Línea fija (cableado)

En la industria del petróleo y el gas, el término wireline generalmente se refiere al uso de cables multiconductores, de un solo conductor o slickline, o "wireline", como medio de transporte para la adquisición de datos petrofísicos y geofísicos del subsuelo y la prestación de servicios de construcción de pozos, como recuperación de tuberías, perforación, colocación de tapones y limpieza y pesca de pozos. La información geofísica y petrofísica del subsuelo da como resultado la descripción y el análisis de la geología del subsuelo, las propiedades del yacimiento y las características de producción.

Asociado con esto, "registro por cable" es la adquisición y el análisis de datos geofísicos y petrofísicos y la provisión de servicios relacionados proporcionados en función de la profundidad del pozo.

Hay cuatro tipos básicos de cable: multiconductor, conductor único, línea de acero y línea trenzada. Otros tipos de cable incluyen líneas de acero revestido y líneas de fibra óptica.

Las líneas multiconductoras consisten en cables de armadura externa enrollados alrededor de un núcleo de, por lo general, 4 o 7 conductores. Los conductores están unidos en un núcleo central, protegido por los cables de la armadura exterior. Estos conductores se utilizan para transmitir energía a la instrumentación de fondo de pozo y transmitir datos (y comandos) hacia y desde la superficie. Los cables multiconductores se utilizan principalmente en aplicaciones de orificio abierto (y entubado). Típicamente tienen diámetros de 0.377" a 0,548" con cargas de trabajo sugeridas de 6.6k a 20k lbf. (Tenga en cuenta que los diámetros de los cables y las características de rendimiento generalmente se expresan en unidades imperiales). Los cables multiconductores se pueden revestir con cubiertas de polímero suave, pero son más comúnmente cables de bobinado abierto.

Los cables de un solo conductor tienen una construcción similar a los cables de varios conductores, pero tienen un solo conductor. Los diámetros suelen ser mucho más pequeños, desde 1/10" a 5/16" y con cargas de trabajo sugeridas de 800 a 7735 lbf. Debido a su tamaño, estos cables se pueden utilizar en pozos presurizados, lo que los hace especialmente adecuados para actividades de adquisición de registros en pozos entubados bajo presión. Por lo general, se utilizan para actividades de construcción de pozos, como la recuperación de tuberías, la perforación y el ajuste de tapones, así como el registro de producción y la caracterización de la producción de yacimientos, como el registro de producción, el registro de ruido, el neutrón pulsado, el muestreo de fluidos de producción y el monitoreo del flujo de producción.

Slickline es una sola hebra suave de cable con diámetros que van desde 0,082" a 0.160". La línea de acero no tiene conductor (aunque hay líneas de acero recubiertas de polímero especializadas y líneas de acero encapsuladas en tubería (TEC)). Se utilizan para la construcción de pozos ligeros y actividades de mantenimiento de pozos, así como para la recopilación de datos del subsuelo que dependen de la memoria. El trabajo con línea de acero incluye servicios mecánicos tales como colocación y recuperación de medidores, manipulación de válvulas subterráneas, limpieza de pozos y pesca.

La línea trenzada tiene características mecánicas similares a las del cable monoconductor y se utiliza para tareas de construcción y mantenimiento de pozos, como trabajos pesados de pesca y limpieza de pozos.

Líneas de corte

Usadas para colocar y recuperar equipos de pozos, como tapones, medidores y válvulas, las líneas de acero son cables no eléctricos de un solo hilo que se bajan a los pozos de petróleo y gas desde la superficie. Las líneas de acero también se pueden usar para ajustar válvulas y manguitos ubicados en el fondo del pozo, así como para reparar tuberías dentro del pozo.

Enrollada alrededor de un tambor en la parte trasera de un camión, la línea de acero se sube y baja en el pozo al enrollar y desenrollar el cable hidráulicamente.

La línea trenzada puede contener un núcleo interno de cables aislados que proporcionan energía al equipo ubicado al final del cable, normalmente denominado línea eléctrica, y proporciona una vía para la telemetría eléctrica para la comunicación entre la superficie y el equipo al final. del cabo

Por otro lado, los wirelines son cables eléctricos que transmiten datos sobre el pozo. El cable, que consta de hilos simples o hilos múltiples, se utiliza tanto para intervenciones de pozos como para operaciones de evaluación de formaciones. En otras palabras, los wirelines son útiles para recopilar datos sobre el pozo en actividades de registro, así como en trabajos de reacondicionamiento que requieren transmisión de datos.

