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MODULO II

EQUIPO DE SUPERFICIE

OBJETIVOS

Después del estudio de este módulo usted:

Identificará la relación entre las partes y funciones de un árbol de válvulas.

Operará con seguridad las diferentes válvulas manuales que componente al árbol de válvulas en la instalación del pozo.

Interpretará la función de los equipos de seguridad de superficie sin equivocación

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MODULO II

EQUIPO DE SUPERFICIE

I N D I C E

1 CONJUNTO DEL ARBOL DE NAVIDAD.....................................................................................................3

2 SISTEMAS DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE.........................................................................................10

3 INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL............................................................................11

4 INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUPERFICIAL...................................................................................12

5 DISPOSITIVOS QUE ACCIONAN LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD.......................................................13

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1 CONJUNTO DEL ARBOL DE NAVIDAD

Los componentes de un árbol de navidad forman parte del equipo de superficie, los cuales conforme avanzan las etapas de la perforación de un pozo se van instalando por secciones de acuerdo a los requerimientos de cada TR programada, hasta llegar a la introducción del aparejo con la tubería de producción.

Un árbol de “Navidad” está compuesto de: cabezales, carretes de TR con colgadores y sellos secundarios: bridas empacadoras (de doble sello y cruce de presiones); cabezal de producción con colgador de TP; carrete adaptador con medio árbol de válvulas; cruz o tee de flujo, válvulas de compuerta manuales y de apertura hidroneumática, portaestranguladores, anillos API, birlos con tuercas.

FUNCION: Una vez instalados y probados todos los componentes permitirán manejar con seguridad las presiones de flujo del pozo, que se presenten durante la terminación y producción del mismo.

El diseño y fabricación de los árboles de válvulas está regido por la Norma API-6A, 16a Edición del Instituto Americano del Petróleo. Son construidos de acero forjado, con aleaciones para ambientes amargos, diferentes rangos de tamaño y presión de trabajo, en relación a los siguientes factores:

a) El programa de tuberías de revestimiento

b) La presión de trabajo de los componentes

c) El tipo de terminación y temperatura en superficie

d) Las características de hidrocarburos que aportará el pozo

e) Condiciones ambientales (áreas terrestres, lacustre o marina)

Todos los componentes de un árbol de válvulas son fabricados por las compañías CAMERON, FIP (Fábrica de Implementos Petroleros), EPN-ARVAL (Equipos Petroleros Nacionales), FMC (Food Maquinery Company); etc; ofreciendo en cada unidad o ensamble ciertas características que se describen a continuación.

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FIG. 1 ARBOL DE NAVIDAD CON SUS COMPONENTES

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DESCRIPCIÓN DE LAS PARTES

0. CRUZ MAESTRA (CRUZ DE FLUJO)

1. VALVULA MAESTRA INFERIOR

2. VALVULA MAESTRA SUPERIOR

3. VALVULA LATERAL DERECHA DEL ARBOL DE VÁLVULAS

4. VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL ARBOL DE VÁLVULAS

5. VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL CABEZAL DE PRODUCCION

6. VALVULA LATERAL DERECHA DEL CABEZAL DE PRODUCCION

7. VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL CARRETE DE TR

8. VALVULA LATERAL DERECHA DEL CARRETE DE TR

9. VALVULA LATERAL DERECHA DEL CABEZAL DE TR

10. VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL CABEZAL DE TR

11. TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL

12. TUBERIA DE REVESTIMIENTO INTERMEDIA

13. TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACION (PRODUCCION)

14. TUBERIA DE PRODUCCION

15. COLGADOR ENVOLVENTE (CUÑAS) PARA TR

16. SELLOS SECUNDARIOS DE TR

17. COLGADOR ENVOLVENTE (CUÑAS) PARA TR

18. SELLOS SECUNDARIOS PARA TR

19. COLGADOR ENVOLVENTE PARA TUBERIA DE PRODUCCION

20. COPLE COLGADOR

21. BRIDAS PORTAESTRANGULADORES

22. MANOMETRO DE PRESION

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FIG. 2 CABEZAL DE TR

FIG. 3 CARRETE DE TR

COMPONENTES DE UN ARBOL DE NAVIDAD

1. Cabezal de tubería de revestimiento

Esta unidad cumple varias funciones:

La parte inferior puede ser soldable o con rosca para servir de enlace a la TR superficial. La brida superior sirve de base para el carrete de TR, o para instalar el arreglo de preventores o una brida empacadora. En el interior de la brida tiene un tazón o nido (recto o cónico) donde se alojan las cuñas de la TR siguiente. Las salidas laterales son de brida con ranura para anillos empacador API y orificios para birlos con tuercas. Tiene una rosca interior para insertar y remover tapones ciegos o válvulas de contrapresión para sustituir una válvula de compuerta dañada.

