Well Head Installation VDO
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Instalar el Cabezal del Pozo es uno de los mas fascinantes tópicos de la construcción del pozo, además de ser muy dificil de de visualizar la manera en la que se desarrolla esta operación. De cualquier forma, en este video se explicará como es este proceso de manera fácil. Mostrando como se fija y ajusta las secciones del cabezal del pozo desde que inicia hasta el fin del proceso. Del mismo modo se incluye una transcripción en inglés de lo narrado en el video.
VIDEO
Transcripción completa del video
Puede haber varias sartas de tubería en cualquier pozo. El número de revestimientos está determinado por el número de zonas que se perforan. Estos pueden incluir zonas de producción de agua dulce, salada y potencial. Aquí se muestran 4 zonas de producción o "zonas de pago". Cada zona se cerrará o aislará hasta que se produzca.
En tierra, la mayoría de los pozos comienzan con la excavación de un sótano conocido como CELLAR, que puede tener entre 3 y 15 pies de profundidad. El propósito principal de una bodega es alinear el árbol de Navidad al nivel del suelo relativo. Tener el árbol de Navidad a nivel relativo del suelo permite un acceso más fácil a las válvulas, estranguladores y otros equipos. La primera sarta de tubería que se utilizará en un pozo se llama tubería conductora o tubería de impulsión. En realidad, se perfora un agujero de gran diámetro a una profundidad especificada, generalmente relativamente poco profunda, como 1 o 200 pies. La tubería se clava en el suelo a una profundidad específica o hasta el punto de rechazo. En la mayoría de los casos, se suelda una brida adaptadora o una brida de perforación a la tubería conductora como un medio para conectar un sistema de desvío o un sistema de prevención de reventones.
Una vez completado el orificio de superficie, la tubería de superficie se extiende a una profundidad específica para aislar cualquier zona de agua dulce, salada, petróleo o gas dentro de ese rango de profundidad. La tubería de superficie se corre y se cementa en su lugar de regreso a la superficie. Se deja un tapón de cemento en la tubería de superficie, de modo que un sistema desviador o un sistema BOP se pueda desconectar o conectar de manera segura.
Una vez que el desviador o el sistema BOP se ha acoplado, se drena la tubería de superficie. Luego se corta la brida adaptadora o la brida de perforación. La altura de corte final se determina sumando la altura de cada pieza de equipo de boca de pozo, más la distancia de separación entre cada pieza de equipo y la altura de la junta de la plataforma. Luego, la profundidad del casquillo deslizante en la parte inferior de la carcasa del cabezal de la carcasa. Si se utiliza una placa base, también se debe considerar su altura. La suma de estas alturas se deduce luego de la profundidad del sótano para determinar la altura de corte final, tanto para la tubería conductora como para el revestimiento de superficie.
Cuando se completa el corte final en el conductor y la tubería de superficie, la carcasa del cabezal de la carcasa está preparada para la instalación. La carcasa del cabezal de la carcasa está soldada en su lugar en la carcasa de superficie. Las piezas soldadas en el diámetro interior y el diámetro exterior, luego se prueban para asegurar que no haya vías de fuga en los pozos. Esta prueba verifica los pozos, pero no prueba la integridad de la carcasa del cabezal de revestimiento. La placa base, que es un poco más grande que la tubería conductora, se puede soldar por puntos a la tubería conductora, si se desea. La placa base sirve como un medio para transferir el peso desde la carcasa del cabezal de la carcasa de nuevo al tubo conductor. Cuando la carcasa del cabezal de la carcasa se ha soldado y probado con éxito, el sistema BOP se instala o se conecta y se hacen los preparativos para perforar la sarta intermedia de la carcasa. Para probar el sistema BOP, el tapón de prueba se compone de la sarta de perforación y se baja a través del sistema BOP, hasta que esté correctamente ubicado en el tazón del cabezal de la carcasa. Se aplica presión desde arriba del enchufe y se prueba el sistema BOP.
