PERFORACION I

Cabezal De Pozo
1. DEFINICION
El término Cabezal está definido, en la industria como todo el equipo permanente entre la porción superior del revestimiento de superficie y la brida adaptadora (adaptar flange). La sección de flujo (christmas tree) o árbol de navidad se define como el equipo permanente por encima de la brida adaptadora (válvulas y medidores); sin embargo para este caso, se tomarála sección de flujo como parte componente del cabezal.
A su vez el cabezal también puede ser dividido en dos partes:
A. Equipo de perforación.
Incluye generalmente el casing head, casing spool y casing hanger, incluyendo los sellos de aislamiento, cuando los anteriores elementos lo requieren. Estos componentes están asociados con todas las sartas de revestimiento anteriores al revestimiento deproducción.
B. Equipo de completamiento:
Incluye como componentes principales; los Tubing head, Tubing hanger, Tubing head adapter, árbol de navidad, valvulas, y chockes.
COMPONENTES BASICOS DEL CABEZAL
A. Cabeza primaria del revestimiento. (Casing heads)
Sirve como conexión intermedia entre el revestimiento conductor o revestimiento superficial y el equipo de control de pozo o con la sarta siguientey/o la subsecuente sección (casing spool o Tubing spool). Las funciones básicas del casing head son soportar la sarta de revestimiento, conectar o adaptar el equipo de control de pozo aislando el hueco de la atmósfera y permitir el acceso al hueco para controlar la presión o el retorno de fluidos durante las operaciones de perforación.
B. Colgadores de revestimiento. (casing hangers)
Sonmecanismos retenedores con empaques que permiten soportar, centrar y usualmente sellar el anular entre el revestimiento y el tazón interno del casing head. Hay tres clases: cuñas, colgador de cuñas y tipo mandril.
C. Protector de prueba. (Test protector)
Posee doble función de acuerdo con el diseño del colgador seleccionado:
- Como Pack off primario para sellar el anular entre el tazón de casing head y lasarta de revestimiento.
- Como protector de prueba cuando el colgador posee mecanismo de sello y su función es aislar el área de carga de las cuñas que soportan la sarta evitando una sobrepresión hidráulica.
D. Sellos de aislamiento. (isolated seals)
Bajo este término se incluye cualquier tipo de mecanismo que selle el diámetro externo del final de la sarta de revestimiento contra el tazóninferior que por diseño posee el Tubing head o el casing spool que se instala enseguida y constituye la siguiente sección.
E. Sellos de conexión. (ring gasket)
También conocidos como anillos de compresión, suministran un sello
hermético entre dos secciones o elementos ensamblados.
F. Bridas adaptadoras. (adapter flange o Tubing bonnets)
Permiten conectar la última sección del cabezal al ensamble deválvulas que se conoce como árbol de navidad.
Al perforar un pozo de alta presión, la sarta de perforación pasa a través del conjunto de BOP hacia el yacimiento. A medida que se perfora se inyecta lodo o fluido de perforación por la sarta hasta la barrena. El lodo retorna por el espacio anular entre la tubería revestidora y la de perforación. La columna del lodo de perforación ejerce hacia abajo unapresión hidrostática que contrarresta la presión opuesta de la formación y permite que prosiga la perforación. Cuando se presenta un amago de reventón, los operadores del equipo o los sistemas automáticos cierran las unidades de los BOP, sellando el espacio anular para detener la salida de los fluidos del recinto del pozo. Luego se hace circular lodo de mayor densidad por la sarta de perforación, enel recinto del pozo y hacia arriba por el espacio anular y la línea de estrangular en la base del conjunto de BOP y por los estranguladores hasta superar la presión pozo abajo. Una vez que el “peso de matar” se extiende desde el fondo hasta la parte superior del pozo, se ha “matado” el pozo. Si la integridad del pozo se mantiene, se puede reiniciar la perforación. Alternativamente, si no es...