Árboles de Navidad y Ensamblaje de Cabeza de Pozo

Ingeniero Jhon Alex León Seno

ÁRBOLES DE NAVIDAD Y ENSAMBLAJE DE CABEZA DE POZO

ÁRBOL DE NAVIDAD TERRESTRE (TÍPICO):

Un árbol de Navidad es el conjunto de válvulas de compuerta, estranguladores y accesorios que controlan el flujo del petróleo o gas durante la producción. También pueden usarse árboles de Navidad para controlar la inyección de Nitrógeno, agua, u otros fluidos. El diseño del árbol se basa en el número de tuberías que se emplearan para poder llegar al yacimiento y la presión de producción máxima esperada.

También se le conoce como árbol de navidad, ya que al quedar completamente instalado el equipo en el pozo de perforación, este tiene la forma de un árbol.

El árbol de navidad es el que se ubica en la parte final del equipo de producción.

La mayoría de los árboles incluyen válvulas de compuerta, estranguladores ajustables o positivos, una tapa de árbol (tree cap), dos válvulas maestras, la primera comúnmente es manual y se coloca unida a la brida superior del cabezal de tubería de producción, la segunda válvula maestra comúnmente lleva un actuador el cual puede ser hidráulico o neumático.

La velocidad de flujo del petróleo se hace tan pequeña, y el coste de elevarlo hacia la superficie aumenta tanto, que el coste de funcionamiento del pozo es mayor que los ingresos que pueden obtenerse por la venta del crudo (una vez descontados los gastos de explotación, impuestos, seguros y rendimientos del capital). Esto significa que se ha alcanzado el límite económico del pozo, por lo que se abandona su explotación.

Cuando la producción primaria se acerca a su límite económico es posible que sólo se haya extraído un pequeño porcentaje del crudo almacenado, que en ningún caso supera el 25%. Por ello, la industria petrolera ha desarrollado sistemas para complementar esta producción primaria que utiliza fundamentalmente la energía natural del yacimiento.

Los sistemas complementarios, conocidos como tecnología de recuperación mejorada de petróleo, pueden aumentar la recuperación de crudo, pero sólo con el costo adicional de suministrar energía externa al depósito.

El siguiente es un arreglo típico de un árbol de navidad terrestre.

Facultad De Tecnología 1


El árbol de navidad se compone de varias secciones, en este caso el árbol se compone de tres secciones. Y cuatro tuberías (la primera es de revestimiento con un diámetro exterior de 13 3/8” y puede ir a una profundidad de 100 metros, la segunda también es de revestimiento con un diámetro exterior de 9 5/8” y puede ir a una profundidad de 300 metros, la tercera también es de revestimiento con un diámetro exterior de 7” y puede ir a una profundidad de 1000 metros, por último se tiene la tubería de producción con un



diámetro exterior de 5” la cual puede ir a una profundidad de 2000 metros, todo depende de la ubicación del yacimiento). Cabe mencionar que las primeras tres tuberías se revisten de cemento para dar mayor consistencia a las paredes.

LA PRIMERA SECCIÓN DE ESTE ÁRBOL DE NAVIDAD LA COMPONE:

1 Cabezal para Tubería de Revestimiento de 13 5/8” 5000 lb/pulg2 conexión superior bridada e inferior preparada para soldar tubería de revestimiento de 13 3/8” de diámetro exterior y con un orificio de prueba de 1/2 L.P.

2 Válvulas de compuerta manuales bridadas de 2 1/16” 5000 lb/pulg2. 2 Bridas compañeras de 2 1/16” 5000 lb/pulg2 con cuerda caja de 2 7/8

Multivam 6.4 lb/pie 4 Anillos API R-24 32 Birlos 1 Brida doble sello de 13 5/8” 5000 con sellos para tubería de revestimiento de

13 3/8 y orifico de prueba 2 Anillos API BX-160 1 Colgador de Cuñas de 13 5/8” diámetro ext. Para tubería de revestimiento de 9

5/8”

LA SEGUNDA SECCIÓN DE ESTE ÁRBOL TÍPICO DE NAVIDAD SE COMPONE DE:

1 Cabezal para tubería de revestimiento de 13 5/8” 5000 lb/pulg2 conexión inferior bridada con sellos en su interior para tubería de revestimiento de 9 5/8” y con orificio de prueba de 1/2 L.P. x 11” 10000 lb/pulg2 conexión superior bridada.

1 Cabezal compacto para tubería de producción conexión inferior bridada de 11” 10000 lb/pulg2 x conexión superior bridada de 11” 10000 lb/pulg2 con tornillos radiales.

1 Colgador de 11” tipo mandril para tubería de revestimiento de 7” 1 packoof de 11” 8 Válvulas de compuerta manuales bridadas de 2 1/16” 10000 lb/pulg2. 4 Bridas compañeras de 2 1/16” 10000 lb/pulg2 con cuerda caja de 2 7/8

Multivam 6.4 lb/pie 12 Anillos API BX-152 64 Birlos 1 Colgador de 11” para tubería de producción de 5” con cuerda hydrill tipo SLX

para soportar una tubería que pesa 15.1 lb / pie.

LA TERCERA SECCIÓN O MEDIO ÁRBOL SE COMPONE DE:

1 Brida Superior para Cabezal de Tubería de Producción



2 Válvulas maestras manuales de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 1 Cruz de flujo con entrada de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 y salidas de 2 1/16” 10000

lb/pulg2 1 Válvula de Sondeo Manual de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 1 Tree cap de 5 1/8” 10000 lb/pulg2 con cuerda interior de 5 ½ API Tubing

Casing 8 Hilos redondos. 1 Válvula de aguja de 1/2 L.P. 1 Manómetro con carátula de 4 1/2” de diámetro de acero inoxidable 316 para

una presión de 15000 lb/pulg2 4 Válvulas de compuerta manuales bridadas de 2 1/16” 10000 lb/pulg2. 2 Bridas compañeras de 2 1/16” 10000 lb/pulg2 con cuerda caja de 2 7/8

Multivam 6.4 lb/pie 8 Anillos API BX-152 48 Birlos 5 Anillos Api BX-159 2 porta estranguladores positivos de 2 1/16” 10000 lb/pulg2

ÁRBOL DE NAVIDAD TERRESTRE TERMINACIÓN DOBLE:

Al igual que el árbol de navidad típico, este se compone de cabezales, válvulas, brida superior para cabezal de tubería de producción, tree cap, porta estranguladores (positivos o ajustables).

La diferencia de este árbol con el típico es:

Lleva doble sarta de tubería de producción La brida superior para el cabezal de tubería de producción tiene doble orificio

interior El colgador de tubería de producción está compuesto por dos secciones (una

para cada sarta) La cruz de flujo esta también compuesta de dos secciones (una para cada sarta) El tree cap también es seccionado. Este tipo de arreglo de árbol se utiliza cuando se explotaran dos yacimientos en

diferentes ubicaciones pero no muy distantes uno del otro.





EQUIPO CON BLOCK TERMINACIÓN DOBLE:

El siguiente árbol es un árbol Terminación Doble conformado de Block´s, siendo estos la única diferencia con respecto al anterior. Este arreglo de árboles son utilizados en aquellos casos donde se tienen problemas de espacios con respecto a la altura.

ÁRBOL DE NAVIDAD TERRESTRE PARA BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO:

Este modelo de árbol es utilizado para producir petróleo a través de un sistema de bombeo, es decir, cuando el yacimiento ha perdido presión y todavía queda petróleo en



el reservorio. En el fondo del pozo es instalada una bomba que bombeara el petróleo a la superficie.

El siguiente diagrama nos muestra un arreglo de árbol para Bombeo Electrocentrifugo.

ÁRBOL DE NAVIDAD PARA INYECCIÓN DE VAPOR:

La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos se le considera como una



producción terciaria. El primer paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes volátiles). Cuando se produce una considerable disminución de esta energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección de agua.

Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle la mismo energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y recuperar al máximo la producción. Actualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier momento de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la necesidad de estimular la producción.

La inyección de vapor se emplea en depósitos que contienen petróleos muy viscosos, lo cual ayuda a disminuir notablemente los costos y tiempos de producción. El vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que también reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada. Este sistema se ha utilizado mucho en California, Estados Unidos, y Zulia, Venezuela, donde existen grandes depósitos de petróleo viscoso. También se están realizando experimentos para intentar demostrar la utilidad de esta tecnología para recuperar las grandes acumulaciones de petróleo viscoso (bitumen) que existen a lo largo del río

El vapor se inyecta dentro del reservorio a través de barras de bombeo huecas y un rotor. El vapor inyectado forma una cámara de vapor que se eleva a la parte superior del reservorio. Mientras que la inyección de vapor aumenta, la temperatura del petróleo también aumenta y mejora las características del flujo, con lo cual el petróleo ya caliente se filtra dentro del pozo de producción. El sistema permite el manejo de una corriente lenta de petróleo pesado con partículas de arena a temperaturas mayores a los 300ºC.

Al inyectar vapor se permite que se transfiera calor a las proximidades del depósito, que anteriormente poseía una buena producción el petróleo, antes que se comience a bombear. El bombeado se realiza hasta que la producción decline debajo de un nivel aceptable, en este momento se debe repetir el ciclo de inyección de vapor.

El siguiente diagrama nos muestra un arreglo de árbol utilizado para la inyección de vapor.



BRIDA SUPERIOR PARA CABEZAL DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN:

La Brida Superior para Cabezal de Tubería de Producción es el accesorio que une el medio árbol de Navidad y el cabezal de tubería de producción. La conexión inferior del adaptador coincide con la conexión superior del cabezal de tubería de producción, y la conexión superior del adaptador coincide con la del medio árbol de navidad. El adaptador normalmente se instala con el medio árbol, después que se haya introducido la tubería de producción roscada al colgador de tubería de producción

LOS MODELOS MÁS COMUNES DE ADAPTADORES SON:

ADAPTADORES CON AGUJERO DE SELLO.Los adaptadores con agujero de sello, que contienen un alojamiento que permite el sello controlado para un colgador de tubería de producción tipo cuello extendido. Estos adaptadores no cuelgan la tubería de producción. El sello lo puede contener el adaptador o el colgador y se utilizan cuando la tubería de producción está suspendida del colgador de tubería de producción. Algo muy importante que debe contener el adaptador es un orificio de prueba el cual



normalmente es de 1/2 API L.P. ( para presiones que pueden ir de 2000 lb/pulg2 hasta las 10,000 lb/pulg2 ) o de 1.125-12unf (para presiones que pueden ir de los ( 15000 lb/pulg2 hasta las 20000 lb/pulg2)

ADAPTADORES DE SUSPENSIÓN DE TUBERÍALos adaptadores de suspensión de tubería de producción proporcionan un medio de colgar la tubería de producción por medio de una rosca en el diámetro interior de la brida inferior. Estos adaptadores no proporcionan un agujero de sello y generalmente se usan junto con un buje colgador.

ADAPTADORES PARA TERMINACIÓN DOBLE:Los Adaptador para terminación doble, son utilizados cuando se tiene doble sarta de tubería de producción. Este no soporta la tubería de producción, solamente tiene un alojamiento en su diámetro interior, el cual permite que el cuello del colgador de tubería de producción quede alojado.



ADAPTADORES PARA BOMBEO ELECTRO CENTRIFUGO (BEC):Los Adaptadores para bombeo Electro centrífugo, son utilizados cuando se tiene un pozo estimulado por medio de un motor eléctrico para que este proporcione su producción. Este normalmente tiene una brida inferior que puede rotar así como su brida de la conexión superior, de tal manera que se permita la orientación del medio árbol.En la parte inferior tiene una preparación para una camisa que permite sellar entre la boca del colgador de producción y el mismo adapter. También tiene un barreno que permite colocar un penetrador que sirve de interface para la instalación eléctrica a la bomba del pozo.

CARRETES ESPACIADORES:

Los carretes espaciadores son componentes que normalmente se instalan entre dos cabezales ya existentes.



Estos pueden tener ambas bridas iguales o pueden ser de diferentes medidas. Pueden tener un tazón superior para alojar un colgador de tubería de revestimiento o un colgador para tubería de producción y en el tazón inferior no contienen sellos secundarios.

CABEZALES PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO:

Los cabezales de tubería de revestimiento es la parte más inferior del conjunto de cabezales del pozo y casi siempre está conectado a la sarta de tubería de revestimiento de la superficie, por medio de soldadura, un roscado o cuñas, depende de las necesidades del cliente. Siempre son más recomendables aquellos que no requieren soldadura, ya que se eliminar riesgos de incendio por chispa y su instalación es más óptima en tiempo, puede reducirse hasta un 50% de costo en los de cuñas. La conexión soldable se prefiere cuando existe la posibilidad de que la tubería de revestimiento quede en una posición alta, con esta, la tubería de revestimiento puede cortarse en cualquier punto deseado. A menudo se utiliza una placa base que sirve de apoyo adicional para soportar el peso de todo el sistema de cabezales y esta es soldada al cabezal u se posiciona sobre el tubo conductor del pozo.

Otra de sus características de los cabezales de tubería de revestimiento es que sirve de apoyo a los componentes restantes del cabezal del pozo, es decir, es el que soportara todo el peso de los cabezales y sus tuberías que soportan cada uno.

VENTAJAS:

Apoya los protectores contra reventones mientras se perfora el pozo para la primera la siguiente sarta de tubería.

Proporciona un medio para la prueba de los protectores de reventones durante la perforación.



Proporciona salidas para el regreso de fluidos de perforación que suben por el espacio anular.

Permite suspender y obturar la sarta de tubería de revestimiento siguiente. Proporciona un medio de conexión a la sarta de tubería de revestimiento en la

superficie. Cuenta con un agujero recto en la parte superior de tal manera que se permite

alojar un colgador de cuñas, el cual sirve para suspender la siguiente sarta de tubería.

La conexión superior es bridada de acuerdo a la norma API o en algunas ocasiones con abrazaderas. Cuando es bridado puede ser que cuente con Tornillos de sujeción o no. En el caso que si tenga tornillos de sujeción, estos son utilizados para sujetar el protector de tazón (herramienta utilizada para evitar que el tazón superior del cabezal lo dañe la barrena de perforación, principalmente porque este cuenta con zonas de sello) u otro de los usos que se le da a los tornillos de sujeción es que proporcionan una carga adicional al colgador de cuñas, de tal manera que, ayudan a que el empaque del colgador se expanda y selle con mayor facilidad.

Generalmente los cabezales para tubería de revestimiento tienen dos salidas laterales del mismo tamaño, estas pueden ser roscadas con birlos empotrados o bridadas, en raras ocasiones una salida lateral es más grande que la otra.

Sea embirlada o roscada, está siempre debe tener una cuerda interior, la cual sirve para colocar un tapón de remoción, el cual será utilizado al momento de querer retirar la válvula que se encuentra conectada al cabezal en su salida lateral, con dicho tapón de remoción, se aísla la presión del espacio anular.



RECOMENDACIONES PARA SU INSTALACIÓN:

Hacer el corte a la altura necesaria y biselarlo. El cabezal de tubería de revestimiento debe instalarse de manera que la brida superior está bien nivelada, excepto en casos donde la tubería de revestimiento de la superficie no esté en posición exactamente vertical, por lo que debe asegurarse de bajarlo correctamente sin que se dañe la superficie a soldar. En este, caso la brida superior debe quedar perpendicular a la sarta de tubería de revestimiento. De lo contrario, se tendrán problemas para pasar la barrena de perforación a través del cabezal. La soldadura debe ser por la parte exterior e interior del cabezal, haciéndolo por intervalos. El cabezal de tubería de revestimiento debe establecer la orientación adecuada para la instalación de los equipos restantes. Siempre debe asegurarse que haya el suficiente espacio para instalar el lubricador que permite colocar el tapón de remoción y poder así retirar la válvula de la salida lateral.