Registros de telefonía fija

Desarrollados por primera vez por Conrad y Marcel Schlumberger en 1927, los registros con cable miden las propiedades de formación en un pozo a través de líneas eléctricas de alambre. A diferencia de la medición durante la perforación (MWD) y los registros de lodo, los registros con cable son mediciones constantes de fondo de pozo enviadas a través del cable eléctrico que se utiliza para ayudar a los geólogos, perforadores e ingenieros a tomar decisiones en tiempo real sobre el yacimiento y las operaciones de perforación. Los instrumentos con cable pueden medir una gran cantidad de propiedades petrofísicas que forman la base del análisis geológico y petrofísico del subsuelo. Las mediciones incluyen el potencial propio, los rayos gamma naturales, el tiempo de viaje acústico, la densidad de la formación, la porosidad de los neutrones, la resistividad y la conductividad, la resonancia magnética nuclear, las imágenes del pozo, la geometría del pozo, el buzamiento y la orientación de la formación, las características de los fluidos, como la densidad y la viscosidad, y el muestreo de la formación..

La herramienta de registro, también llamada sonda, se encuentra al final del cable. Las mediciones se realizan inicialmente bajando la sonda usando el cable a la profundidad prescrita y luego se registran mientras se eleva fuera del pozo. Las respuestas de la sonda se registran continuamente en el camino hacia arriba creando un llamado "registro" de las respuestas del instrumento. La tensión en la línea asegura que la medición de la profundidad se pueda corregir por estiramiento elástico de la línea de cable. Esta corrección de estiramiento elástico cambiará en función de la longitud del cable, la tensión en la superficie (llamada tensión superficial, Surf.Ten) y en el extremo de la herramienta del cable (llamada tensión en la cabeza del cable, CHT) y el coeficiente de estiramiento elástico del cable. Ninguno de estos son constantes, por lo que la corrección debe ajustarse continuamente desde que se inicia la operación de adquisición de registros hasta la recuperación al punto de referencia (generalmente la superficie o el punto de profundidad cero, ZDP).

Operaciones de reacondicionamiento

Cuando los pozos en producción requieren trabajo de reparación para sostener, restaurar o mejorar la producción, esto se denomina reacondicionamiento. Muchas veces, las operaciones de reacondicionamiento requieren el cierre de la producción, pero no siempre.

Sistema de cabezal de disparo Slickline

En las operaciones de reacondicionamiento, se utiliza una unidad de mantenimiento de pozos para introducir y extraer elementos del pozo con un cabrestante. La línea utilizada para subir y bajar el equipo puede ser cable de acero trenzado o una sola línea de acero. Las operaciones de reacondicionamiento realizadas pueden incluir limpieza de pozos, colocación de tapones, registros de producción y perforación con explosivos.

Herramientas de telefonía fija

Las herramientas de telefonía fija son instrumentos especialmente diseñados que se introducen en un pozo en el extremo del cable de telefonía fija. Están diseñados individualmente para proporcionar una serie de servicios particulares, como la evaluación de las propiedades de la roca, la ubicación de los collares de revestimiento, las presiones de formación, la información sobre el tamaño de los poros o la identificación de fluidos y la recuperación de muestras. Las herramientas alámbricas modernas pueden ser extremadamente complicadas y, a menudo, están diseñadas para soportar condiciones muy duras, como las que se encuentran en muchos pozos geotérmicos, de gas y de petróleo modernos. Las presiones en los pozos de gas pueden superar los 30 000 psi, mientras que las temperaturas pueden superar los 500 grados Fahrenheit en algunos pozos geotérmicos. Los gases corrosivos o cancerígenos como el sulfuro de hidrógeno también pueden ocurrir en el fondo del pozo.

Para reducir la cantidad de tiempo de ejecución en el pozo, a menudo se unen varias herramientas con cable y se ejecutan simultáneamente en una sarta de herramientas que puede tener cientos de pies de largo y pesar más de 5000 libras.

