equipos superficiales

FLUIDOS DE TERMINACIN Y FLUIDOS EMPACANTESFLUIDOS DE TERMINACINEn general el uso de fluidos limpios es el de mejorar los sistemas para optimizar la terminacin e incrementar la produccin y prolongar la vida del pozo al evitar el dao que se genera en la formacin productora al utilizar los fluidos con slidos.Los sistemas libres de slidos tienen diferentes aplicaciones durante la terminacin y reparacin de pozos productores de gas o aceite cuando se usan como: Fluidos de terminacin Fluidos reparacin Fluidos para controlar presiones anormales Fluidos de empaque Fluido de perforacin nicamente para la zona productora.Ventajas de fluidos limpios No daan la formacin productora. El retorno a la permeabilidad es excelente. Se mezclan a la densidad deseada. Tienen tasas de corrosin bajas. Son estables a las condiciones de pozo. Compatibles con los aditivos qumicos. No estn calificados como dainos a la salud o al medio ambiente.Un control de pozo ptimo y control de costos puede ser obtenido del uso de salmueras pesadas durante las operaciones de terminacin y reparacin de pozos.

Los sistemas libres de slidos mas comunes son :

composicin y propiedades de las salmuerasLa produccin y la vida de los pozos con hidrocarburos pueden ser mejorados mediante la aplicacin de fluidos limpios libres de slidos.Los fluidos de terminacin son diseados para controlar la presin, facilitar las operaciones de molienda/limpieza y proteger a la formacin productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes.Se ha comprobado que de todos los fluidos de terminacin, los ms ventajosos, son las salmueras libres de slidos en suspensin, por que protegen la formacin productora, proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formacin sin usar substancias dainas como la barita.Las propiedades fisico-qumicas de las salmueras dependen de la composicin qumica.Cristalizacin de salmuerasLa temperatura de cristalizacin actual de una salmuera clara es una temperatura a la cual un slido empezar a precipitarse de la solucin, si es dada suficientemente tiempo y condiciones de nucleacin apropiada. El slido puede ser slido de sal o hielo de agua fresca.Como las salmueras de densidades altas como Cloruro de Calcio, Bromuro de Calcio y Bromuro de Zinc, son normalmente formuladas, la temperatura de cristalizacin es la temperatura a la cual la salmuera es saturada con una o ms de sus sales. A esta temperatura, de la sal menos soluble se vuelve insoluble y se precipita. Enfriamiento de la sal bajo la temperatura de cristalizacin, resulta en ms precipitacin de slidos de sal.Usuarios de salmueras de densidades, normalmente especifican la temperatura anticipada ms baja del medio ambiente para prevenir la cristalizacin de slidos de sal en la salmuera. La precipitacin de slidos de sal cristalinos debajo de la temperatura de cristalizacin puede causar un nmero de problemas en la intervencin del pozo. Si los cristales de sal se asientan en las presas, la densidad de la salmuera bombeada al pozo podr ser muy baja para contener las presiones de la formacin. La temperatura de cristalizacin de una salmuera pesada puede ser variada ajustando la concentracin de las diferentes sales en el sistema. Consecuentemente, salmueras de una cierta densidad pueden ser formuladas con numerosas temperaturas de cristalizacin. Las salmueras con temperaturas de cristalizacin bajas, como norma, sern ms costosas para realizar. Como resultado, el diseo de una salmuera con temperatura de cristalizacin excesivamente baja puede incrementar el costo de fluido significativamente. Una salmuera de densidad alta menos costosa con una temperatura de cristalizacin muy alta, puede incrementar costos debido a la prdida de tiempo en el pozo a causa de la cristalizacin del fluido en la bomba, lneas y en las presas de almacenamiento. Con salmueras diluyentes como agua de mar, Cloruro de Calcio 30% y Cloruro de Potasio 20%, la sal disuelta en el agua abate la temperatura de cristalizacin o punto de congelamiento de la salmuera. Esto es, la temperatura a la cual el agua empieza a congelarse fuera dela solucin, es reducida por medio de la sal disuelta. TurbidezPequeas partculas suspendidas en el fluido producen dispersin de luz. La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partculas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un Nefelmetro, expresando el resultado en