En el caso que se trate de un cabezal con preparación inferior para soldar, debe asegurarse que el área a soldar este completamente limpia antes de soldar. Después de la soldadura y el enfriamiento, debe realizarse una prueba hidrostática empleando agua otro fluido adecuado. La prueba de la soldadura debe ser sometida a un 80% de la capacidad nominal de aplastamiento de la tubería de revestimiento. Después de la prueba, desfogue toda la presión hasta que el manómetro registre CERO presión e instale nuevamente la grasera de en su posición.

En caso de que se trate de un cabezal con preparación inferior roscable, debe darse el torque recomendado entre el tubo y el cabezal, de lo contrario podría presentarse fuga al momento de realizar la prueba hidrostática o dañar la rosca si el torque es demasiado.

Manera correcta para instalar el

Cabezal para Tubería de Revestimiento



CARRETES ESPACIADORES (CASING SPOOL):

Al igual que un cabezal para tubería de revestimiento, el carrete espaciador tiene un tazón en su interior de la parte superior, el cual proporciona el hombro de carga del colgador de cuñas que suspende la tubería de revestimiento.

Los carretes espaciadores, también tienen un tazón inferior, el cual permite el alojamiento de sellos que sirven para aislar la presión de la tubería suspendida en el cabezal de tubería de revestimiento (posicionado abajo).

A diferencia de los cabezales de tubería de revestimiento, estos tienen una brida en cada extremo, puede ser que la brida superior tenga o no tornillos de sujeción. En el caso que si tenga tornillos de sujeción, estos son utilizados para sujetar el protector de tazón (herramienta utilizada para evitar que el tazón superior del cabezal lo dañe la barrena de perforación, principalmente porque este cuenta con zonas de sello) .Otro de los usos que se le da a los tornillos de sujeción es que proporcionan una carga adicional al colgador de cuñas, de tal manera que, ayudan a que el empaque del colgador se expanda y selle con mayor facilidad.

Generalmente los Carretes Espaciadores tienen dos salidas laterales del mismo tamaño, estas pueden ser roscadas con birlos empotrados o bridadas, en raras ocasiones una salida lateral es más grande que la otra. Sea embirlada o roscada, está siempre debe tener una cuerda interior, la cual sirve para colocar un tapón de remoción, el cual será utilizado al momento de querer retirar la válvula que se encuentra conectada al cabezal en su salida lateral, con dicho tapón de remoción, se aísla la presión del espacio anular.

La brida Inferior, la ranura API y los barrenos que se encuentra en la brida, deben ser exactamente similares al del cabezal que se encuentra abajo (cabezal para tubería de revestimiento), de tal manera que permita ser unidos por medio de birlos ambos cabezales.

VENTAJAS:

Proporciona salidas laterales para el retorno de lodos de perforación o inyección de fluidos.

Proporciona un hombro de carga en el tazón superior para soportar un colgador de tubería de revestimiento, que será utilizado para sujetar la sarta de la tubería de revestimiento.

Proporciona un tazón inferior que sirve para alojar sellos secundarios, los cuales sirven para obturar la sarta de tubería de revestimiento previa, evitando se tenga comunicación de presión hacia arriba en caso de que exista alguna fuga.



Proporciona un orificio para someter a pruebas de presión los sellos que obturan la sarta de tubería de revestimiento previa y también permite la prueba de las ranuras API (Ring Gasket) que se encuentran en las caras de las bridas.

Proporciona un medio de apoyo y prueba de los protectores contra reventones durante la perforación.

Carrete de Tubería de Revestimiento sin Tornillos de

Sujeción

Carrete de Tubería de Revestimiento con Tornillos de

Sujeción




Colocar el colgador de cuñas que se aloja en cabezal de tubería de revestimiento, medir la altura del tazón que aloja los sellos y hacer el corte de la tubería dejando un tramo que es el que obturaran los sellos secundarios y hacer un bisel de entre 30° y 45°, el cual evita que la tubería rompa o rasgue los sellos. Limpiar todos los desechos del corte.

Las ranuras API y los anillos deben inspeccionarse para asegurarse que no tenga algún golpe, rebaba o material extraño que puedan dañar las áreas de sello y bajar lentamente y nivelado el cabezal sobre la sarta de la tubería, asegurándose que la orientación de las válvulas sea la misma que las del cabezal de abajo

Apretar todos los birlos que unen ambas bridas (estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un mejor apriete) y posteriormente se debe hacer la prueba hidrostática aplicando presión en el barrenos de prueba. Con dicha prueba se puede verificar el correcto funcionamiento de los sellos secundarios, así como el del anillo API.

Aplicar presión excesiva durante esta prueba, puede dañar los sellos e inclusive la tubería, por lo que la presión debe ser el 80% de la capacidad nominal de aplastamiento de la tubería de revestimiento. Después de la prueba, desfogue toda la presión hasta que el manómetro registre CERO presión e instale nuevamente la grasera de en su posición.

En el caso que el carrete de tubería de revestimiento tenga tornillos de sujeción, deben ser estos removidos de tal manera que nos salgan al diámetro interior del cabezal.

COLGADORES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO:

Los colgadores de tubería de revestimiento son equipos que sujetan las tuberías de revestimiento por medio de cuñas dentadas y tratadas de tal manera que eviten la tubería se suelte. Estos colgadores son los que transmiten todo el peso de la sarta de la tubería al cabezal. Los colgadores tipo Cuña, se instalan alrededor del la tubería, estos pueden instalarse antes o después de cementar la tubería de revestimiento. Normalmente las sartas intermedias poco profundas se suspenden del colgador y luego se cementan hasta la superficie. Las sartas intermedias o de producción normalmente se cementan mientras la tubería de revestimiento está suspendida en tensión. Luego una vez que el cemento este fraguado, se tensiona ligeramente la tubería, se instala el colgador y se libera la tensión para que se activen las cuñas, es decir, las cuñas sujeten perfectamente la tubería.



Los colgadores de tubería de revestimiento se componen de cuatro partes, un anillo de ajuste, un anillo soporte, juego de cuñas y en empaque.

VENTAJAS:

Los colgadores de tubería de revestimiento tienen tres ventajas principalmente, esta son:

Suspender la tubería de revestimiento desde un cabezal. Central la tubería. Proporcionar un sello hermético para controlar la presión en el espacio anular

entre una sarta y otra.

Colgador de Tubería de Colgador de Tubería de

Revestimiento Revestimiento Instalado en Cabezal

CABEZALES PARA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN:

Los cabezales de tubería de producción son la última parte superior del conjunto de cabezales del pozo. Se instala después de la última sarta de tubería de revestimiento. De acuerdo a la norma API estos se consideran como partes primarias. Este proporciona un tazón superior en su interior que sirve como asiento para el colgador de tubería de producción. Una vez que se haya completado el pozo, el medio árbol se instalará encima del cabezal de tubería de producción y siempre están conectados al medio árbol por medio del Adapter.



Los Cabezales de tubería de Producción, también tienen un tazón inferior, el cual permite el alojamiento de sellos que sirven para aislar la presión de la tubería suspendida en el cabezal de tubería de revestimiento (posicionado abajo).

Estos también cuentan con una brida en cada extremo, todo el tiempo la brida superior debe tener tornillos de sujeción, estos son utilizados para sujetar el protector de tazón (herramienta utilizada para evitar que el tazón superior del cabezal lo dañe la barrena de perforación, principalmente porque este cuenta con zonas de sello) y otro de los usos es proporcionar una carga adicional al colgador de tubería de producción, de tal manera que, ayudan a que el empaque del colgador se expanda y selle con mayor facilidad.