Herramientas de rayos gamma naturales

Las herramientas de rayos gamma naturales están diseñadas para medir la radiación gamma en la Tierra causada por la desintegración del potasio, el uranio y el torio naturales. A diferencia de las herramientas nucleares, estas herramientas naturales de rayos gamma no emiten radiación. Las herramientas tienen un sensor de radiación, que suele ser un cristal de centelleo que emite un pulso de luz proporcional a la fuerza del rayo gamma que lo golpea. Este pulso de luz se convierte luego en un pulso de corriente por medio de un tubo fotomultiplicador (PMT). Desde el tubo fotomultiplicador, el pulso de corriente va a la electrónica de la herramienta para su posterior procesamiento y, en última instancia, al sistema de superficie para su registro. La fuerza de los rayos gamma recibidos depende de la fuente que emite rayos gamma, la densidad de la formación y la distancia entre la fuente y el detector de herramientas. El registro registrado por esta herramienta se utiliza para identificar la litología, estimar el contenido de esquisto y la correlación de profundidad de futuros registros.

Herramientas nucleares

Las herramientas nucleares miden las propiedades de la formación a través de la interacción de las moléculas del yacimiento con la radiación emitida por la herramienta de adquisición de registros. Las dos propiedades más comunes medidas por herramientas nucleares son la porosidad de la formación y la densidad de la roca:

La porosidad de la formación se determina mediante la instalación de una fuente de radiación capaz de emitir neutrones rápidos en el entorno del fondo del pozo. Todos los espacios porosos de la roca están llenos de fluidos que contienen átomos de hidrógeno, que reducen la velocidad de los neutrones a un estado epitermal o térmico. Esta interacción atómica crea rayos gamma que luego se miden en la herramienta a través de detectores dedicados y se interpretan a través de una calibración a una porosidad. Una mayor cantidad de rayos gamma recolectados en el sensor de la herramienta indicaría una mayor cantidad de interacciones con los átomos de hidrógeno y, por lo tanto, una mayor porosidad.

La mayoría de las herramientas nucleares de pozo abierto utilizan fuentes químicas de doble encapsulación.

Las herramientas de densidad utilizan radiación de rayos gamma para determinar la litología y la densidad de la roca en el entorno del fondo del pozo. Las herramientas de densidad modernas utilizan una fuente radiactiva de Cs-137 para generar rayos gamma que interactúan con los estratos rocosos. Dado que los materiales de mayor densidad absorben los rayos gamma mucho mejor que los materiales de menor densidad, un detector de rayos gamma en la herramienta de cable puede determinar con precisión la densidad de la formación midiendo el número y el nivel de energía asociado de los rayos gamma que han interactuado con la matriz rocosa. Las herramientas de densidad suelen incorporar un brazo de calibre extensible, que se utiliza para presionar la fuente radiactiva y los detectores contra el costado del orificio y también para medir el ancho exacto del orificio a fin de eliminar el efecto de la variación del diámetro del orificio en las lecturas.

Algunas herramientas nucleares modernas utilizan una fuente de alimentación electrónica controlada desde la superficie para generar neutrones. Mediante la emisión de neutrones de distintas energías, el ingeniero registrador puede determinar la litología de la formación en porcentajes fraccionarios.

Herramientas de resistividad

En cualquier matriz que tenga cierta porosidad, los espacios porosos se llenarán con un fluido de petróleo, gas (ya sea hidrocarburo o de otro tipo) o agua de formación (a veces denominada agua connata). Este fluido saturará la roca y cambiará sus propiedades eléctricas. Una herramienta de resistividad operada con cable inyecta directamente corriente (herramientas de tipo lateral para lodos conductivos a base de agua) o induce (herramientas de tipo inducción para lodos resistivos o a base de aceite) una corriente eléctrica en la roca circundante y determina la resistividad a través de valores de Ohm' ley s. La resistividad de la formación se usa principalmente para identificar zonas productivas que contienen hidrocarburos de alta resistividad en oposición a aquellas que contienen agua, que generalmente es más conductiva. También es útil para determinar la ubicación del contacto agua-petróleo en un yacimiento. La mayoría de las herramientas operadas con cable pueden medir la resistividad a varias profundidades de investigación en la pared del pozo, lo que permite a los analistas de registros predecir con precisión el nivel de invasión de fluidos del lodo de perforación y, por lo tanto, determinar una medición cualitativa de la permeabilidad.

