El equipo de control de pozos se refiere a un conjunto completo de equipos especiales, instrumentos y herramientas instalados para implementar tecnología de control de presión en pozos de petróleo, gas y agua. Es el equipo clave para prevenir, monitorizar, controlar y manejar accidentes por reventón. Con equipos de control de pozos, se puede lograr una operación controlada: se pueden reducir los daños a las formaciones de petróleo y gas, proteger el revestimiento, prevenir la expulsión y la expulsión descontrolada, y se puede lograr un funcionamiento seguro.
Desde el punto de vista del proceso, el equipo de control de pozos resuelve principalmente tres problemas básicos. La primera es el sellado: cuando el pozo se cierra por impulso o blowout durante las operaciones de fondo, la tubería y el anillo del revestimiento deben sellarse sin fugas externas. La segunda es la retención de presión: durante el paso y el tirón de la cadena de tubería, cuando la fuerza hacia arriba aplicada por la presión del pozo sobre la tubería supera el peso de la propia tubería, debe controlarse el movimiento ascendente de la tubería. La tercera es el asfixiamiento y la muerte: durante las operaciones en el fondo del pozo, las operaciones de eliminación exitosas deben ser posibles bajo diferentes condiciones operativas.
El equipo de control de pozos se compone principalmente de tres partes: equipo de detección, equipo de control y equipo de manipulación. El equipo de detección incluye equipos de medición de gases, instrumentos de medición de niveles líquidos, densímetros y viscosiómetros. El equipo de control incluye preventores de reventallamientos, herramientas internas de prevención de reventalladas y árboles de Navidad de aceite o gas. El equipo de manipulación incluye Manifoldes de estrangulamiento, Manifold de ahogo, desagüador, desvío y retorno de flujo, equipos de presurización superficial y otros equipos auxiliares.
1. Función y significado del modelo del equipo de cabeza de pozo
1. Concepto de equipo de cabeza de pozo
El equipo de cabeza de pozo es el equipo principal instalado en la parte superior de un pozo de petróleo o gas para controlar y regular la producción de petróleo y gas.
2. Función del equipo de cabeza de pozo
(1) Conectar cada banda de revestimiento en el pozo y sellar el espacio anular entre las cuerdas de revestimiento.
(2) Sellar el anillo del tubo y suspender la cadena de tubería en el pozo.
(3) Controlar y regular la producción de pozos de petróleo y gas, de modo que el fluido del pozo entre en el separador y la línea de flujo a través del oleoducto especificado.
(4) Regular y controlar el caudal y la dirección del fluido de matanza durante la muerte del pozo.
(5) Realizar limpieza de parafina y registro de datos durante la producción normal de pozos petrolíferos.
3. Designación del modelo del equipo de cabeza de pozo
El método de designación del modelo para equipos de cabezal de pozo es el siguiente:
1. Número de revisiones o diseños modificados, expresados en números arábigos.
2. Código de fábrica, expresado en letras chinas de pinyin.
3. Diámetro nominal, mm.
4. Presión máxima de trabajo, MPa.
5. Código de producto, expresado en pinyin chino.
KY - equipos de cabeza de pozo para producción de petróleo; KQ - equipo de cabeza de pozo de producción de gas; KZ - equipo de cabeza de pozo para inyección de agua; KR - equipo de cabeza de pozo de recuperación térmica; KS - equipo de cabeza de pozo para pruebas; KL - fracturación y acidificación de equipos de cabeza de pozo.
Ejemplo: KYS35/65DQ. KYS indica árbol de Navidad, 35 indica la presión máxima de trabajo de 35 MPa, 65 indica el diámetro nominal de 65 mm, y DQ indica que la unidad de diseño es el yacimiento petrolífero de Daqing.
2. Composición del equipo de cabeza de pozo
El equipo de cabeza de pozo consta de tres partes: árbol de Navidad de petróleo o gas, cabeza de tubería y cabeza de revestimiento. Sus formas de conexión incluyen conexión roscada, conexión por brida y conexión por abrazadera. La Figura 1 muestra un conjunto de equipo de cabeza de pozo conectado con pinza y cabeza de revestimiento de dos etapas.
Figura 1. Equipamiento de cabeza de pozo
1. Árbol de Navidad; 2. cabezal de tubos; 3 y 4. cabezas de carcasa.