Generalmente los Cabezales de Tubería de producción tienen dos salidas laterales del mismo tamaño, estas pueden ser roscadas con birlos empotrados o bridadas, en raras ocasiones una salida lateral es más grande que la otra.

Sea embirlada o roscada, está siempre debe tener una cuerda interior, la cual sirve para colocar un tapón de remoción, el cual será utilizado al momento de querer retirar la válvula que se encuentra conectada al cabezal en su salida lateral, con dicho tapón de remoción, se aísla la presión del espacio anular.

La brida Inferior, la ranura API y los barrenos que se encuentra en la brida, deben ser exactamente similares al del cabezal que se encuentra abajo (carrete de tubería de revestimiento), de tal manera que permita ser unidos por medio de birlos ambos cabezales.

VENTAJAS:

Proporciona un hombro de carga para el colgador de tubería de producción. Proporciona un agujero controlado contra el cual el colgador de tubería de

producción puede sellar. Permite el acceso al espacio anular entre la sarta de tubería de producción y la

columna de producción. Proporciona salidas laterales para el retorno de lodos de perforación o inyección

de fluidos. Proporciona un tazón inferior que sirve para alojar sellos secundarios, los cuales

sirven para obturar la sarta de tubería de revestimiento previa, evitando se tenga comunicación de presión hacia arriba en caso de que exista alguna fuga.

Proporciona un orificio para someter a pruebas de presión los sellos que obturan la sarta de tubería de revestimiento previa y también permite la prueba de las ranuras API (Ring Gasket) que se encuentran en las caras de las bridas.

Proporciona un medio para apoyar y probar los protectores contra reventones mientras se completa el pozo.



Cabezal de Tubería de Producción salidas Cabezal de Tubería de Producción

Con brilos empotrados salidas laterales bridadas


Cortar la sarta de la tubería de revestimiento a la altura correcta sobre la brida del carrete de tubería de revestimiento y hacer un bisel de entre 30° y 45°, el cual evita que la tubería rompa o rasgue los sellos. Limpiar todos los desechos del corte y rebabas.

Colocar un poco de grasa en el diámetro interior del cabezal y los sellos secundarios, así como en el diámetro exterior de la tubería de revestimiento.

Apretar los tornillos de sujeción y llenar la cavidad del carrete de tubería de revestimiento previo con aceite ligero.

Inspeccionar el anillo API (Ring Gasket) y la ranura del cabezal de tubería de revestimiento previa de que esté libre de golpes.

Centrar el Cabezal de tubería de producción sobre el cabezal de tubería de revestimiento colocada previamente y bajar nivelado el cabezal de tubería de producción sobre la tubería de revestimiento que fue cortada y biselada, asegurando que la orientación de las válvulas sea la misma que las del cabezal de tubería de revestimiento colocado previamente.

Apretar todos los birlos que unen ambas bridas (estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un mejor apriete).

Retirar la grasera de ½ L.P. y hacer la prueba hidrostática aplicando presión en el barrenos de prueba. Con dicha prueba se puede verificar el correcto funcionamiento de los sellos secundarios, así como el del anillo API. Aplicar presión excesiva durante esta prueba, puede dañar los sellos e inclusive la tubería, por lo que la presión debe ser el



80% de la capacidad nominal de aplastamiento de la tubería de revestimiento. Después de la prueba, se debe desfogar toda la presión hasta que el manómetro registre CERO presión e instale nuevamente la grasera de en su posición.

Los tornillos de sujeción que contiene la brida superior del cabezal de tubería de producción, deben ser removidos de tal manera que nos salgan al diámetro interior del cabezal.

COLGADORES PARA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN:

Los colgadores de tubería de producción se instalan en el tazón superior de los cabezales de tubería de producción, además son los que soportan toda la sarta de la tubería de producción, es decir la tubería por la cual fluirá el Aceite, Gas o Petróleo. De acuerdo a la norma API estos se consideran como partes primarias, al igual que los cabezales de tubería de producción, es decir, más critias dentro del árbol.

Los colgadores de tubería de producción se introducen a través de los protectores contra reventones.

Existen 3 modelos de colgadores de tubería de producción:

El primero de ellos tiene solamente una cuerda para suspender solo una tubería de producción.

El segundo modelo tiene dos cuerdas para suspender una tubería de producción cada uno, es decir, este puede suspender dos tuberías de producción al mismo tiempo, a los cuales se les llaman arboles duales o de terminación doble.



El tercero es un colgador de tubería de producción para bombeo electro centrifugo y es utilizado en conjunto con una bomba eléctrica sumergible. Este tiene dos orificios, uno de ellos soporta la sarta de la tubería de producción y el segundo es para acomodar los conductores eléctricos que pasan la corriente entre el cable de la superficie y el cable que va a la bomba sumergible.

Todos los colgadores de tubería de producción deben tener además de la cuerda que suspende la tubería de producción una cuerda interior en la parte superior la cual es



utilizada para la instalación del colgador dentro del cabezal de tubería de producción. Algunos colgadores tienen un orifico que permite el paso de líneas de control, estos generalmente son utilizados en la zona marina, ya que con dicha línea se permite tener el control de válvulas actuadas (controladas por medio de paneles de control o que no requieren ser operadas por la mano de obra humana). En zonas costa adentro (tierra) muy pocas veces son requeridas las líneas de control, solamente si se requiere tomar registros de presión o temperatura es que se utilizan las líneas de control.

Los colgadores de tubería de producción tienen un cuello extendido, el cual debe sellar en el diámetro interior del Adapter del medio árbol, para evitar exista fuga de la tubería de producción hacia afuera.

VENTAJAS

Permite el alojamiento de una válvula de contrapresión, la cual se utiliza para sellar el agujero del pozo, mientras se retiran los protectores contra reventones y se instala el medio árbol de navidad o para aislar la presión del pozo para realizar reparaciones o reacondicionamientos sin necesidad de matar el pozo.


Asegurarse que la cuerda inferior del colgador de tubería de producción es el mismo modelo que el de la tubería de producción, es una de las recomendaciones más importantes que se deben de cuidar.

Medir la distancia que se tiene desde el piso de perforación hasta el hombro de carga del cabezal de tubería de producción en el cual descansara el colgador de tubería de producción.

Todos los tornillos de sujeción que contiene la brida superior del cabezal de tubería de producción deben ser retraídos de tal manera que ninguno salga al tazón donde entrara el colgador de tubería de producción.

Asegurarse que no exista ningún objeto que obstruya el diámetro de paso a través de los pre ventores contra reventones, de tal manera que permita el paso del colgador de tubería de producción atreves de estos.

Se debe verificar el paralelismo de la tubería de producción, es decir que no exista ninguna desviación.

En el caso que el colgador de tubería de producción tenga un orificio para línea de control, introducir por este la línea de control y cortarla, dejando un tramo suficiente que permita dar algunas vueltas en el cuello del colgador, de tal manera que hagan la función de un resorte. Instalar la línea de control en la conexión inferior del colgador y hacer una prueba de funcionalidad a todas las áreas de sello que se tienen en la línea de control. El siguiente diagrama muestra la manera correcta de la colocación de la línea de control:



Debe colocarse la válvula de contrapresión en su posición dentro del colgador de tubería de producción.

Roscar y apretar adecuadamente la tubería de producción al colgador de tubería de producción. Es muy importante que se encuentre un especialista de esta operación y no sujetar el colgador de aquellas aéreas que son de sello, de lo contrario este será dañado.

Bajará lentamente el colgador atreves de los pre ventores contra reventones, tomando en cuenta la distancia que se tomó del piso de perforación al hombro de carga del cabezal de tubería de producción. Es muy importante que cuando ya esté cerca del área donde descansara el colgador, se baje con mayor cuidado.