NTU, el cual es proporcional a la concentracin de slidos suspendidos. Un fluido limpio ha sido definido como uno que NO contiene partculas de dimetro mayor a 2 micras y dar un valor de turbidez NO mayor a 30NTU.pHEl potencial de Hidrgeno (pH) es la medida de la acidez o alcalinidad de un fluido.En la ausencia de hidrlisis soluciones diluidas de sales neutras muestran un pH neutro. Sin embargo las sales usadas en la industria petrolera muestran valores de pH distintos, debido principalmente a las concentraciones altas. El pH de salmueras con densidades cerca de 1.39 gr/cc es casi neutro y disminuye progresivamente con el aumento de densidad.El pH es considerado uno de los ms importantes factores de corrosin causados por fluidos de terminacin y empaque. Las salmueras que contienen Bromuro de Zinc muestran losvalores ms bajos de pH debido a la hidrlisis de sta sal y son las ms corrosivas. Las salmueras que contienen Cloruro, tienden a ser ms corrosivas que las que tienen Bromuros. La tasa de corrosin de las salmueras de alta densidad pueden ser disminuidas agregando aditivos como: inhibidores de corrosin, secuestrantes de oxgeno y/o bactericidas. Dado que las salmueras pesadas tienen valores de pH cido, las medidas de seguridad usadas en el manejo de stos fluidos son ms detallados.FLUIDOS EMPACANTES La utilizacin de los fluidos de empaque en la etapa final de la terminacin del pozo y el motivo por el cual se disean para ser colocados en los espacios anulares entre las tuberas de revestimiento y tubera de produccin es, para que estas tuberas se protejan adecuadamente de los efectos de la corrosin, y que faciliten la recuperacin de los aparejos de produccin, ya que uno de los principales problemas es el sello y agarre por corrosin y depsito de materiales orgnicos e inorgnicos en los sellos multi- V y el cuerpo del empacador, lo cual ha originado en muchas ocasiones operaciones subsecuentes de pesca para recuperacin total de las sartas causando costos excesivos al alargarse los tiempos de intervencin de los pozos.Este tipo de fluidos se emplean tambin para mantener una presin hidrosttica en la parte externa de las tuberas de produccin y as evitar alguna falla por colapso de las tuberas de revestimiento en algunas reas de presin anormal. Se debe tener una correcta manipulacin al prepararse en el campo, para evitar introducir agentes contaminantes por slidos disueltos o slidos en suspensin, los cuales reduciran la eficiencia de estos productos. Por lo anterior es necesario establecer un procedimiento adecuado para disear los fluidos empacantes y que stos cumplan eficazmente la funcin para lo cual fueron seleccionados.Propiedades que deben tener los fluidos empacantesEs necesario determinar las propiedades ms adecuadas para disear los fluidos empacantes, y estas deben ser las siguientes:1. Estable a condiciones de temperatura y presin.2. No ser corrosivo.3. Que evite la formacin de bacterias.4. Que est libre de slidos indeseables5. Que no cause daos a las formaciones productoras.6. Que no dae el medio ambiente.7. Que facilite la recuperacin de los aparejos de produccin.Tipos de fluidos empacantesLos fluidos empacantes se pueden preparar en fluidos base-agua y base-aceite.Los base aceite presentan una mayor estabilidad que los preparados con agua. Lo anterior debido a la naturaleza del aceite diesel ya que se trata de un solvente no polar, ya que los base agua por su naturaleza qumica requieren el empleo de agentes qumicos especiales como son los inhibidores de corrosin, alcalinizantes, secuestrantes de gases, as como algunos bactericidas y viscosificantes como complemento y cumplir su funcin como fluido empacante de manera eficiente.Se pueden clasificar en base aceite y base agua y son los siguientes: BASE ACEITEa) Emulsiones libres de slidos, con densidad de 0.84 a 0.94 gr/cm3b) Diesel o aceite estabilizado deshidratado con densidad de 0.84 gr/cm3 BASE AGUAa) Agua tratada densidad 1.0 gr/cm3b) Salmuera sdica, densidad 1.03 a 1.19 gr/cm3c) Salmuera clcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr/cm3d) Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales:CaCl2-CaBr2-ZnBr2, que vara su densidad desde 1.31 hasta 2.30 gr/cm3Una de las principales ventajas de los fluidos empacantes base-agua, es que no daan el medio ambiente y son de menor costo, por lo que en la actualidad son los que tienen una mayor demanda.