Algunas herramientas de resistividad tienen muchos electrodos montados en varias almohadillas articuladas, lo que permite realizar múltiples mediciones de microrresistividad. Estas microrresistividades tienen una profundidad de investigación muy superficial, normalmente en el rango de 0,1 a 0,8 pulgadas, lo que las hace adecuadas para la obtención de imágenes de pozos. Hay generadores de imágenes de resistividad disponibles que funcionan con métodos de inducción para sistemas de lodo resistivo (base de aceite) y métodos de corriente continua para sistemas de lodo conductivo (base de agua).

Herramientas sónicas y ultrasónicas

Las herramientas sónicas, como Baker Hughes XMAC-F1, consisten en múltiples transductores y receptores piezoeléctricos montados en el cuerpo de la herramienta a distancias fijas. Los transmisores generan un patrón de ondas de sonido a diferentes frecuencias operativas en la formación de fondo de pozo. La ruta de la señal sale del transmisor, pasa a través de la columna de lodo, viaja a lo largo de la pared del pozo y se recoge en múltiples receptores espaciados a lo largo del cuerpo de la herramienta. El tiempo que tarda la onda de sonido en viajar a través de la roca depende de una serie de propiedades de la roca existente, incluida la porosidad de la formación, la litología, la permeabilidad y la resistencia de la roca. Se pueden generar diferentes tipos de ondas de presión en un eje específico, lo que permite a los geocientíficos determinar regímenes de estrés anisotrópico. Esto es muy importante para determinar la estabilidad del pozo y ayuda a los ingenieros de perforación a planificar el diseño futuro del pozo.

Las herramientas sónicas también se utilizan ampliamente para evaluar la unión del cemento entre el revestimiento y la formación en un pozo terminado, principalmente mediante el cálculo de la acentuación de la señal después de atravesar la pared del revestimiento (consulte Herramientas de unión del cemento a continuación).

Las herramientas ultrasónicas utilizan un transductor acústico giratorio para mapear una imagen de 360 grados del pozo a medida que la herramienta de registro sale a la superficie. Esto es especialmente útil para determinar el lecho de pequeña escala y el buzamiento de la formación, así como para identificar artefactos de perforación como fracturas en espiral o inducidas.

Herramientas de resonancia magnética nuclear

Una medida de las propiedades de resonancia magnética nuclear (RMN) del hidrógeno en la formación. Hay dos fases en la medición: polarización y adquisición. Primero, los átomos de hidrógeno se alinean en la dirección de un campo magnético estático (B0). Esta polarización tiene un tiempo característico T1. En segundo lugar, los átomos de hidrógeno son inclinados por un breve estallido de un campo magnético oscilante que está diseñado para que precedan en resonancia en un plano perpendicular a B0. La frecuencia de oscilación es la frecuencia de Larmor. La precesión de los átomos de hidrógeno induce una señal en la antena. El decaimiento de esta señal con el tiempo es causado por la relajación transversal y se mide mediante la secuencia de pulsos CPMG. El decaimiento es la suma de diferentes tiempos de decaimiento, llamado T2. La distribución T2 es el resultado básico de una medición de RMN.

La medición de RMN realizada tanto por un instrumento de laboratorio como por una herramienta de registro sigue muy de cerca los mismos principios. Una característica importante de la medición de RMN es el tiempo necesario para adquirirla. En el laboratorio, el tiempo no presenta ninguna dificultad. En un registro, existe un equilibrio entre el tiempo necesario para la polarización y la adquisición, la velocidad de registro y la frecuencia de muestreo. Cuanto más largas sean la polarización y la adquisición, más completa será la medición. Sin embargo, los tiempos más largos requieren una velocidad de registro más baja o un muestreo menos frecuente.

Herramientas sísmicas de pozo

Herramientas de línea eléctrica de pozo entubado

Herramientas de unión de cemento

Una herramienta de unión de cemento, o CBT, es una herramienta acústica que se utiliza para medir la calidad del cemento detrás del revestimiento. Usando un CBT, se puede determinar la unión entre el revestimiento y el cemento, así como la unión entre el cemento y la formación. Con los datos de CBT, una empresa puede solucionar problemas con la cubierta de cemento si es necesario. Esta herramienta debe estar centralizada en el pozo para que funcione correctamente.

