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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 (adapter
flange), sin embargo suele atribuirse otros nombres coloquiales como
"Arbol de navidad" o "Cruz del pozo". 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 tomará la sección de flujo como parte
componente
del cabezal. También se le reconoce por el nombre de Cruz de pozo, debido a la forma que se asemeja.
Partes del Cabezal
A su vez el cabezal
también puede ser dividido en dos partes:
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 de producción.
Equipo de
completamiento
Incluye como
componentes principales; los Tubing head, Tubing hanger, Tubing head adapter,
christmas tree, valves, crosses and tee and chockes. En general todos los elementos asociadas con el revestimiento de
producción y la tubería de producción usados; para completar y producir el pozo
incluyendo el equipo de control de flujo.
El wellhead (Cabezal
de pozo) provee la base para el asentamiento mecánica del ensamblaje en
superficie. Provee:
1. Suspensión de tubulares (casings y
tubings), concéntricamente en el pozo.
2. Capacidad para instalar en superficie un
dispositivo de control de flujo del pozo como:
- Un BOP (Blowout Preventer) para la perforación
- Un Xmas Tree (Arbol de Navidad) para la producción o inyección
3. Acceso hidráulico al anular entre casing
para permitir el desplazamiento durante la cementación y entre el casing de
producción y el tubing para la circulación del pozo.
El propósito del Arbol de Navidad (Xmas Tree) es
proveer un control de válvulas de los fluidos producidos o
inyectados al pozo. El Xmas Tree es normalmente bridado al sistema de
cabezal de pozo después de correr el tubing de producción. El diseño mostrado
es uno de los más simples y comunes diseños, en él brevemente se puede ver que
comprende 2 válvulas laterales de salida, normalmente una para la producción y
otra para la inyección. Adicionalmente una tercera válvula de salida provee
acceso vertical al tubing mediante herramientas de cable concéntricas o coiled
tubing tools.
La válvula inferior es la válvula máster y
controla todo el acceso mecánico e hidráulico al pozo. En algunos casos, la
importancia de esta válvula para brindar seguridad al pozo es tan alta que es
duplicada. Todas las válvulas son en algunos casos tanto manualmente operadas
como controladas remotamente hidráulicamente como en el caso de las plataformas
marinas.
Componentes
básicos del cabezal
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 siguiente y/o la subsecuente sección
(casing spool or 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.
Colgadores
de revestimiento. (casing hangers)
Son mecanismos
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.
Protector
de prueba. (Test protector)
Posee doble función
de acuerdo con el diseño del colgador seleccionado:
- Como Packoff primario para sellar el anular entre el tazón de casing head y la sarta 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.
Sellos
de aislamiento. (isolated seals)
Bajo este término se
incluye cualquier tipo de mecanismo que selle el diámetro externo de el final
de la sarta de revestimiento contra el tazón inferior que por diseño posee el
Tubing head o el casing spool que se instala enseguida y constituye la
siguiente sección.
Sellos
de conexión. (ring gasket)
También conocidos
como anillos de compresión, suministran un sello
hermético entre dos
secciones o elementos ensamblados.
Bridas
adaptadoras. (adapter flange or Tubing bonnets)
Permiten conectar la
última sección del cabezal al ensamble de válvulas que se conoce como árbol de
navidad.
Normas básicas de regulación.
En cuanto a cabezales de pozo existen normas para
fabricación, diseño, selección y pruebas como requisito para garantizar al
usuario la calidad del producto. Estas generalmente son creadas por los
institutos: ANSI, ASME, ASTM, ASNT, AWS, MSS, NACE. Y por supuesto el AMERICAN
PETROLEUM INSTITUTE (API). Que en su norma 6A especifica los parámetros para la
fabricación y selección de cabezales y equipos de control de flujo
suministrando detalles específicos para las conexiones bridadas desde 2000 PSI
HASTA 20000 PSI de presión de trabajo así mismo provee una fuente de referencia
para Tubing hangers, válvulas de compuerta, choques y actuadores usados en la
producción de petróleo y gas en estas rangos de presión.