Requerimientos del agua utilizada para preparar fluidos empacantesPara el diseo y preparacin de un fluido empacante base-agua, se debe cuidar la calidad del agua que se va a utilizar, para evitar problemas dentro del pozo que pudiera alterar la eficiencia del mismo, por lo que tiene que cumplir con los limites de calidad permisibles siguientes:Propiedades Mg/LSlidos totales disueltos 100Slidos en suspensin 0-100Dureza de calcio (CaCO3) 40Dureza de magnesio 40Alcalinidad total 200Cloruros 412Sulfatos (Na2SO4) 200Fosfatos totales solubles (Po4) 0.1Cromatos (CrO4) 0.05Fierro total (Fe) 0.30pH 7-9El anlisis de agua es de suma importancia en la preparacin de los fluidos empacantes, ya que el agua dulce por su gran habilidad para disolver en gran nmero de compuestos inorgnicos, si no se tiene un control estricto de los iones en solucin, pueden volver a reaccionar formando precipitados insolubles dentro del pozo con los consecuentes problemas en la recuperacin de los aparejos de produccin. En el agua de origen natural encontramos una gran variedad de slidos disueltos, as como slidos en suspensin, y a esto se debe: la turbidez, el olor, el color y el sabor, estas caractersticas del lugar de donde se tome el agua, por lo que en estos casos se debe utilizar un tratamiento previo a este tipo de agua para ser utilizada en la preparacin de fluidos empacantes. Los slidos disueltos y los slidos en suspensin nos indican la cantidad de impurezas disueltas en agua y que son perjudiciales en el agua, adems de aumentar su ndice de turbidez.Las sales compuestas por las mezclas de bromuros y cloruros no son comnmente utilizables por su alto costo y elevada toxicidad, as como los problemas inherentes a su manipulacin en el campo, por lo que su empleo como fluidos empacantes est restringido en la actualidad, aunado a que las normas ecolgicas para estos tipos de fluidos son muy estrictas.Normalmente en la actualidad, el agua utilizada para la preparacin en el campo de los fluidos empacantes es agua tratada de algunas de las bateras de la empresa, la cual tiene que ser monitoreada para garantizar que cumple con los requerimientos de calidad y sus propiedades fsico-qumicas son las ptimas.Variacin de las Caractersticas de los lodos con diferentes aditivos qumicos:Agente Densificantes Barita: IMCO BAR es una barita con un peso especifico que oscila entre 4,2 y 4,27.La barita se emplea en los lodos para incrementar la densidad. Se pueden obtener densidades de un lodo hasta aproximadamente 22 ppg con lodos aun bombeables. Carbonato de Calcio: IMCO WATE carbonato de calcio tiene un peso especifico de 2,8 aproximadamente. Se emplea principalmente para aumenta la densidad de los lodos de base petrleo con el fin de aumentar la invasin de slido en formaciones productivas. El material puede ser eliminado de las zonas productivas por acidificacin.Aumenta la densidad 12 lb/gal. Hematita Oxido de Hierro:FER-OX, su accin principal es aumentar la densidad hasta 25 lb/gal.El IMCO GEL se emplea para el control de la viscosidad y de prdida de filtrada en todos los lodos de agua dulce. En lodos que contienen sal por encima de 35.000ppm, el rendimiento de la bentonita se reduce considerablemente a menos que se haya hidratado previamente y despus se haya aadido al lodo salino. Sub-Bentonita IMCO-KLAY, sub-bentonita es una arcilla extrada de minas que se encuentran al sur de Estados Unidos que rinden entre 40 a 65 bbl/ton en agua dulce.IMCO-KLAY se usa conjuntamente con IMCO-GEL cuando se desea tener tamaos grandes de partculas de arcillas para el control de la prdida del filtrado en el pozo. Si se aaden aproximadamente 44ppb de IMCO-KLAY al agua dulce se obtendr un lodo de 15 cps o una viscosidad de embudo de 36 seg/qt, cuando se est perforando.

EQUIPOS SUPERFICIALES

El rbol de vlvulas es un equipo conectado a las tuberas de revestimiento (ademe) en la parte superior, que a la vez que las sostiene, proporciona un sello entre ellas y permite controlar la produccin del pozo. Por lo general el rbol de vlvulas se conecta a la cabeza del pozo; la cual es capaz de soportar la TR, resistiendo cualquier presin que exista en el pozo.

EL EQUIPO INSTALADO EN LA PLATAFORMA DE UN POZO PRODUCTOR DE PETRLEO ES EL SIGUIENTE: Cabezales de tubera de revestimiento (TR) Colgadores de tubera de revestimiento Cabezales de tubera de produccin (TP) Colgadores de tubera de produccin Vlvula de contrapresin Adaptador rbol de vlvulas Brida adaptadora del cabezal de TP Vlvulas de seguridad y de tormenta Conexiones del rbol de vlvulas Estranguladores

CABEZALES DE TUBERA DE REVESTIMIENTO. Son partes de la instalacin que sirven para soportar las tuberas de revestimiento y proporcionar un sello entre las mismas. Pueden ser cabezal inferior y cabezales intermedios.-El cabezal inferior, El cabezal ms inferior es una unidad que se acopla a la parte superior de la ltima pieza de caera para proveer soporte a las otras caeras y sellar el espacio anular entre caeras.Forman parte de este cabezal el colgador de caera para recibir, asentar y soportar la caera y la brida superior servir para conectar los Preventores (BOPs) y otras caeras intermedias.A veces se utiliza landing base con el cabezal ms inferior para proveer un soporte adicional a caeras pesadas.