1. Cabeza de tubo
La cabeza de tubo se instala entre el árbol de Navidad y la cabeza de la carcasa. Generalmente incluye dos partes: el colgador de tubería y la cruz de revestimiento, también llamada cuerpo de cabeza de tubos. El plano superior de la brida se utiliza como plano de referencia para calcular los datos de elevación y profundidad de pozo de la cabeza de la cabeza de la tubería.
(1) Funcionamiento. La función principal de la cabeza de tubería es soportar el peso de la tubería en el pozo, trabajar con el colgador de tubería para sellar el espacio anular entre la tubería y el revestimiento, proporcionar la transición desde la cabeza inferior de la tubería hasta el árbol de Navidad superior, y realizar operaciones como inyectar fluido equilibrante y lavar el pozo a través de las dos salidas laterales en la cruz de la cabeza de tubería. El colgador de tubería se utiliza para suspender la tubería en el pozo.
(2) Estructura. Las estructuras comunes de cabezas de tubería incluyen cabeza de tubo con colgador de brida, cabeza de tubo de colgante cónico y de brida simple y cabeza de tubería de doble brida con colgador cónico, como se muestra en las Figuras 2, 3 y 4.
Figura 2. Cabeza de tubo con colgador de brida
1. Cruz de revestimiento; 2. Anillo de sellado; 3. brida de tornillo de fijación; 4. colgador de tubos; 5. anillo superior; 6. Anillo de acero.
Figura 3. Cabeza de tubo de colgante cónico y brida simple
1. Brida de revestimiento de producción; 2. tornillo anti-sustentación; 3. colgador de tubos; 4. anillo de sellado; 5. brida en T de revestimiento; 6. Cachorro de tubos.
Figura 4. Cabezal de tubo de doble brida con colgador cónico
1. Colgador de tubos; 2. tornillo de ajuste; 3. Anillo de sellado; 4. Cruce de revestimiento.
La cabeza de tubo de colgador cónico y brida única combina la cabeza de tubería con la cabeza de revestimiento para formar una sola cadena de revestimiento. Su característica estructural es que la tubería se conecta mediante rosca al colgador de tubería a través de un pup de tubería, luego se coloca dentro de la brida del revestimiento, comprimiendo el anillo de sellado y sellando el espacio anular de tubería-revestimiento. Se aprieta y presuriza con cuatro tornillos.
La cabeza de tubo de doble brida con colgador cónico sitúa el colgador de tubería y la brida de tornillo de ajuste entre la brida superior de la cruz de revestimiento y la abertura inferior de la brida de la cabeza original de la tubería. Los extremos superior e inferior están sellados con anillos y tornillos de acero. El tornillo de ajuste evita que el tubo sea empujado hacia fuera cuando la presión del pozo es demasiado alta.
2. Cabeza de carcasa
La cabeza de revestimiento es un componente que conecta la carcasa con varios equipos de cabezal de pozo. Se instala en el extremo inferior de todo el conjunto de equipos de cabeza de pozo y generalmente consta de componentes de carrocería, colgador de carcasa y sellado.
(1) Funcionamiento. Las funciones principales de la cabeza de revestimiento son soportar el peso del revestimiento intermedio y el de producción, sellar el espacio anular entre las collas de revestimiento, proporcionar conexión de transición para instalar preventores de reventones, cabezas de tubería, árboles de Navidad y otros equipos de cabeza superior de pozo, y permitir el cementado por compresión, la inyección de fluido de balanceo y otras operaciones a través de las dos salidas laterales del cuerpo de la cabeza de revestimiento.
(2) Estructura. Según el número de cadenas suspendidas, las cabezas de revestimiento se dividen en cabezas de revestimiento de una sola etapa, cabezas de revestimiento de doble etapa y cabezas de revestimiento de tres etapas. Sus estructuras específicas se muestran en las Figuras 5, 6 y 7.
Figura 5. Cabeza de revestimiento de una sola etapa
1. Cuerpo de cabeza de tubo; 2. cuerpo; 3. colgador de revestimiento, tipo deslizante; 4. carcasa suspendida; 5. Carcasa de conexión.