Una vez que ya haya llegado a su posición el colgador, deben apretarse los tornillos de sujeción que contiene la brida superior del cabezal de tubería de producción, el apriete debe hacerse en forma de cruz y cada tornillo de sujeción que se encuentre en la misma línea, esto permitirá un mejor apriete. El siguiente diagrama muestra la manera como queda ya instalado el colgador de tubería de producción:



BRIDAS DE TRANSICIÓN:

Las bridas de transición permiten unir bridas que van de un tamaño y presión a otro diferente. Estas se colocan entre dos carretes de tubería de revestimiento. Su mayor uso se da cuando se tiene un pre ventor contra reventones de diferente tamaño al del cabezal que necesita ser conectado este. Estas en ningún caso llevan sellos interiores. En cada una de sus caras tienen un anillo API diferente y barrenos machueleados, los cuales recibirán birlos, que al colocarlos se les dice “BIRLOS EMPOTRADOS “.

VENTAJAS

Evitan el uso de carretes espaciadores. Permiten la unión rápida de bridas con tamaños diferentes.


Asegurarse que las conexiones de la brida de transición son compatibles con las bridas de los carretes que se desea unir.

Inspeccionar los anillos API (Ring Gasket) tanto de la brida de transición como del cabezal de tubería de revestimiento previo que este libres de golpes.

Colocar el anillo Api en la brida del cabezal de tubería de revestimiento. Centrar la brida de transición sobre el cabezal de tubería de revestimiento

colocado previamente y bajar nivelada la brida de transición, asegurando que los birlos entren libres en los barrenos de la brida del cabezal de tubería de revestimiento.


BRIDAS DOBLE SELLO:

Se les conoce también con el nombre de bridas intermediarias. Estas se instalan entre la brida superior de un cabezal o carrete de tubería de revestimiento y la brida inferior



del carrete siguiente. Estas bridas a diferencia de las de transición, tienen sellos elastoméricos en su diámetro interior. Dichos sellos permiten aislar la presión entre la conexión inferior y la superior de los carretes. Esta cuentas con uno o dos orificios de prueba de ½ API L.P. (cuando la presión de trabajo de la brida doble sello es de 2000 , 3000 , 5000 , 10000 psi ) o un orificio de 1.125-20UNF (cuando la presión de trabajo de la brida doble sello es de 15000 , 20000 psi ), por los cuales se puede someter a prueba los sellos con los que cuenta la brida.

En cada una de sus caras tienen un anillo API el cual puede ser igual o diferente y barrenos que pueden ser pasados o machueleados.

VENTAJAS:

Proporciona una doble barrera por los sellos con los que cuenta en la parte interior.

Empacan la tubería de revestimiento al igual que los sellos secundarios de los carretes de tubería de revestimiento.


Asegurarse que las conexiones de la brida doble sello son compatibles con las bridas de los carretes que se desea unir y la tubería de revestimiento que va a empacar.

Es importante medir la altura de la brida doble sello y el tazón del cabezal siguiente, de tal manera que cuando la tubería de revestimiento se corte pueda ser empaca por los dos sellos que tiene la brida doble sello y los sellos secundarios del cabezal siguiente.



Cortar la tubería de revestimiento y biseler en el interior y exterior con un bisel de 45°, de tal manera que cuando los sellos pasen no se dañen con algún filo de la tubería.

Eliminar cualquier rebaba que haya quedado por el corte. Limpiar las ranuras API que contiene la brida doble sello, así como las del

cabezal de abajo y el siguiente que se instalara en la parte superior. Colocar el Anillo API en la ranura del cabezal de abajo. Remover el tapón de prueba del orificio de prueba que se localiza en la brida

doble sello. Nivelar la brida sobre el cabezal de abajo, así como sus barrenos o birlos ( si los

tiene empotrados ) con los barrenos de la brida del cabezal de abajo y bajarla lentamente, de tal manera que los sellos empaquen la tubería de revestimiento.

Instalar el cabezal de tubería de revestimiento siguiente y apretar todos los birlos que unen ambas bridas (estos deben ser apretados en forma de cruz, para asegurar un mejor apriete).

Someter a prueba los sellos de la brida doble sello así como los sellos secundarios del cabezal colocado arriba de la brida doble sello. La presión de la prueba no debe ser mayor al 80% de la presión de aplastamiento de la tubería de revestimiento o la presión menor de cualquiera de las bridas de los cabezales unidos y que quedaron sujetas a la brida doble sello.

CRUCES:

La cruz es el componente que se encuentra al centro del medio árbol de navidad y es la que recibe en posición vertical la producción del yacimiento y la distribuye en dos sentidos (la mitad a la derecha y la otra mitad a la izquierda). En algunas ocasiones todo el fluido puede ir a un solo costado.

A la cruz se conectan válvulas en línea vertical y en línea horizontal.

Las válvulas que se encuentran en la línea vertical se les conoce como válvulas maestras (estas se encuentran en la parte de debajo con respecto a las que se encuentran en la posición horizontal) y la válvula que se encuentra hasta la parte superior del medio árbol (en la posición vertical) se le conoce como válvula de sondeo. Todas las veces la medida de las válvulas maestras es la misma de la que tiene la válvula de sondeo.

Las válvulas que se encuentran en la línea horizontal se les conocen como alas (wings). Siempre son dos válvulas las que se colocan en cada costado de la cruz. La última, es decir la de la orilla, se le conecta un porta estrangulador y a este se le coloca una brida compañera, la cual es utilizada para conectar las líneas de producción.



Dichas líneas de producción son las que reciben toda la producción del yacimiento y lo envía a las baterías, donde se almacena.

Existen dos modelos de cruces, las que tienen birlos empotrados y otras que son bridadas

Cruz Bridada Cruz con Birlos Empotrados

El barreno que se tiene en la posición vertical (acotado como HHv se les conoce como entrada) y el que se encuentra en la posición horizontal (acotado como HHo se le conoce como salida). La cota que esta como Bv se le conoce como diámetro de paso a la entrada.

La cota que esta como Bo se le conoce como diámetro de paso a la salida.

Tanto en la conexión de entrada como en la conexión de la salida, debe tener una ranura API que va de acuerdo al tamaño de la conexión.

BRIDAS COMPAÑERAS (COMPANION FLANGE):

La brida compañera es un componente que siempre se coloca en una salida (sea de un cabezal, una sección completa). En esta se pueden conectar líneas de producción o bajantes que llevan el contenido de la producción del pozo a las baterías de almacenamiento.

Existen en varios tamaños y medidas de cuerdas.

Las más comúnmente utilizadas en los equipos petroleros son las bridas roscables; ya que, tienen cuerdas API



L.P. (line pipe) y en algunos caso cuerda Premium, como puede ser Multivam, Vam Top, Hydrill.

Las que cuentan con cuerdas Premium son consideradas para sellos más exactos, por ejemplo en las líneas de producción de gas, ya que estas cuentas con un sello metálico a diferencia de las que son L.P. ya que estas últimas son cuerdas cónicas.

Brida compañera Brida compañera

Cuello soldable

Otros modelos de bridas compañeras que existen son: Cuellos Soldable, Ciegas y de Prueba.

Brida Compañera Ciega Brida Compañera de Prueba

Las bridas Compañeras Ciegas solamente en una de sus caras tienen una ranura API y sus barrenos pasados.

Las bridas Compañeras de Prueba también tiene una sola Ranura API en una de sus caras y en la cara opuesta cuentan con barrenos con una cuerda por el que se prueba, la cuerda puede ser API ½ API L.P. 14 Hilos (para presiones de 0-10000 psi) y 1.125-18UNF (para presiones de más de 15,000 psi) la cual se le conoce Autoclave.




Asegurarse que las conexiones de la brida compañera sea compatible con la salida a la que será conectada y que la cuerda de la brida compañera no este dañada.