Dos de los mayores problemas encontrados en el cemento por los CBT son la canalización y el microespacio anular. Un micro anillo es la formación de grietas microscópicas en la cubierta de cemento. La canalización es donde se forman vacíos grandes y contiguos en el revestimiento de cemento, generalmente causados por una mala centralización del revestimiento. Ambas situaciones pueden, si es necesario, solucionarse mediante trabajos correctivos en la línea eléctrica.

Un CBT realiza sus mediciones mediante la emisión rápida de ondas de compresión a través del pozo y hacia la tubería, el cemento y la formación. El pulso de compresión se origina en un transmisor en la parte superior de la herramienta que, cuando se enciende en la superficie, suena como un chasquido rápido. La herramienta normalmente tiene dos receptores, uno a tres pies del receptor y otro a cinco pies del transmisor. Estos receptores registran el tiempo de llegada de las ondas de compresión. La información de estos receptores se registra como tiempos de viaje para los receptores de tres y cinco pies y como un microsismograma.

Los avances recientes en las tecnologías de adquisición de registros han permitido que los receptores midan 360 grados de integridad del cemento y se pueden representar en un registro como un mapa de cemento radial y como 6 u 8 tiempos de llegada de sectores individuales.

Casing collar locator

Las herramientas de localización de collares de revestimiento, o CCL, se encuentran entre las más simples y esenciales en la línea eléctrica de pozo entubado. Los CCL's generalmente se usan para la correlación de profundidad y pueden ser un indicador de exceso de velocidad en la línea cuando se registran fluidos pesados.

Un CCL opera según la Ley de inducción de Faraday. Dos imanes están separados por una bobina de alambre de cobre. A medida que el CCL pasa por una junta de carcasa o collar, la diferencia en el grosor del metal entre los dos imanes induce un pico de corriente en la bobina. Este pico de corriente se envía pozo arriba y se registra como lo que se llama una patada de cuello en el registro del pozo entubado.

Herramientas de perforación gamma

Un perforador gamma de pozo entubado se utiliza para realizar servicios mecánicos, como disparos, colocación de elementos de revestimiento/tubería en el fondo del pozo, vertido de cemento de remediación, levantamientos de trazador, etc. Por lo general, un perforador gamma tendrá algún tipo de dispositivo iniciado por explosión adjunto. a él, como una pistola perforadora, una herramienta de colocación o un basurero. En ciertos casos, el perforador gamma se usa simplemente para detectar objetos en el pozo, como en las operaciones de disparos transportados por tubería y los estudios de rastreo.

Los perforadores gamma funcionan de manera muy similar a una herramienta de rayos gamma naturales de agujero abierto. Los rayos gamma emitidos por elementos radiactivos naturales bombardean el detector de centelleo montado en la herramienta. La herramienta procesa los conteos de rayos gamma y envía los datos a la parte superior del pozo donde se procesan mediante un sistema de adquisición computarizado y se trazan en un registro versus profundidad. Luego, la información se usa para garantizar que la profundidad que se muestra en el registro sea correcta. Después de eso, se puede aplicar energía a través de la herramienta para activar cargas explosivas para cosas como perforación, colocación de tapones o empacadores, descarga de cemento, etc.

Wireline pressure setting assemblies (WSPA)

Las herramientas de instalación se utilizan para instalar elementos de terminación de fondo de pozo, como empacadores de producción o tapones de puente. Las herramientas de ajuste suelen utilizar la energía del gas en expansión de una carga explosiva de combustión lenta para impulsar un conjunto de pistón hidráulico. El conjunto se une al obturador o empacador por medio de un mandril de ajuste y un manguito deslizante, que cuando se "acaricia" por el ensamble del pistón, aprieta efectivamente los elementos de elastómero del elemento de empaque, deformándolo lo suficiente como para encajarlo en su lugar en la sarta de tubería o revestimiento. La mayoría de los obturadores o tapones de terminación tienen un mecanismo de corte especialmente diseñado que libera la herramienta de fraguado del elemento, lo que permite que se recupere de nuevo a la superficie. Sin embargo, el obturador/obturador permanece en el fondo del pozo como una barrera para aislar las zonas de producción o taponar permanentemente un pozo.

