Cabezal del pozo (Arbolito de navidad)

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.