El cabezal intermedio, El cabezal intermedio es una unidad tipo carretel que se une por su parte inferior al a la brida superior del cabezal inferior para proveer un medio de soporte a las caeras de menor dimetro y sellar el espacio anular entre caeras. Esta compuesta por una brida inferior, una o con dos salidas en su parte intermedia y una brida superior con su colgador interno de caera.La brida inferior del cabezal intermedio est construido con un receso para acomodar una gua de trpano renovable y sellos secundarios con el propsito de proteger la parte superior de la caera inferior en las maniobras de bajada de herramienta.COLGADOR DE TUBERA DE REVESTIMIENTO, Es una herramienta que se asienta en el nido de un cabezal de tubera de revestimiento inferior o intermedio para soportar la tubera y proporcionar un sello. Entre sta y el nido. El tamao de un colgador se determina por el dimetro exterior nominal, el cual es el mismo que el tamao nominal de la brida superior del cabezal donde se aloja. Su dimetro interior es igual al dimetro exterior nominal de la TR que soportara. Por ejemplo, un colgador de 8 de dimetro nominal puede soportar tubera de 4 1/2 a 5 1/2 de dimetro nominal.Cabezales y colgadores

El equipo de cabezales de pozos es en general un trmino usado para describir la unin del equipo a las partes superiores de las sartas de caeras, soportarlas, proveer sello en el espacio anular formado entre caeras y controlar la produccin del pozo. Todo los fabricantes incrementan el factor de seguridad en su productos basados en una buena Ingeniera y larga experiencia; pero, los esfuerzos causados por vibracin, cargas de impacto y variaciones de temperatura son siempre imposibles de predecir.CABEZAL DE TUBERA DE PRODUCCIN, Es una pieza tipo carrete o un alojamiento que se instala en la brida superior del cabezal de la ltima TR. Sirve para soportar la TP y proporcionar un sello entre esta y la tubera de revestimiento. Est constituido por una brida inferior, una o dos salidas laterales y una brida superior con una concavidad o nido. El cabezal de produccin es una unidad tipo carretel unida a la brida superior del cabezal intermedio para proveer soporte a la tubera de produccin y sellar el espacio anular entre la tubera y caera de produccin.Est compuesta de una brida inferior, una o dos salidas y la brida superior con colgador de tubera.COLGADOR DE TUBERA DE PRODUCCINSe usa para proporcionar un sello entre la TP y el cabezal de la TP. Se coloca alrededor de la tubera de produccin, se introduce en el nido y puede asegurarse por medio del candado del colgador. El peso de la tubera puede soportarse temporalmente con el colgador, pero el soporte permanente se proporciona roscando el extremo de la tubera con la brida adaptadora que se coloca en la parte superior del cabezal. Entonces el colgador acta nicamente como sello. RBOL DE VLVULAS, Es un conjunto de conexiones, vlvulas y otros accesorios con el propsito de controlar la produccin y dar acceso a la tubera de produccin. El elemento que est en contacto con la sarta de la TP es la brida o un bonete. Existen diferentes diseos, todos tienen la particularidad de que se unen al cabezal de la TP usando un anillo de metal como sello. Los tipos principales difieren en la conexin que tienen con la vlvula maestra, la cual puede ser mediante rosca o con brida. Las vlvulas del medio rbol se fabrican de acero de alta resistencia. Generalmente son vlvulas de compuerta o de tapn, bridas o roscables.La vlvula maestra:Es la que controla todo el sistema con capacidad suficiente para soportar las presiones mximas del pozo. Debe ser del tipo de apertura mxima, con un claro (paso) igual o mayor al dimetro interior de la TP; para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los empacadores, pistolas para disparos de produccin, etc. En pozos de alta presin se usan dos vlvulas maestras conectadas en serie. A continuacin de la vlvula maestra se encuentra la conexin en cruz que sirve para bifurcar el flujo a los lados, provista de vlvulas para su operacin. A cada lado de la conexin estn las vlvulas laterales. Estas pueden ser del tipo de apertura restringida, con un dimetro nominal un poco menor al de la vlvula maestra, sin que esto cause una cada de presin apreciable. La vlvula superior (porta manmetro), se localiza en la parte superior y sirve para controlar el registro de presiones leyndose, cuando sea necesario, la presin de pozo cerrado y la de flujo a boca de pozo. Asimismo, la vlvula superior sirve para efectuar operaciones posteriores a la terminacin, tales como: desparafinamiento, registro de presiones de fondo fluyendo y cerrado, disparos, etc. En operaciones que no se requiere interrumpir el flujo, se cierra la vlvula y se coloca un lubricador para trabajar con presin; introduciendo en el cuerpo de ste las herramientas nece-sarias abriendo la vlvula porta manmetro para permitir su paso.Las conexiones en rosca de las vlvulas del rbol se usan para presiones mximas de 345 bares (4,992 lb/pg2), mientras que las conexiones en brida no tienen lmite en cuanto a presin (recordando que la mxima presin de trabajo establecida por el API es de 1035 bares (14,796 lb/pg2). Las conexiones se requieren que tengan un cierre perfecto. La toma de muestras en el rbol de vlvulas generalmente se encuentra despus del niple porta estrangulador. Esta consiste en una reduccin (botella) de 2 a 1/2 pulgada, vlvula de compuerta y una boquilla. Es importante que al efectuar la toma de muestras la vlvula de 1/2 se abra un lapso moderado con el propsito de limpiar la trampa que se forma en la reduccin de 2 a 1/2. En el rbol de vlvulas (navidad) tambin se encuentra el porta-estrangulador, estrangulador, la vlvula de contrapresin y la vlvula de seguridad.