Figura 6. Cabeza de revestimiento de doble etapa
1. Parte superior del cuerpo; 2. parte inferior del cuerpo; 3. cuerpo de cabeza de tubo; 4. colgador de carcasa superior, tipo deslizante; 5. carcasa superior suspendida; 6. colgador de carcasa inferior, tipo deslizante; 7. carcasa suspendida inferior; 8. carcasa de conexión.
Figura 7. Cabeza de revestimiento de tres etapas
1. Cuerpo de cabeza de tubo; 2. parte superior del cuerpo; 3. cuerpo medio; 4. parte inferior del cuerpo; 5. hangar de carcasa superior; 6. carcasa superior suspendida; 7. hangar de carcasa central; 8. carcasa suspendida central; 9. hangar de carcasa inferior; 10. carcasa suspendida inferior; 11. Carcasa de conexión.
3. Árbol de Navidad
En los equipos de cabezal de pozo, la parte situada sobre la cabeza de la tubería se llama árbol de Navidad.
(1) Clasificación de los árboles de Navidad. Según los diferentes tipos de conexión, los árboles de Navidad pueden dividirse en árboles de Navidad con brida, árboles de Navidad roscados y árboles de Navidad con abrazadera. Ahora rara vez se ven árboles de Navidad con hilos. Los tipos específicos se muestran en las Figuras 8 y 9.
Figura 8. Árbol de Navidad conectado por brida
1 y 5. Válvula de estrangulamiento; 2. cruz; 3. manómetro; 4. válvula de corte; 6. Válvula de compuerta maestra.
Figura 9. Árbol de Navidad con pinza
1. Válvula de corte; 2. manómetro; 3. cruz; 4. válvula de compuerta para limpieza de parafina; 5. Válvula de estrangulamiento; 6. Válvula de compuerta maestra.
(2) Estructura del árbol de Navidad. Un árbol de Navidad está compuesto principalmente por la válvula maestra, la válvula de producción, la válvula de la compuerta para limpieza de parafina y otras compuertas, tees, cruces, bridas, pups y componentes relacionados.
1. Válvula maestra de compuerta. La válvula de compuerta maestra está instalada sobre la cabeza de la tubería y es el principal paso que controla el flujo de aceite y gas hacia el árbol de Navidad. Durante la producción normal, la válvula maestra suele permanecer abierta y solo se cierra cuando se requiere un cierre prolongado u otra condición especial. Como la sección debajo de la válvula de compuerta maestra y dentro de la válvula de revestimiento no está controlada, la reparación o sustitución solo puede realizarse después de que el pozo esté muerto. Por lo tanto, en la gestión diaria, la válvula de compuerta maestra y la válvula de compuerta de carcasa generalmente no deben operarse de forma casual.
2. Válvula de compuerta de producción. La válvula de compuerta de producción se instala en el lateral de la cruz o tee de la tubería. Su función es controlar el flujo de petróleo y gas hacia la tubería de salida. Durante la producción normal, la válvula de compuerta de producción permanece abierta y se cierra al reemplazar o inspeccionar el grano de estrangulamiento o cuando el pozo de petróleo está apagado.
3. Válvula de compuerta de limpieza de parafina, o válvula de compuerta de prueba de pozo. Las válvulas de la puerta de limpieza de parafina se instalan como dos válvulas simétricas en la parte superior del árbol de Navidad. Un lubricante para limpieza con parafina o pruebas de pozo puede conectarse encima de ellas. Se abren durante la limpieza con parafina y mientras se utilizan otros instrumentos de prueba, y se cierran tras completar la limpieza y prueba con parafina.
4. Tubo cruzado o tee. También llamada pequeña cruz, se conecta hacia arriba y hacia abajo con la válvula de compuerta maestra y la válvula de compuerta de parafina o de prueba de pozo, y sus dos lados, o un lado, se conectan con la válvula de compuerta de producción. Es tanto un componente de conexión como un paso para el flujo de petróleo y gas y para instrumentos de fondo de pozo.