Limpiar las ranuras API que contiene la brida compañera, así como la de la salida a la que será conectada.

Colocar el Anillo API en la ranura de la brida compañera.

Centrar los barrenos de la brida con los de la salida a la que será conectada.


Someter a prueba hidrostática el Anillo API y sus ranuras API que se encuentran en la cara de la brida. La presión de la prueba debe ser la misma que la máxima presión de trabajo. No debe existir fuga en el anillo API, ya que este es un sello Metal a Metal.

VÁLVULAS:

VÁLVULAS MANUALES DE COMPUERTA:Las válvulas manuales de compuerta son dispositivos de control utilizadas durante la perforación, terminación, inyección y producción de pozos alrededor del mundo. Están diseñadas para funcionar en posición completamente abierta o completamente cerrada. Cuando la válvula está completamente abierta, permite el paso recto a través de una abertura que es del mismo tamaño que el diámetro interior de la tubería de conexión, por lo que no existe caída de presión a través de una válvula de compuerta. Las válvulas de compuerta no son estranguladores y no debe utilizarse nunca para estrangulas el fluido. Las válvulas de compuerta se instalan principalmente en dos lugares:

o En conjuntos de cabezales de pozos convencionales, en la posición

lateral de los cabezales de tubería de revestimiento, carretes de tubería de revestimiento o cabezales de tubería de producción.

o En conjunto con los medias árboles.

En términos generales, las válvulas de compuerta que se instalan en la posición lateral de las secciones inferiores de los conjuntos de cabezales de pozos se denominan válvulas del espacio anular. Además, generalmente las válvulas que se instalan en las secciones superiores de los conjuntos de cabezales de pozos se denominan válvulas de compuerta del árbol de navidad.



A medida que la medida nominal y presión se incrementan puede darse el caso que junto al volante sea utilizado un operador de engranes, con lo cual se facilitara la apertura y cierre de las válvulas manuales de compuerta.

La apertura y cierre de la válvula se da con la compuerta, en el sentido perpendicular al fluido. Siendo la compuerta la que retiene todo la presión cuando la válvula se encuentre cerrada. La compuerta hace sello con 2 asientos (uno de cada lado).

VÁLVULAS DE COMPUERTA DEL ESPACIO ANULAR:

Estas son válvulas que se conectan a las salidas laterales del cabezal de tubería de revestimiento, carretes de tubería de revestimiento y cabezales de tubería de producción. Ellas proporcionan acceso controlado al espacio anular de la tubería de revestimiento durante la dominación del pozo, inyección de fluidos, alivio de acumulación de presión en el espacio anular y a veces para la producción a través de la tubería de revestimiento.

VÁLVULAS DE COMPUERTA DEL ÁRBOL DE NAVIDAD:

Estas incluyen la válvula principal o Primer Válvula Maestra, la segunda Válvula Maestra y la Válvula de Sondeo, así como las Válvulas Laterales. Ellas proporcionan control de activación / desactivación del pozo durante la producción e inyección de la vida útil del pozo. Normalmente la medida de las válvulas maestras es más grande a la medida de las válvulas laterales. Aunque no siempre esto se cumpla, si es normal que esto suceda. Por ejemplo las válvulas maestras pueden ser de 4 1/16-5000 y las laterales pueden ser de 3 1/8-5000, no debe ser de manera inversa.

Lo que no debe cambiar es la presión de trabajo, esta si debe ser la misma para ambas. Es decir, las válvulas maestras no deben ser de 5,000 psi y las laterales de 10,000 psi.

La medida nominal de la válvula de sondeo es la misma a la de las válvulas maestras.

Para definir la medida nominal de las válvulas maestras se toma en cuenta el tamaño de la tubería de producción. Por ejemplo si la tubería de producción es de 4 ½”, la medida de las válvulas maestras y la de sondeo debe ser 4 1/16”. Si la tubería de producción es de 3 ½”, las válvulas maestras y la de sondeo serán de 3 1/8 o 3 1/16. Si la tubería de producción es de 2 7/8”, las válvulas maestras y la de sondeo serán de 2 9/16”. La primera válvula maestra debe ir unida al adapter del medio árbol o también se le conoce como Brida Superior Para



Cabezal de Tubería de Producción. La segunda válvula maestra se coloca entre la primera válvula maestra y la cruz del medio árbol. La válvula de Sondeo se coloca arriba de la cruz. Las válvulas que se les conoce como laterales son las que ubican en las salidas de la cruz. Normalmente se instalan dos en cada salida.

OTROS USOS DE LAS VÁLVULAS DE COMPUERTA:

Las válvulas de compuerta también pueden usarse junto con las líneas de control y tubos distribuidores de estrangulación y dominación. Las válvulas de compuerta también se utilizan en forma rutinaria junto con el sistema de protector contra reventones en plataformas de perforación y de rehabilitación. Cuando una válvula de compuerta se instala en una salida lateral de un cabezal, esta debe ser del mismo tamaño nominal y la presión de trabajo debe ser la misma que la presión de trabajo de la brida superior del cabezal. Por ejemplo, si el cabezal es de 13 5/8-5000 brida inferior x 11-10000 brida superior y su salida es de 2 1/16-10000, entonces la válvula que debe ser instalada es de 2 1/16-10000, ya que esta tiene el mismo tamaño de Anillo API, mismo número de barrenos para permitir su buena instalación.

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS:

Siempre deben ser operadas por la mano del hombre, es decir, manualmente, lo cual al darle vueltas al Volante con el que cuentan, este hace girar el vástago al que se encuentra unido, el vástago está unido a su vez a una tuerca de levante ( llama también Lifting Nut o Impulsor ) la cual arrastra la compuerta para abrirla o cerrarla.

Se pueden manufacturar desde 1 13/16”, 2 1/16”, 2 9/16”, 3 1/16”, 3 1/8”, 4 1/16”, 5 1/8”, 7 1/16” hasta 9” (medidas nominales) en 5,000 psi, 10,000 psi, 15,000 psi.

Los cuerpos de la válvula y los bonetes son forjados, lo cual da una mejor consistencia comparada con la fundición.

Existen las que sus extremos son roscables, conexiones bridadas y conexiones tipo clamp.



Válvula de Compuerta Manual conexiones bridadas


Todas las válvulas deben ser probadas Hidrostáticamente antes de su instalación y verificar que los diámetros de los asientos, compuertas y paso del cuerpo de la válvula coincidan perfectamente (esto se logra pasando la herramienta llamada Drif).

Siempre es recomendable lubricar los baleros con los que cuenta la válvula.

El fluido que no se drene por si solo del interior de la válvula, debe ser desplazado inyectándole grasa al interior, a través de la grasera de ½ API L.P. con la que cuenta la válvula en el Bonete.

Debe de estar completamente aislada de presión la Válvula, es decir, no debe tener nada de presión en su interior, por lo que debe desfogarse atreves de la grasera de ½ API L.P. con la que cuenta la válvula en el Bonete.

En algunos casos se puede tener problemas de espacio en las plataformas o pozos, con lo que utilizar una válvula normal puede representar problemas, por lo que se recomienda utilizar el otro de los modelos de Válvulas

Manuales de Compuerta que se les conoce como Válvulas Dobles.



Estas pueden ser:

Manual- Manual Manual Actuada

Válvula Doble Manual-Manual Válvula Doble Manual-Actuada

VÁLVULAS DE COMPUERTA ACTUADA:

Las válvulas actuadas de compuerta son dispositivos de control utilizadas durante la producción del medio árbol.

Están diseñadas para funcionar en posición completamente abierta o completamente cerrada. Estas no deben ser utilizadas para estrangulas el fluido. Las válvulas Actuadas de compuerta se instalan principalmente en el medio árbol (Christmas tree) en conjunto con las válvulas manuales de compuerta, esta siempre es instalada en la posición vertical y se le conoce como la segunda válvula maestra, ya que se encuentra entre la primer válvula maestra y la cruz de flujo.