VLVULA DE CONTRAPRESIN O DE RETENCIN (CHECK):Se encuentra instalada en el colgador de la tubera de produccin o en el bonete del medio rbol, que sirve para obturar el agujero en la TP cuando se retira el preventor y se va a colocar el medio rbol. Una vez que se conecta este ultimo con el cabezal de la TP, la vlvula de contrapresin puede ser recuperada con un lubricador. Se puede establecer comunicacin con la TP, si fuese necesario, a travs de la vlvula de contrapresin. De los diseos actuales, unos se instalan mediante rosca y otros con seguro de resorte (candado de expansin).ESTRANGULADORES:Los estranguladores, orificios o reductores, no son otra cosa que un estrechamiento en las tuberas de flujo para restringir el flujo y aplicar una contrapresin al pozo. Los estranguladores sirven para controlar la presin de los pozos, regulando la produccin de aceite y gas o para controlar la invasin de agua o arena. En ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los cambios de temperatura; as mismo ayuda a conservar la energa del yacimiento, asegurando una declinacin ms lenta de los pozos, aumentando la recuperacin total y la vida fluyente. El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un mltiple de distribucin, o en el fondo de la tubera de produccin. De acuerdo con el diseo de cada fabricante, los estranguladores presentan ciertas caractersticas, cuya descripcin la proporcionan en diversos manuales, sin embargo se pueden clasificar como se indica a continuacin:

Son dispositivos diseados para restringir y controlar el ritmo de produccin de un pozo. Son usualmente seleccionados para que las fluctuaciones de presin aguas abajo del estrangulador no tengan efecto en la produccin del pozo.Para que esto suceda es indispensable que se establezca la condicin de flujo crtico a travs del estrangulador; es decir, la velocidad del flujo debe ser igual a la del sonido y ocurre cuando:P2 = 0,55 P1

Pueden ser clasificados en: estranguladores superficiales estranguladores de fondoEstranguladores superficiales.Son dispositivos diseados para controlar el ritmo de produccin y estabilizar el flujo de fluidos en superficie.Los estranguladores cumplen las siguientes funciones: Controlar el caudal de produccin. Controla y previene la produccin indeseada de arena. Controla y previene la produccin prematura de agua y gas. Permite proteger los equipos de fondo ySuperficie.a): Estrangulador Positivo:Son dispositivos constituidos por un cuerpo en cuya parte interna se instalan los estranguladores metlicos o de cermica Estn diseados de tal forma que los orificios van alojados en un receptculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extrados para cambiar su dimetro. Las marcas ms conocidas son: EPN, FIP, Cameron, y los hechizos que se fabrican en los talleres de mquinas y herramientas. El uso en la industria es amplio por su bajo costo y fcil aplicacin. b): Estrangulador ajustable:Son dispositivos constituidos porun cuerpo, aguja y asiento. Elajuste del dimetro requerido serealiza moviendo la aguja de encuya parte interna se instalanlos asientos metlicos o decermica En este tipo, se puede modificar el dimetro del orificio, sin retirarlo del porta-estrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo mecnico tipo revlver. Feg.11.2Una variante de este tipo de estranguladores, es la llamada vlvula de orificio mltiple. Tiene un principio de operacin bastante sencillo, puesto que el simple desplazamiento de los orificios del elemento principal equivale a un nuevo dimetro de orificio, y este desplazamiento se logra con el giro de un mecanismo operado manual o automticamente y de fcil ajuste. Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremos roscados o con bridas y con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2.