Herramientas de expansión de carcasa

Las herramientas de expansión incorporan características de diseño similares a las de WLSPA, utilizando un conjunto de pistón interno, excepto que las principales diferencias son que el pistón es bidireccional y no se separa para dejarlo en el fondo del pozo. Un conjunto endurecido de almohadillas contorneadas se expande cuando el pistón se "golpea", marcando un pequeño círculo en la pared interna de la carcasa y expandiendo la carcasa general para hacer contacto total con cemento, material de empaque o directamente con el muro de formación. El diseño y concepto original de la herramienta era detener la presión del revestimiento de la superficie sin afectar la producción al dejar el hardware en el pozo. También se pueden usar en otras aplicaciones, como taponamiento y abandono, o operaciones de intervención de perforación, como la instalación de látigos.

Equipamiento adicional

Cabeza de cable

La cabeza del cable es la parte superior de la sarta de herramientas en cualquier tipo de cable. La cabeza del cable es donde el cable conductor se convierte en una conexión eléctrica que se puede conectar al resto de la sarta de herramientas. Los cabezales de cable suelen ser personalizados por el operador de cable para cada trabajo y dependen en gran medida de la profundidad, la presión y el tipo de fluido del pozo.

Los puntos débiles de la línea eléctrica también se encuentran en la cabeza del cable. Si la herramienta se atasca en el pozo, el punto débil es donde la herramienta se separaría primero del cable. Si el cable se cortó en cualquier otro lugar a lo largo de la línea, la herramienta se vuelve mucho más difícil de pescar.

Tractores

Los tractores son herramientas eléctricas que se utilizan para empujar la sarta de herramientas dentro del pozo, superando la desventaja del cable de depender de la gravedad. Se utilizan para pozos horizontales y muy desviados donde la gravedad es insuficiente, incluso con vástago de rodillos. Empujan contra el costado del pozo ya sea mediante el uso de ruedas o mediante un movimiento similar al de un gusano.

Cabeza de medición

Un cabezal de medición es la primera pieza de equipo con la que el cable entra en contacto fuera del tambor. El cabezal de medición se compone de varias ruedas que sostienen el cable en su camino hacia el cabrestante y también miden datos cruciales del cable.

Un cabezal de medición registra la tensión, la profundidad y la velocidad. Los modelos actuales usan codificadores ópticos para derivar las revoluciones de una rueda con una circunferencia conocida, que a su vez se usa para calcular la velocidad y la profundidad. Se utiliza una rueda con un sensor de presión para calcular la tensión.

Aparato de telefonía fija

Para el trabajo en campos petroleros, el cable reside en la superficie, enrollado alrededor de un carrete grande (de 3 a 10 pies de diámetro). Los operadores pueden usar un carrete portátil (en la parte trasera de un camión especial) o una parte permanente de la plataforma de perforación. Un motor y un tren de transmisión hacen girar el carrete y elevan y bajan el equipo dentro y fuera del pozo: el cabrestante.

Control de presión durante operaciones con cable

El control de presión empleado durante las operaciones con cable está destinado a contener la presión que se origina en el pozo. Durante las operaciones de líneas eléctricas a pozo abierto, la presión puede ser el resultado de un golpe de pozo. Durante la línea eléctrica en pozo entubado, lo más probable es que sea el resultado de un pozo que produce a altas presiones. El equipo de presión debe tener una capacidad nominal muy superior a las presiones esperadas del pozo. Las clasificaciones normales para equipos a presión de línea fija son 5000, 10 000 y 15 000 libras por pulgada cuadrada. Algunos pozos están contenidos con 20,000 psi y también se está desarrollando equipo de 30,000 psi.

Brida

Se sujeta una brida a la parte superior del árbol de Navidad, generalmente con algún tipo de adaptador para el resto del control de presión. Se coloca una junta de metal entre la parte superior del árbol de Navidad y la brida para mantener las presiones del pozo.

Válvula de cable

Una válvula de control de cable, también denominada válvula de prevención de reventones (BOP) de cable, es un dispositivo cerrado con uno o más arietes capaces de cerrarse sobre el cable en caso de emergencia. Una válvula dual con cable tiene dos juegos de arietes y algunas tienen la capacidad de bombear grasa en el espacio entre los arietes para contrarrestar la presión del pozo.