Una vez completadas las pruebas de BOP, la herramienta de rodadura del buje de desgaste se forma en la sarta de perforación y el buje de desgaste se instala en la herramienta de ejecución. Luego, el buje de desgaste se baja a través del sistema BOP hasta que se ubica en la taza del cabezal de la carcasa. El buje de desgaste está bloqueado en su lugar, ya sea mediante pasadores de bloqueo en la brida de la carcasa del cabezal de la carcasa o mediante pasadores de bloqueo ubicados en una brida de bloqueo. A continuación, se retira la herramienta en funcionamiento y se puede reanudar la operación de perforación.
Una vez que se ha perforado el orificio para la sarta intermedia, el revestimiento se introduce en el orificio y se cementa en su lugar. La sarta intermedia se cementa a una profundidad predeterminada para asegurar que se obtenga una buena unión de cemento entre el revestimiento de superficie y el revestimiento intermedio. Se deja un tapón de cemento en el revestimiento intermedio, tal como estaba en el revestimiento de superficie. Luego, la carcasa se suspende de los elevadores en el piso de la plataforma y el colgador de la carcasa se instala a través del sistema BOP o debajo del sistema BOP.
En este ejemplo, el colgador de la carcasa se instalará debajo del sistema BOP. Para comenzar, el sistema BOP se baja y se levanta a una altura de aproximadamente 3 pies. Luego se instala el colgador de la carcasa. Se cortan orificios en la carcasa para permitir que los fluidos de perforación se escurran fuera del tubo ascendente de la carcasa. Cuando la carcasa se ha drenado, se realiza un corte desbastado y se retira el resto de la contrahuella de la carcasa. Se elimina el sistema BOP. Se instala el carrete de la carcasa con un sello cruzado. El sistema BOP se conecta y se prepara para perforar la sarta de revestimiento de producción.
There may be several strings of pipe in any given well. The number of the strings is determined by the number of zones being drilled through. These can include freshwater, saltwater and potential productions zones. Depicted here are 4 production or ‘pay zones’. Each zone would be cased off or isolated until it is to be produced.
On land, a majority of wells begin with digging a cellar, which can be from 3 to 15 feet in depth. The primary purpose of a cellar is to align the Christmas tree at relative ground-level. Having the Christmas tree at relative ground level allows for easier access to the valves, chokes and other equipment. The first string of pipe to be used in a well is called the conductor pipe or drive pipe. To being, a large diameter hole is drilled to a specified depth, generally relatively shallow, such as 1 or 200 feet. The pipe is driven into the ground to a specified depth or to the point of refusal. In most cases, an adaptor flange or a drilling flange is welded to the conductor pipe as a means to connect a diverter system or blowout preventer system.
Upon completion of the surface hole, the surface pipe is run to a specified depth to isolate any freshwater, saltwater, oil or gas zones within that depth range. The surface pipe is run and cemented in place back to the surface. A cement plug is left in the surface pipe, so that a diverter system or a BOP system may be disconnected or nippled down safely.
After the diverter or BOP system has been nippled down, the surface pipe is drained. Then the adapter flange or drilling flange is cut off. The final cut-off height is determined by adding the height of each piece of wellhead equipment, plus the stand-off distance between each piece of equipment and the rig gasket height. Then the depth of the slip on socket in the bottom of the casing head housing. If a base plate is used, its height must also be considered. The sum of these heights is then deducted from the cellar depth to determine the final cut-off height, for both the conductor pipe and surface casing.