Estranguladores de fondo.Son dispositivos diseados para reducir la posibilidad de congelamiento de los elementos de control superficiales; aumentar la velocidad de flujo y prevenir o reducir invasin de aguaEstranguladores que se alojan en un dispositivo denominado niple de asiento, que va conectado en el fondo de la TP. Estos estranguladores pueden ser introducidos o recuperados junto con la tubera, o bien manejados con lnea de acero operada desde la superficie. Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismo de anclaje que acta en un cople de la tubera, y que es accionado con lnea de acero.VLVULAS DE SEGURIDAD:Estos dispositivos estn diseados para cerrar un pozo en caso de una emergencia. Se pueden clasificar en dos tipos: a) Auto controladas:Este tipo de vlvula va colocada entre la vlvula lateral y el porta-estrangulador. Se accionan cuando se tienen cambios en la presin, temperatura o velocidad en el sistema de flujo. Se usa para cerrar el pozo automticamente cuando la presin en la tubera de escurrimiento decrece o se incrementa hasta ciertos limites, por ejemplo; cuando falla la tubera (fuga) o cuando se represiona. El lmite superior es comnmente 10% arriba de la presin normal de flujo, y el lmite inferior es de 10 a 15% abajo de dicha presin. b) Controladas desde la superficie:Se les da el nombre de vlvulas de tormenta y se usan generalmente en pozos marinos donde el control es ms difcil y en zonas donde el mal tiempo es frecuente. Este tipo de dispositivo se instala en la tubera de produccin; la vlvula de tormenta se encuentra abierta cuando el pozo est operando normalmente y se cierra cuando existe algn dao en el equipo superficial de produccin, cuando el pozo permite un gasto mayor a un cierto valor predeterminado o la presin de la TP cae por debajo de cierto valor. Originalmente las vlvulas de tormenta fueron usadas en localizaciones marinas o lugares muy alejados, pero es recomendable su uso en cualquier situacin donde hay posibilidades de que el rbol de vlvulas sufra algn dao. Existen diferentes tipos de vlvula de tormenta. Todas pueden ser colocadas y recuperadas con lnea de acero. Algunas pueden ser asentadas en niples especiales y otras se adhieren a la TP mediante cuas en cualquier punto. Algunos modelos cierran cuando la presin del pozo excede a cierto valor y otros cuando la presin se encuentra por debajo de un valor determinado. Dentro de este ltimo tipo se ubica la vlvula de tormenta OTISH; misma que puede usarse bajo presiones mayores de 700 bares (10,129 lb/pg2). Este tipo de vlvula se llama vlvula de tormenta de control directo, porque la presin o el gradiente de presin del medio que la rodea es la que controla el cierre de la misma. Adems se requiere del uso de una vlvula controlada desde la superficie que mantenga represionada a la cmara, la presin se transmite por una tubera de dimetro reducido que se encuentra en el exterior de la T.P.Adaptador, es una herramienta usada para unir conexiones de diferentes dimensiones. Puede conectar dos bridas de diferente tamao o una brida con una pieza roscada. Fig.II.4. Brida adaptadora del cabezal de tubera de produccin. Es una brida intermedia que sirve para conectar la brida superior del cabezal de TP con la vlvula maestra y proporcionar un soporte a la TP. Fig. 11.5.

VLVULAS En el rbol de vlvulas se usa vlvulas API fabricadas con una aleacin de acero de alta resistencia. Las vlvulas ASA por ser construidas con aceros al carbn no se usan en los pozos. Normalmente se usan vlvulas de compuerta de paso completo. Las vlvulas son elementos que sirven para permitir o restringir el paso de un fluido. Existen varios tipos de vlvulas: 1.- Vlvula de compuerta. 2.- Vlvula de globo. 3.- Vlvula macho. 4.- Vlvula de retencin (check). 5.- Vlvula de control. 6.- Vlvula de seguridad.

1.- VLVULA DE COMPUERTA.Normalmente trabaja toda abierta o toda cerrada. Su rea de paso es del mismo dimetro del rea de la tubera. No debe usarse estrangulada, pues no sirve para regular el paso del fluido. Se usa en lneas de succin y descarga de bombas as como en lneas de descarga de pozos; como vlvula de bloqueo. Son operadas manual y elctricamente, ya sea por medio de un volante o motor elctrico, que actan sobre un vstago que levanta la compuerta.