5. Válvula de estrangulamiento. El Válvula de estrangulamiento también se llama Choke Bean. Su función es controlar directamente la diferencia razonable de presión de producción del yacimiento durante la producción y regular la producción de los pozos petrolíferos. Es el principal dispositivo para ajustar y controlar el funcionamiento razonable de pozos de flujo y pozos de bombas eléctricas. El Choke Bean generalmente se instala en el soporte para Choke Bean en un lado del árbol de Navidad, y también puede instalarse en el fondo o antes del separador de medición en la estación. El diámetro del orificio de flujo de aceite del grano de estrangulamiento suele ser de unos 1,5 a 30 mm, y el diámetro adecuado puede seleccionarse según diferentes programas de operación. La estructura del Eyefricon se muestra en la Figura 10.
Figura 10. Esquema de estructura del Choke Bean
(a) Grano roscado; (b) Choke Bean de presión.
6. Válvula de compuerta de muestreo. La válvula de compuerta de muestreo se instala en la línea de salida de aceite detrás del grano de estrangulamiento y se utiliza para muestreo o ventilación al inspeccionar o reemplazar el grano de estrangulamiento.
7. Válvula de compuerta de contrapresión, o válvula de compuerta de retorno de aceite. La válvula de compuerta de contrapresión está instalada en la línea de salida de aceite detrás del Choke Bean. Su función es evitar que el fluido en la línea de recogida fluya hacia atrás al inspeccionar o reemplazar el Choke Bean, reparar la válvula de compuerta de producción o realizar operaciones en el fondo del pozo. Algunos pozos de petróleo también instalan una Válvula de retención de alta presión en esta posición en lugar de la válvula de compuerta de contrapresión.
8. Manómetro. El manómetro se utiliza para observar y registrar la presión del aceite y la presión del revestimiento.
3. Presión máxima de trabajo del equipo de cabeza de pozo
La presión máxima de trabajo de los componentes del equipo de la cabeza de pozo debe determinarse por la presión máxima de trabajo de la conexión final o de salida. Cuando las presiones máximas de trabajo de las conexiones de extremo y salida son diferentes, debe usarse el valor de presión más bajo.
La presión máxima de trabajo y el tipo de conexión del equipo de cabeza de pozo se muestran en la Tabla 1.
Tabla 1. Presión máxima de trabajo y tipo de conexión del equipo de cabeza de pozo
| Tipo de conexión | Presión máxima de trabajo | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 14 | 21 | 35 | 70 | 105 | 140 | |
| Brida | △ | △ | △ | △ | △ | △ |
| Clamp | △ | △ | △ | |||
Nota: "△" indica la presión máxima de trabajo que debe estar disponible para equipos de cabeza de pozo con diferentes tipos de conexión.
4. Varios tipos comunes de equipos para cabezas de pozo
Las figuras 11 y 12 muestran varios tipos comunes de equipos para cabezas de pozo. La Figura 13 es un diagrama esquemático de una estructura excéntrica de cabeza de pozo para ensayos de anillo en pozos de bombeo.
Figura 11. Equipamiento de cabezal de pozo KYS15/62DQ
1. Tapón ciego; 2. válvula de compuerta para limpieza de parafina; 3. brida; 4. Salida de tubo; 5. núcleo maestro de válvula de compuerta; 6. pinza; 7. cabeza de tubo; 8. tornillo de ajuste; 9. tubo pup; 10. cachorro de carcasa; 11. manómetro; 12. núcleo de válvula de compuerta de carcasa; 13. núcleo de válvula de compuerta de tubería; 14. Unión de martillo.
Figura 12. Equipos de cabeza de pozo de bombeo KY250/65
1. Manómetro de tubería; 2. manómetro de revestimiento; 3. pinza; 4. válvula de control del manómetro; 5. cruce de tubos; 6. válvula de compuerta de producción; 7. Sostenedor de Ahogador; 8. válvula maestra de compuerta; 9. válvula de compuerta de revestimiento; 10. cabeza de tubería; 11. brida superior de la cabeza de tubería; 12. brida de revestimiento; 13. dispositivo de sellado de varilla pulida; 14. brida de tornillo de fijación; 15. Porro.
Figura 13. Esquema de estructura excéntrica de cabeza de pozo de rotación simple
1. Brida de carcasa; 2. limitar la carcasa protectora; 3. brida superior; 4. colgador excéntrico para tubos; 5. unión conjunta; 6. T de salida de aceite; 7. conector giratorio; 8. puerto de pruebas; 9. rodamientos de bolas; 10. Anillo de acero.