When the final cut on the conductor and surface pipe is completed, the casing head housing is prepared for installation. The casing head housing is welded in place on the surface casing. The pieces welded on the inside diameter and the outside diameter, then tested to assure there are no leak paths in the wells. This test checks the wells, but does not test the integrity of the casing head housing. The base plate which is slightly larger than the conductor pipe, may be tack welded to the conductor pipe, if desired. The base plate serves as a means to transfer weight from the casing head housing back onto the conductor pipe. When the casing head housing has been successfully welded and tested, the BOP system is installed or nippled up and preparations are made to drill out for the intermediate string of casing. To test the BOP system, the test plug is made up from the drilling string and lowered through the BOP system, until properly located in the casing head bowl. Pressure is applied from above the plug and the BOP system is tested.
Upon completion of the BOP tests, the wear bushing running tool is made up on the drill string and the wear bushing installed on the running tool. The wear bushing is then lowered through the BOP system until located in the casing head bowl. The wear bushing is locked in place, either by lockdown pins in the casing head housing flange or by lockdown pins located in a lockdown flange. The running tool is then removed and the drilling operation can resume.
After the hole has been drilled for the intermediate string, the casing is run in the hole and cemented in place. The intermediate string is cemented to a predetermined depth to ensure a good cement bond is obtained between the surface casing and the intermediate casing. A cement plug is left in the intermediate casing, just as it was in the surface casing. The casing is then suspended from the elevators at the rig floor, and the casing hanger is installed either through the BOP system or underneath the BOP system.
In this example the casing hanger will be installed underneath the BOP system. To begin, the BOP system is nippled down and picked up to a height approximately 3 feet. The casing hanger is then installed. Holes are cut in the casing to allow the drilling fluids to drain out of the casing riser. When the casing has drained, a rough cut is made and the balance of the casing riser is removed. The BOP system is removed. The casing spool with a crossover seal is installed. The BOP system is nippled up and preparation is made to drill out for the production casing string.
To test the BOP system the test plug is made up on the drill string and lowered through the BOP system, until properly located in the casing spool bowl. Pressure is applied from above the plug and the BOP system is tested. Upon completion of the BOP tests, the wear bushing running tool is made up on the drill string and the wear bushing installed on the running tool. The wear bushing is then lowered through the BOP system until located in the casing spool bowl. The wear bushing is locked in place either by lockdown pins and the casing spool flange or by lockdown pins located in a lockdown flange. The running tool is then removed and the drilling operation can resume.
The production casing string is generally run to the total depth of the well and is the casing string in which the production packer is installed. When the hole is drilled and the production casing is run and cemented in place, the casing hanger is installed. The casing riser is drained. A rough cut is made and the BOP system removed. The final cut is made to the production casing in preparation for installation of the tubing spool. The tubing spool with a crossover seal is installed in the same manner as the casing spool. After the tubing spool has been installed, the seals and connection are tested and the BOP system is nippled up.
Preparations are now made to run production tubing in the hole. Production tubing is considered any pipe string 4 inches in diameter or less, though sometimes larger sizes of pipe are used. When the plug has been drilled out and a cleanout trip completed, the perforating gun is run in the hole and the casing is perforated or shot. The downhole packer assembly is run and installed in the production casing. A packer is in essence a CO assembly that isolates the reservoir from all strings of pipe, except the production tubing. The production tubing is run with a bottom hole assembly to seal inside the packer. After the tubing is spaced out and proper weight set on the packer, the tubing hanger is installed at the tubing on the rig floor, then lowered into the bowl of the tubing spool. The BOP system is nippled down and preparations are made to install the production Christmas tree.
The production Christmas tree is made up of a seal flange which is often called the tubing head adapter, a series of gate valves, a T or cross, rig valves or side valves, and a choke. The Christmas tree is the group of equipment that controls the flow of the well. Each Christmas tree has one or more surface safety valves that will shutdown the well in an emergency, and prevent damage to the equipment downstream. To install the Christmas tree, determine the direction the Christmas tree should be installed, pick it up, level it and lower it over the extended neck of the well drill tubing hanger. The Christmas tree is nippled up to the tubing spool, and the connections and seals are tested. The well is now ready for production testing.
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