Este tipo de vlvulas no tienen sentido de entrada o de salida, cualquiera de sus lados sirven para los dos propsitos. Fig. 11.6

2.- VLVULA DE GLOBO. Se llaman as por la apariencia de su cuerpo; su caracterstica es que tiene una apertura u orificio por donde pasa el flujo, siendo esta apertura perpendicular al sentido del flujo. Por tal razn este tipo de vlvulas debe ser usada en un solo sentido. Para su instalacin se requiere que la presin mayor este bajo la apertura del orificio. Se usan para estrangular o controlar un flujo determinado. Fig 11.7.

3. - VLVULA MACHO. Tambin se le llama de tapn. Consta de un cilindro o tanque perforado de lado a lado, formando un canal en el cuerpo del cilindro. Cuando este canal est en el mismo sentido del flujo, permite su paso, en caso contrario es decir dando una vuelta de 90, se opone la cara slida del cilindro y obstruye el flujo. Este cilindro se acciona exteriormente por medio de un maneral o por medio de un volante acoplado a un sistema de engranes, que actan sobre el vstago unido al cilindro. Este tipo de vlvula se usa principalmente en sistemas donde se trabaja con productos ligeros, gases y gasolinas. Por su construccin son de cierre rpido ya que necesitan girar solo 9O0 para abrir o cerrar. Es necesaria una lubricacin constante y adecuada .Fig. 11.8. 4.- VLVULA DE RETENCION. La vlvula de retencin ms conocida como check, tiene como caracterstica general permitir el paso del flujo en un solo sentido y evitar que ste regrese. Para este fin cuenta con una apertura que puede ser obstruida por medio de un disco, una placa o una esfera metlica. Como se puede notar este tipo de vlvula se debe colocar en el sentido correcto y para evitar confusiones cuenta con una marca en el sentido del flujo .Fig. 11.9 Se usan en la descarga de bombas. Si la bomba se para, evita que regrese el fluido de la lnea de descarga a la bomba. El tipo a) Charnela o lengeta y b) Horizontal, operan solamente en posicin horizontal, no as el tipo c) De bola, que trabaja adecuadamente en posicin vertical, nunca horizontal.

5. - VLVULA DE CONTROL. Son vlvulas de construccin especial, usadas para controlar las variables del proceso de produccin, como son presin, temperatura, nivel de fluidos y flujo en forma automtica. Estas vlvulas pueden ser operadas por medio de una seal, resorte o contrapeso. Fig. 11.10. a) Las de seal son operadas al admitir aire de un instrumento de control al diafragma de la vlvula; as abre o cierra la vlvula. b) La vlvula operada por resorte abre cuando la presin en la parte inferior de la vlvula es mayor que la fuerza del resorte, en caso contrario cierra. c) La vlvula operada por contrapesos emplea en lugar de resorte un contrapeso.

6. - VLVULA DE SEGURIDAD. Las vlvulas de relevo o seguridad son utilizadas para la proteccin del personal y equipo. Estn construidas para abrir a una presin calibrada especficamente y cerrar por medio de un resorte cuando disminuye la presin por debajo del ajuste. Fig. 11.11.

LOS EQUIPOS SUBSUPERFICIALESEstn constituidos por los siguientes componentes desde el fondo de pozo y base de los rboles de navidad entre los cuales se tienen:0. Tapn ciego o punta de tubera, cuya funcin es el de proteger a la sarta instalada en toda la longitud del pozo y evitar el ingreso directo de los fluidos al sistema de circulacin, va conectado a los filtros a travs de un nicle conector y su dimetro esta en correspondencia al dimetro de las tuberas, sus longitudes pueden variar entre 20 y 30 centmetros.0. Filtros, son accesorios tubulares rasurados para facilitar la circulacin de los fluidos del fondo de pozo hacia el interior de la columna evitando el ingreso de slidos de arena gruesa parafinas y otros. Puede instalarse 1,2 o 3 piezas de filtros de acuerdo a la pureza de los fluidos y la altura de la arena productora. 0. Niples, son dos los tipos de nicles que se instalan en el arreglo de fondo, el niple N y el niple sello.El niple sello es denominado tambin vlvula de asiento para controlar las velocidades del flujo de fluidos de abajo hacia arriba, no dejan pasar fluidos de arriba hacia abajo, por tanto sirven tambin como vlvulas de seguridad cuando se presenta interrupciones en el proceso productivo por algn problema en la sarta de. 0. Camisa deslizable, Es una vlvula de circulacin que lleva en su cuerpo una ventana lateral que funciona a travs de un mecanismo de abertura horizontal que sirve de elemento de comunicacin entre el espacio anular y la sarta de produccin para dejar pasar fluidos, cuando se tapan los filtros se tapan las vlvulas obstruyendo flujo, por tanto es una herramienta de auxilio para desfogar presin y caudal temporalmente. Se denomina arreglo de fondo a todos los componentes de la sarta que estn ubicadas debajo del packer que a la vez delimita el fondo de pozo. La altura y la delimitacin del arreglo de fondo esta en funcin a la altura til de la arena productora.Entre otros componentes secundarios del arreglo de fondo se tienen los siguientes: Los niples Los bastardos Las juntas de seguridad Empaquetaduras0. Tubera de produccin, es el componente principal de la sarta de produccin y se define como un conducto tubular que conecta el arreglo de fondo a partir del packer con el rbol de navidad hasta la superficie y esta colgada en los colgadores del rbol de navidad, que son instalados para dimetros coincidentes con la tubera y su funcin es el de controlar el flujo de fluidos en el interior del pozo.f) vlvula de seguridad su superficial Aplicaciones:Es diseado para cerrar el pozopor debajo de la superficie antecualquier emergencia superficial.Caractersticas: La apertura de la vlvula es conpresin aplicada a travs de lalnea de controlBeneficios: Mecanismo de seguridad de lospozos ante emergencias nocontrolables