En algunas otras ocasiones puede ser instalada una en cada lado de las salidas laterales de la cruz de flujo (Wings) y se ubicara entre la válvula que va directamente unida a la cruz de flujo y el porta estrangulador.

Al igual que las válvulas manuales de compuerta, por medio de un vástago es arrastrada la compuerta para abrir o cerrar el flujo.

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS:

Son operadas por un actuador que puede ser:

Neumáticos Hidráulicos

En caso de algún siniestro dentro de una plataforma.



Cuenta con unos discos de ruptura, los cuales funcionan ya sea si la presión se dispara intempestivamente o si existe fuego, se funde el disco de ruptura y se dispara para cerrar la compuerta y esta a su vez evita el flujo del gas o petróleo y así se controla con mayor seguridad un siniestro.

Si se coloca una compuerta de una válvula actuada al lado de una compuerta de una válvula manual, la diferencia es relevante, ya que el orificio por donde pasa el fluido cambia de ubicación. En la compuerta de la válvula actuada el orificio se encuentra casi junto al alojamiento de la tuerca de levante y en la compuerta de la válvula manual, el orificio se localiza hacia el otro extremo contrario donde se localiza el orificio de alojamiento de la tuerca de levante.


Todas las válvulas deben ser probadas Hidrostáticamente antes de su instalación y verificar que los diámetros de los asientos, compuertas y paso del cuerpo de la válvula coincidan perfectamente (esto se logra pasando la herramienta llamada Drif).

El fluido que no se drene por si solo del interior de la válvula, debe ser desplazado inyectándole grasa al interior, a través de la grasera de ½ API L.P. con la que cuenta la válvula en el Bonete.

Debe de estar completamente aislada de presión la Válvula, es decir, no debe tener nada de presión en su interior, por lo que debe desfogarse atreves de la grasera de ½ API L.P. con la que cuenta la válvula en el Bonete.



PORTA ESTRANGULADORES:

Los Porta estranguladores son dispositivos que se utilizan para estrangular el fluido que se está produciendo del yacimiento. Estos se utilizan para no dañar el medio árbol, ya que como se vio anteriormente las válvulas no deben ser utilizadas para la estrangulación.

Se les conoce como porta estranguladores, ya que en su interior se les coloca el estrangulador, que es por el cual fluye el Gas o el Crudo. Estos estranguladores se identifican por el diámetro interior que tiene cada uno de ellos y se miden en 64´s (1/64,2/64,3/64, etc.), no es correcto describirlos como de 1/8, ¼, ½, etc.

Estos son utilizados en los medios arboles (generalmente) y en muy pocas ocasiones junto con el cabezal de tubería de producción.

Cuando son utilizados en los medios árboles, estos se ubican junto a las válvulas de las salidas en las cruces o también conocidas como Wings. Son sujetados a dichas válvulas por medio de birlos y debe colocársele entre la cara de la salida de la válvula y la cara de la salida del porta estrangulador un anillo API, lo cual evitara que exista fuga en la conexión. Existen dos tipos de porta estranguladores, estos son: Positivos y Ajustables.

Porta estrangulador positivo Porta estrangulador ajustable

Los porta estranguladores Positivos son fáciles de identificar ya que no cuentan con un volante, a diferencia de los porta estranguladores ajustables, los cuales si tiene un volante.



La brida inferior (posicionada en el eje vertical) es por la que sale el fluido y en esta normalmente se coloca una brida compañera con una rosca, la cual, en dicha rosca se coloca la línea de producción o bajantes del medio árbol.

La brida posicionada en el eje horizontal, es la que se conecta a la válvula que se encuentra en las alas del medio árbol ( la que se encuentra en extremo ), las cuales se unen por medio de birlos y previamente colocando un anillo API entre ambas bridas.

Siempre se busca que la posición del Porta estrangulador sea como la que se muestra en los diagramas, es decir, que la salida se encuentre completamente en posición vertical.

Los Porta estranguladores cuentan con un Tapón que este a su vez tiene un barreno de ½ API L.P. el cual permite colocar un Manómetro que servirá para el registro de la presión con la que cuenta el pozo. El tapón es mantenido en su posición por medio de una Tuerca de Golpe que se rosca en la cuerda exterior Acme con la que cuenta el Cuerpo del porta estrangulador.


Todas los porta estranguladores deben ser probadas Hidrostáticamente antes de su instalación y verificar que las

Ranuras Api no se encuentren golpeadas, así como, la cuerda que recibirá el Estrangulador (Niple Reductor) y el área de sello del asiento del vástago del porta estrangulador ajustable. En el caso de los Porta estranguladores positivos es muy importante asegurarse que la tuerca de golpe que sujeta el tapón se encuentre bien apretada, de lo contrario podría salir disparada, pudiendo causar graves daños al usuario e inclusive hasta la muerte.

CACHUCHA DE ÁRBOL (TREE CAP):

El Tree Cap es el último elemento que se localiza en la parte superior del Árbol de Navidad, por tal motivo como su nombre lo indica es la “Cachucha del Árbol “. Algunos lo conocen como Adaptador para Lubricador. Esto debido a que cuenta con una cuerda interior la cual sirve para conectar un Lubricador que es utilizado para la instalación de la válvula de contrapresión en el colgador de Tubería de producción, cada vez que es puesto en marcha un pozo o que se requiere ser reparado.

Este en un extremo tiene una cuerda exterior Acme y en el extremo opuesto una brida API, que cuenta con su anillo Api. También cuenta con un Tapón que tiene un barreno de ½ API L.P. el cual permite colocar un Manómetro que servirá para el monitoreo de la presión con la que cuenta el pozo. El tapón es mantenido en su posición por medio de



una Tuerca de Golpe que se rosca en la cuerda exterior Acme con la que cuenta el Cuerpo del Tree Cap.

Existen en diferentes medidas como pueden ser:

2 1/16-5000 2 9/16-5000 3 1/8-5000 3 1/16-10000 4 1/16-5000 4 1/16-10000 5 1/8-10000 7 1/16-5000

Dependiendo del tamaño que el Tree Cap sea, este variara su tamaño en la cuerda interior, por ejemplo:

El de 2 1/16-5000, su cuerda interior es de 2 3/8 EUE 8 HRR (8 hilos redondos) 2 9/16-5000, su cuerda interior es de 2 7/8 EUE 8 HRR (8 hilos redondos) 3 1/8-5000, su cuerda interior es de 3 1/2 EUE 8 HRR (8 hilos redondos) 3 1/16-10000, su cuerda interior es de 3 1/2 EUE 8 HRR (8 hilos redondos) 4 1/16-5000, su cuerda interior es de 4 1/2 EUE 8 HRR (8 hilos redondos) 4 1/16-10000, su cuerda interior es de 4 1/2 EUE 8 HRR (8 hilos redondos) 5 1/8-10000, su cuerda interior es de 4 1/2 EUE 8 HRR (8 hilos redondos) 7 1/16-5000, su cuerda interior es de 6 3/8 EUE 8 HRR (8 hilos redondos)


Todas los Tree Caps deben ser probadas Hidrostáticamente antes de su instalación y verificar que las Ranuras Api no se encuentre golpeada, así como, la cuerda interna, también debe asegurarse que la tuerca de golpe que sujeta el tapón se encuentre bien apretada, de lo contrario podría salir disparado el Tapón pudiendo causar graves daños al usuario e inclusive hasta la muerte.

ANILLOS API (RING GASKET):

El anillo API es un aro metálico que está regido por la misma norma API, es decir, toda su geometría, materiales del que se fabrica, recubrimientos, lo establece dicha norma. Este elemento es el que permite que dos conexiones bridadas no presenten fuga, es decir, en la prueba Hidrostática o de Gas a dos elementos bridados, evita que salga a la atmosfera la sustancia que se encuentra dentro de los componentes bridados (recipientes retenedores de presión).



