donde también se anexan sus partes en la tabla correspondiente.

Presión de Trabajo(Psi)

Presión de PruebaHidrostática, (Psi)

SerieEquivalente

1,440 4002,000 4,000 6003,000 6,000 9005,000 10,000 1,50010,000 15,000 2,90015,000 22,500

A continuación esta la descripción de cada una de las partes del arbolito, entre estas estan las dimensiones de las diferentes válvulas y de los diámetros que se utilizan en cada seccion del arbol de navidad o cabezal de pozo.

Nº Cantidad Descripción

SECCION A

1 113 3/8 GRAY CGS HD, TIPO CWC 12´´ 3M MSP X13 3/8 EU 8RD, X-22

´´ 5M MSP OUTLETS, W/V.R.

2 12 1/16´´ 3M# MSP GRAYGATE VALVE W/2´´ 5M# MSP FLG ENDS,

TIPO "A" TRIM

3 1 2" GRAY VALVE REMOVAL PLUG

4 1 2" CAP PLUG, 1/4" DRILLED

5 1 2" BULL PLUG, 1/4" DRILLED

6 2 2" COMP. FLG. 5M MSP THED 2" L.P.

7 3 API 24 GASKET RING

8 24 7/8 x 6" STUNDS W/TWO HEX NUTS

9 1 1/2" 200-N KEROTEST GAUGE COCK

10 20 1 3/8"x10 3/4" STUDS W/TWO HEX NUTS


12 1 13 3/8 x9 5/8" TIPO "W" GRAY CGS HGR

SECCION B

13 19 5/8" GRAY CSG HD SPOOL, TYPE CWC, 12" 3M MSP W/PIP X 10"

5M MSP W/2-2" 5M MSPFLG OUTLETS, W/V.R.

14 12 1/16" GRAYGATE VALVE W/2" 5M MSP FLG ENDS, TYPE "A"

TRIM

15 1 2" GRAY VALVE REMOVAL PLUG



18 2 2" 5M COMP. FLG. THRD 2" L.P.


20 24 7/8 " x 6" STUDS W/TWO HEX NUTS

21 1 1/2" x 4 1/2" MARCH PRESSURE GAUGE


23 12 1 7/8 x 14 3/8 STUDS W/TWO HEX NUTS


25 1 10 3/4 x 7" TYPE "W" GRAY CSG HGR

26 1 9 5/8" TYPE CWC GRAY OFF ASSY

SECCION C

27 1 7" GRAY TBG HD SPOOL, TYPE CWC, 10" 5M MSP W/PIP X 6" 5M MSP W/2-2" 5M MSP FLG OUTLETS W/V.R. W/MULTI-COMP. SET 28 1 2 1/16" 5M# MSP GRAYGATE VALVE W/2 5M MSP FLG ENDS,

TYPE "A" TRIM29 1 2" GRAY VALVE REMOVAL PLUG



32 2 2" 5M COMP. FLG. THRD 2" L.P.


34 24 7/8 x 6" STUNDS W/TWO HEX NUTS

35 1 1/2" x 4 1/2" 5M#MARCH PRESSURE GAUGE


37 12 1 3/8 x 10 3/4 STUDS W/HEX NUTS


39 1 7" TYPE CWC-P GRAY PACK PFF ASSY

SECCION D

40 1 GRAY TBG BNT, TYPE F 6" 5M MSP FLG. X 2" 5M STD TOP THRD 2" PB THRD SSWL FOR MAX. CORROSIVE SERVICE41 3 2 1/16" 5M# MSP GRAYGATE VALVE W/2 5M MSP FLG ENDS,

TYPE "E" TRIM42 1 2" 5M MSP STD TEE S.S.

43 1 GRAY TYPE 8746 POSITIVE CHOKE, W/2" 5M MSP FLG INLET AND OUTLET S.S.44 1 1/2" 1924 MARCH GAUGE COCK S.S.

45 1 GRAY LUB ADAPT, L,2 5M, THD 2-3/ 8ODEU8RD

46 1 2" 5M COMP. FLG. THRD 2" NPT S.S


48 24 7/8" x 6" STUDS W/2 HEX NUTS FOR MAX CORROSIVE SERVICE

49 1 2" GRAY PLUG BUSHING THRD 2 3/8" O.D. E.U. 8 RD. S.S.

50 1 2" GRAYLOC PLUG BUSHING SEAL RING 410 SS

51 1 7" x 2 3/8" H,W, GRAY TBG HGR SS


53 1 1/2" x 4 1/2" 5M# MARSH GAUGE FOR MAX. CORROPSIVE SERVICE

UBICACIÓN Y CARACTERISTICAS DE LOS CAMPOS PETROLIFEROS Y GASIFEROS DE BOLIVIA

La ubicación de los principales campos productores en la actualidad están detallados en el siguiente grafico que representa el área de producción hidrocarburifera de Bolivia.

A continuación se tiene los campos petrolíferos y gasiferos que tenemos en el país, los que están en actual producción y los que han sido cerrados, las empresas que están a cargo de estos y los departamentos donde se encuentran situados.

Se detalla en las siguientes tablas si los pozos son productores de gas, petróleo o condensado ósea el tipo de reservorio según sea el caso, y si son inyectores o están en perforación.

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