FIG. 2 CABEZAL DE TR

2. Carrete para tuberías de revestimiento

Por dentro de la brida inferior tiene una preparación para recibir la boca de la TR intermedia y sus sellos secundarios. En el interior de la brida superior (tazón recto o cónico) acepta las cuñas que sostendrán la siguiente TR. Las salidas laterales son de bridas con ranuras para anillos API y orificios para birlos con tuercas. También tienen preparación para tapón ciego o válvula de contrapresión para sustituir una válvula de compuerta dañada. Cada cabezal y carrete de TR tiene instalado en sus salidas laterales una o dos válvulas de compuerta para el control de los espacios anulares de las tuberías de revestimiento.

FIG. 3 CARRETE DE TR

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3. Cabezal de tubería de producción

Estos ensambles se surten para varios tamaños y presiones de trabajos. Sirve de enlace entre un cabezal o carrete de TR y el medio árbol de válvulas o para instalar el arreglo de preventores por su brida superior. Dentro de la brida inferior recibe el conjunto de sellos secundarios que circunda la última tubería de revestimiento que llegue hasta la superficie. Alrededor de la brida superior tiene los presioneros (yugos) que sujetan al colgador de TP. Además cuentan con salidas laterales con ranuras para anillos API y birlos con tuercas.

FIG. 4 CABEZAL DE TP

4. Bolas colgadoras y envolventes

Se alojan en el “nido” del cabezal de TP. Es colgadora cuando sostiene la sarta de producción y es envolvente cuando circunda la sarta de TP y se utiliza un niple o colgador de TP el cual se enrosca o aloja en el carrete adaptador-colgador del medio árbol de válvulas. Los elementos de sellos de las bolas (una vez instaladas) se activan con los yugos.

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FIG. 5 BOLA COLGARDORA CAMERON TIPO “FBB”FIG. 6 BOLA ENVOLVENTE CAMERON TIPO “ RFC ”

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5. Carrete adaptador colgador

Es parte del medio árbol de válvulas y aloja en su interior el cople o niple colgador. La conexión bridada inferior se enlaza al cabezal de producción, tiene un orificio de prueba lateral para el anillo metálico API, el niple colgador y bola envolvente. La conexión superior es bridada con ranura para anillo API, birlos con tuercas.

FIG. 7 CARRETE COLGADOR FIP

6. Niple o cople colgador

Este componente proporciona el método más fuerte y seguro a prueba de fugas para suspender una sarta de producción. La TP puede trabajarse hacia arriba y abajo del punto final de suspensión, con el pozo en perfecto control, mientras se llevan a cabo las operaciones de terminación, incluyendo el anclaje del empacador y el cambio del fluido de control por un fluido empacador.

En su interior tiene la preparación para insertar y remover válvulas tipo (H) de contrapresión, de doble vía o tapones ciegos.

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FIG. 8 COPLE COLGADOR FIP TIPO “FBO-2”

RANURA PARA ANILLO “O”

ROSCA PARA TUBO MADRINA

PREPARACION PARA VALVULA DE CONTRAPRESION

ROSCA API ACME

ROSCA PARA CONECTAR TP

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7. Arbol de válvulas

La función de este conjunto es la de controlar el flujo y extracción de los hidrocarburos cuando el pozo se encuentre en producción. Son surtidos para diferentes tipos de terminación, tamaños y presiones de trabajo. La mayor parte de sus componentes son intercambiables entre las distintas marcas que se tengan en el medio petrolero; exceptuando el carrete adaptador, niple o cople colgador y la brida adaptadora con preparación de cuello alargado.

También hay medios árboles de válvulas dobles o múltiples de terminación. Para lo cual debe complementarse con el cabezal de TP con sus colgadores de tuberías respectivas.

Las curvas y tes se utilizan para desviar el flujo de los fluidos en la dirección y sentido que se quiera a través de las válvulas de compuerta. El bonete superior del árbol con rosca interior sirve para levantarlo con un tramo de tubería o bien a través de él, efectuar operaciones por el interior de la TP. Algunos ensambles tienen doble válvula maestra, la inferior se opera manualmente y la superior es de apertura hidroneumática; siempre deberá tenerse de respaldo la maestra inferior. Las válvulas laterales del medio árbol sirven de conducto de los hidrocarburos por medio de los portaestranguladores hacia las líneas de escurrimiento y separadores de grupo o baterías de recolección.