Su identificación comienza con una “R”, de RING (Anillo) para los que son utilizados en recipientes retenedores de presión con conexiones de baja presión. Existen en diferentes tamaños, entre los que se encuentran (de menor a mayor) R-20, R-24, R-27, R-35, R-39, R-46, R-74.

Los que son utilizados para recipientes retenedores de presión con conexiones de alta presión, su identificación comienza con las letras “BX”. De la misma manera que los “R”, existen de diferentes tamaños, entre los que se encuentran (de menor a mayor) BX-150, BX-152, BX-154, BX-158, BX-159.

El anillo API se coloca en una ranura que tiene el recipiente retenedor de presión. Este debe embonar sin ningún problema. Antes de ser colocado se debe asegurar que tanto este como la ranura en la que se alojara, no tiene ningún golpe. Es muy importante que el acabado de ambas partes sea el adecuado (acabado 63), ya que estos hacen un sello que se le llama “METAL – METAL“.

Estos pueden ser fabricados de Acero al Carbón, de Acero Inoxidable, de Inconel. Todo depende de las condiciones de servicio en las que estará expuesto el equipo. Por ejemplo, para las zonas con alta concentración de salinidad, como sucede en las plataformas marinas, se utilizan normalmente los de Acero Inoxidable. Para los equipos que son instalados en pozos terrestres, se utilizan los de Acero al Carbón y para pozos ya sea en plataformas marinas o terrestres, pero que su concentración de H2S y CO2, se recomienda el uso de los anillos que se fabrican de Inconel.

Los anillos API deben ser fabricados solamente por compañías que cuenten con la certificación del API, tengan su monograma y numero de licencia, ya que en al final de su proceso, cuando se marquen las piezas, a estos deben colocársele el número de licencia y el monograma API.


Revisar el marcaje de la pieza, en el que se especifica el tamaño, numero del anillo, monograma API, licencia del fabricante.

Asegurarse que el anillo embone perfectamente en la ranura de la conexión bridada.

Evitar colocar algún elemento o sustancia (como grasa) entre la superficie del anillo y la ranura de la conexión bridada.

Asegurarse que el anillo API y la ranura de la conexión bridada no tenga ralladuras o golpes, de lo contrario al momento de realizar, ya sea la prueba Hidrostática o la prueba de gas, no existirá el sello metal a metal necesario y los equipos unidos presentaran perdida de presión por el anillo y la ranura de la conexión bridada.



BIRLOS (STUD):

Un birlo es tramo de barra redonda con rosca exterior. Puede ser una rosca continua o un tramo roscado en cada extremo y con un tramo a la mitad sin rosca. Los que son rosca continua se les conoce como esparrago y siempre son utilizados con 2 tuercas del mismo tamaño que el esparrago en su cuerda. Son utilizados para unir dos conexiones bridadas, el esparrago debe ser un poco más pequeño del orificio que tiene la conexión brida donde entrara. Los que tienen solamente los extremos roscados y la parte de en medio sin rosca, se les como birlo, a diferencia de los espárragos este se acompañan de una sola tuerca, que también es del mismo tamaño que del birlo.

Este se utiliza en salidas de conexiones, como por ejemplo en la boca de una válvula, para unir el bonete a la válvula y en salidas de las cruces de los medios árboles. La rosca de uno de sus extremos es colocada dentro de una rosca que tiene el recipiente retenedor de presión y en su otro extremo es colocada su tuerca.


Siempre debe asegurarse que la tuerca rosque sin ningún problema en el birlo. Así como cuidar que la rosca no tenga golpes, de lo contrario, no se podrá roscar e inclusive puede llegar a trabarse.

PROTECTORES DE BRIDA (FLANGE PROTECTOR):

El protector de Brida, es un elemento en forma de rondana, este tiene un diámetro exterior, un diámetro interior, un espesor y varios barrenos.

El diámetro exterior es el mismo de la conexión bridada con el que se utilizara. El diámetro interior tiene la medida de la ranura Api de la conexión bridada con el que se utilizara. El espesor puede ser de .250” a .375”. Los barrenos con los que cuenta son los mismos que tiene la conexión bridada con la que será utilizado, estos permitirán el paso libre de los birlos que entran en la conexión bridada.

Pueden ser fabricados de materiales como Hule espuma o Nitrilo.

Estos normalmente son utilizados en equipos que se utilizan en plataformas marinas y sirven para proteger de la corrosión las caras de las conexiones bridadas. Son colocados entre cara y cara de las conexiones bridadas.


Asegurarse que no estén desgarrados. Revisar la fecha de caducidad dada por el fabricante. Almacenarlos cuidadosamente, ya que pueden ser aplastados y deformados, por

lo que no recuperarían su forma original. En el caso de los que son fabricados



de Nitrilo, deben ser almacenados en bolsas negras que los protejan de la luz y en un cuarto con temperatura controlada de acuerdo a recomendación del fabricante.

PROTECTOR DE TAZÓN (BOWL PROTECTOR):

El protector del tazón es simplemente una camisa de desgaste que se instala en el tazón superior de un cabezal de tubería de revestimiento, carrete de tubería de revestimiento o cabezal de tubería de producción durante las operaciones de perforación y reacondicionamiento. Protege el reborde de carga y las superficies críticas de sellado contra el desgaste y los daños causados por la barrena de perforación, la tubería de perforación y las herramientas que pasen por dentro del cabezal. Los protectores de tazones se instalan y se recuperan mediante una herramienta de instalación tipo J sencilla. Habitualmente estos se instalan inmediatamente después de haberse conectado un cabezal de tubería de revestimiento, carrete de tubería de revestimiento o cabezal de tubería de producción, antes de que se reanude la perforación. Los protectores se aseguran al cabezal o carrete con tornillos de sujeción tipo protector de tazón (tornillos BP) o con un empaque que se introduce en una ranura interior que tiene cada cabezal en su tazón donde entra el protector de tazón. Esto evitara que con el golpeteo de la barrena este se salga de su posición.

El protector de tazón es un elemento que se pudiera considerar desechable, ya que sufre muchos daños y normalmente ya no se reutiliza, cumpliendo su función una sola vez, una vez que se retira del tazón del cabezal, este se desecha. No se fabrica de un material costoso. Este debe tener un diámetro interior (conocido también como diámetro de paso) que permita el libre paso de la barrena y de todas las herramientas que se quieran introducir durante la perforación, por lo que se debe tener bien registrada su medida.

Protector de Tazón Herramienta para Instalación del Protector de Tazón




Asegurarse que no tenga filos que pudieran dañar el tazón del cabezal. Asegurarse que el protector de tazón y cabezal sean compatibles. Revisar y anotar la marca que indica que diámetro de paso tiene el protector de

Tazón. Confirmar que la herramienta soltadora y recuperadora del protector de tazón

sean compatibles.

TAPÓN DE PRUEBA (TEST PLUG):

El tapón de prueba de los protectores contra reventones es un dispositivo de sellado que se asienta en el tazón superior de un cabezal para tubería de revestimiento, carrete de tubería de revestimiento, cabezal de tubería de producción o conjunto de cabezal de pozo de alto rendimiento. Proporciona un sello hermético de presión contra el diámetro interior del tazón del cabezal a probar y permitir realizar una prueba de presión de los protectores contra reventones. Normalmente tiene cuatro agujeros de venteo o de drenaje, los cuales se utilizan al someter a prueba los arietes de tubería de más abajo y que también permiten el llenado de la columna total a probar.

BIBLIOGRAFÍA:

Planeación, producción y uso de componentes para un árbol de válvulas para extracción de petróleo o gas.

Texto de Producción I.


Documents

Árboles de Navidad y Ensamblaje de Cabeza de Pozo