Lubricadora

Lubricador es el término utilizado para las secciones de tubería probada a presión que actúa para sellar las herramientas de cable durante la presurización. Como se indicó, es una serie de tuberías que se conectan y es lo que sostiene la sarta de herramientas para que los operadores puedan entrar y salir del pozo. Tiene válvulas para purgar la presión para que puedas desconectarlo del pozo y trabajar en herramientas, etc.

Sub de bombeo

Los subs de bombeo (también conocidos como flujo T) permiten la inyección de fluido en la cadena de control de presión. Normalmente, estos se utilizan para las pruebas de presión en el sitio del pozo, que normalmente se realizan entre cada corrida en el pozo. También se pueden usar para purgar la presión de la sarta después de una corrida en el pozo, o para bombear fluidos de eliminación para controlar un pozo salvaje.

Cabeza del inyector de grasa

El cabezal del inyector de grasa es el aparato principal para controlar la presión del pozo mientras se introduce en el pozo. El cabezal de engrase utiliza una serie de tuberías muy pequeñas, llamadas tubos de flujo, para disminuir la carga de presión del pozo. La grasa se inyecta a alta presión en la parte inferior del cabezal de engrase para contrarrestar la presión restante del pozo.

Empaque

Los subs de empaquetamiento utilizan presión hidráulica en dos accesorios de latón que comprimen un elemento de sellado de goma para crear un sello alrededor del cable. Los paquetes pueden bombearse manualmente o comprimirse a través de una unidad de bombeo motorizada.

Limpiador de línea

Un limpiaparabrisas funciona de manera muy similar a un sub empacador, excepto que el elemento de caucho es mucho más suave. Las bombas hidráulicas ejercen fuerza sobre el elemento de goma hasta que se ejerce una ligera presión sobre el cable, limpiando la grasa y el fluido del pozo de la línea en el proceso.

Suscripción de prueba rápida

Se utiliza un sub de prueba rápida (QTS) cuando se prueba la presión del equipo de control de presión (PCE) para operaciones repetitivas. El PCE se prueba a presión y luego se rompe en el QTS para evitar tener que volver a probar toda la cadena. Luego, el PCE se vuelve a conectar en el QTS. El QTS tiene dos juntas tóricas donde se desconectó que se pueden probar con presión hidráulica para confirmar que el PCE aún puede mantener la presión a la que se probó.

Válvula de bola

Si el cable se separara de la herramienta, una válvula de retención de bola puede sellar el pozo y separarlo de la superficie. Durante las operaciones con cable, una bola de acero se asienta al costado de un área confinada dentro del cabezal de engrase mientras el cable entra y sale del pozo. Si el cable sale de esa área confinada bajo presión, la presión empujará la bola de acero hacia el orificio donde había estado el cable. El diámetro de la bola es mayor que el del orificio, por lo que la bola sella eficazmente la presión sobre la superficie.

Recogedor de cabezas

Un receptor de cabeza (también llamado receptor de herramientas) es un dispositivo colocado en la parte superior de la sección del lubricador. Si las herramientas de cable se fuerzan en la parte superior de la sección del lubricador, el receptor del cabezal, que parece una pequeña "garra", sujetará el cuello de pesca de la herramienta. Esta acción evita que las herramientas caigan al fondo del pozo si la línea se sale del receptáculo de la cuerda. Se aplica presión al receptor de la cabeza para liberar las herramientas.

Trampa de herramientas

Una trampa para herramientas tiene el mismo propósito que un recogedor de cabezas, ya que evita que las herramientas caigan inadvertidamente por el agujero. Este dispositivo normalmente se ubica justo encima de las válvulas de control del pozo, brindando protección a estas importantes barreras contra la caída de una herramienta. La trampa de herramientas tiene que estar abierta para permitir que las herramientas ingresen al pozo, y normalmente se construye para permitir que las herramientas se recuperen a través de la trampa de herramientas incluso cuando está en la posición Cerrada.

Sub de conexión rápida

Un dispositivo de subensamblaje que se atornilla a la parte superior de la pila BOP que está diseñado para eliminar las bridas de perno tradicionales para conectar las cabezas del lubricador y utilizar diseños de anillo de bloqueo y cuña cónica. Esto permite la misma seguridad de las conexiones de control de presión tradicionales pero un componente significativo de ahorro de tiempo.

Fuentes y citas