FIG. 9 ARBOL DE VÁLVULAS Y ACCESORIOS MARCA FIP

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BONETE SUPERIOR

VALVULAS DE COMPUERTA (LATERALES) EXTREMOS BRIDADOS (CANTIDAD 4)

PORTA ESTRANGULADOR POSITIVO EXTREMOS BRIDADOS

VALVULAS DE COMPUERTA (MAESTRA) EXTREMOS BRIDADOS

CARRETE ADAPTADOR COLGADOR (CANTIDAD 1)

BRIDA COMPAÑERA (CANTIDAD 2)

CRUZ DE FLUJO (CANTIDAD 1)

PORTA EXTRANGULADOR AJUSTABLE EXTREMOS

BRIDADOS

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2 SISTEMAS DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE

Debido a las condiciones existentes en cuanto a los volúmenes de producción que aportan los pozos, las presiones que registran y los riesgos dentro de las instalaciones petroleras, éstas deben mantenerse en óptimas condiciones de seguridad. Por esta razón se tienen cuatro premisas que siempre se consideran para todos los casos:

La seguridad al personal

La preservación al entorno ecológico terrestre y marino

Prevención en la pérdida de recursos naturales no renovables

Protección a las enormes inversiones de capital

La utilización de los dispositivos y sistemas de seguridad en las ubicaciones en tierra y plataforma marinas, es una de las inversiones más importantes que tienen como objetivo garantizar la protección adecuada al personal y a las instalaciones.

Para cumplir lo anterior, se diseñan los sistemas de seguridad de acuerdo a los requerimientos específicos del pozo, del campo, de la localización terrestre o plataforma costafuera.

Un campo con pozos de aceite y gas ubicado en una región terrestre donde a su alrededor se tengan pocos habitantes, que los antecedentes registren ausencias de inundaciones o ciclones requieren de un sistema mínimo de seguridad. En estos campos, los pozos son protegidos por válvulas de seguridad subsuperficiales o superficiales, para evitar la posibilidad de un daño imprevisto, ya sea en las líneas a la salida del árbol de válvulas, líneas de recolección y transporte o en la batería de separación. Por lo que se recomienda usar por lo menos una válvula de seguridad en la superficie.

En cambio, en los campos y plataformas marinas, se consideran no sólo la probabilidad de tormentas, ciclones o huracanes, sino también algún accidente o daño a las instalaciones petroleras causados por el golpe de embarcaciones y otros riesgos imprevistos. De ahí que en las plataformas del área marina se requieran tener los sistemas de seguridad más sofisticados y de acción inmediata.

En las plataformas marinas se tienen instalados dos sistemas de seguridad para proteger los pozos.

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3 INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIAL

Básicamente son válvulas denominadas “de tormenta”, cada una de las cuales se introduce en cada aparejo de producción a 150 metros de profundidad aproximadamente.

Operan hidráulicamente desde la superficie a través de un tubo de acero inoxidable con diámetro de ¼ pg conectado desde la válvula hasta un tablero general donde se encuentra su accionamiento para su operación y control.

FIG.10 DIAGRAMA 1 INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUB-SUPERFICIAL

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4 INSTALACIONES DE SEGURIDAD SUPERFICIAL

Son válvulas de compuerta que operan neumáticamente y se integran en el cuerpo central y lateral del medio árbol de válvulas. Su accionamiento es controlado remotamente desde un tablero general. Mientras el pozo está en producción, las válvulas se encuentran permanentemente abiertas al tener aplicada una presión y el cierre se activa cuando se presenta algún accidente o necesidad, depresionando su sistema desde el tablero general

FIG. 11 DIAGRAMA 2 INSTALACION DE SEGURIDAD SUPERFICIAL

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5 DISPOSITIVOS QUE ACCIONAN LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD

Los sistemas de seguridad se activan por medio de los siguientes dispositivos:

a) Alta y baja presión en las líneas ubicadas en el módulo individual del tablero general el cual recibe una señal de presión que al aumentar o disminuir a un valor predeterminado se libera automáticamente la presión del sistema de válvulas superficiales, cerrándolas. Luego a través de un presurizante que mantiene un volumen y presión considerado, se libera progresivamente activando el cierre de las válvulas subsuperficiales en un lapso de 45 a 60 segundos.

b) Por alta temperatura, en una red de tubería de diámetro reducido represionadas con un gas inerte o aire. Se instala en la parte superior de los pozos y estratégicamente a lo largo de las líneas de explotación. Al ocurrir un siniestro y elevarse la temperatura a más de 100 °C (212 °F), se activa un fusible que libera la presión acumulada a través del tablero general, efectuando el cierre total de los pozos y cerrando también la válvula superficial de cada uno; transcurridos 45 a 60 segundos se cierran las válvulas de tormenta.

c) Sistema cierre de emergencia. Estos dispositivos son válvulas de esfera interconectados en red de pequeño diámetro de tubería, represionados con gas inerte o aire. Se instalan estratégicamente en cada plataforma como es la oficina del Superintendente, el área de abandono, en el área de muelles, en el bote salvavidas. Su distribución es para que se activen en caso de urgencia o abandono del personal de la plataforma. Al accionarse los dispositivos liberan la presión acumulada a través del tablero general cerrando todas las válvulas superficiales de cada pozo y posteriormente en un tiempo de 45 a 60 segundos se cierran las válvulas de tormenta.

Para restablecer a condiciones normales los sistemas de seguridad se cuenta con personal altamente calificado y preparado de Ingeniería de Producción, para restituir la operación individual de cada pozo.

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FIG. 12 ENSAMBLE ARBOL DE NAVIDAD

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