PACKER DE PRODUCCINEs una herramienta de fondo denominado obturador de pozo que se instala como parte del tubing para aislar el espacio anular entre la tubera y el casing con el objeto de evitar el flujo de fluidos del fondo de pozo a la base del rbol de navidad por la entre columna.El packer es tambin el elemento que delimita la altura de fondo de pozo que abarca desde el nivel inferior de la arena productora hasta la altura de anclaje del packer.Objetivos de su instalacin1. Delimitar el fondo de pozo.1. Aislar niveles productores seleccionados para su explotacin.1. S1. ervir como elemento de sostn y de proteccin de la tubera y la caera.1. Aislar niveles donde se han presentado reventamientos en la caera de revestimiento durante el proceso productivo.1. Facilitar trabajos de intervencin de pozos tales como las reparaciones, los reacondicionamientos y las estimulaciones.CLASIFICACIN DE PACKERSSe clasifican en dos tipos:0. Packers recuperables, los packers recuperables son aquellos que se anclan y desanclan en cualquier etapa de trabajo de acuerdo al tipo de operacin. Por tanto su uso es temporal y pueden ser utilizados en operaciones normales de produccin, en trabajos de recuperacin de pozos, en reacondicionamientos, estimulaciones y otros. Los packers recuperables se clasifican en:Packer de anclaje mecnico, son aquellos que se anclan y desanclan mediante manipulacin mecnica de la tubera, o sea aplicando peso de la herramienta combinado con rotacin, tensin y compresin.Packer de anclaje hidrulico, que son aquellos que se anclan aplicando presin hidrulica desde superficie con el fluido de terminacin y se desanclan tensionando la tubera.0. Packers permanentes:Son aquellos que permanecen fijos en forma permanente en el pozo, sta una vez anclada no puede recuperarse ni por efecto mecnico no por el hidrulico. Se anclan generalmente mediante una combinacin de rotacin y tensin existente tambin modelo con sistema de anclaje elctrico. Las caractersticas principales de los packers permanentes consiste para ser extrado del pozo son triturados una vez que cumple su funcin y su astilla son extrados del pozo mediante el uso de imanes magnticos.Los packers permanentes se utilizan generalmente para aislar formaciones de alta presin, pozos profundos, abandonos de pozo, y en operaciones de cementacin a alta presin. c) permanentes recuperables Son aquellas que despus de ser asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubera. para recuperar estos packers se requiere liberar la tubera y realizar una carrera adicional para recuperarlo con tubera de produccin o de perforacin

QUE ES UN LANDING?Equipamiento de colgador de casingLos cabezales de ms abajo del cabezal de tubera del pozo son instalados para el propsito de colgar y soportar las sartas individuales del casing como estn instaladas en el pozo. Estos se llaman usualmente un landing base (cabeza soporte de entubacin) o cabeza de pozo.EMPAQUE DE GRAVA

Un mtodo de control de la produccin de arena utilizado para prevenir la produccin de arena de formacin. En las operaciones de empaque de grava, se coloca un cedazo (filtro) de acero en el pozo y el espacio anular circundante se empaca con grava preparada de un tamao especfico, diseada para prevenir el pasaje de arena de formacin. El objetivo principal es estabilizar la formacin, a la vez que se causa un deterioro mnimo de la productividad del pozo.equipos superficiales produccion i