En la industria del petróleo y el gas , el término "wireline " generalmente se refiere al uso de cables multiconductores, monoconductores o de línea de acero, 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 a esto, el "registro por cable" es la adquisición y análisis de datos geofísicos y petrofísicos y la provisión de servicios relacionados proporcionados en función de la profundidad del pozo.
Existen cuatro tipos básicos de cables: multiconductores, monoconductores, de acero y trenzados. Otros tipos de cables son los de acero revestidos y los de fibra óptica.
Las líneas multiconductoras consisten en cables de armadura externa enrollados alrededor de un núcleo de típicamente 4 o 7 conductores. Los conductores están unidos entre sí en un núcleo central, protegido por los cables de armadura externos. Estos conductores se utilizan para transmitir energía a la instrumentación del fondo del pozo y transmitir datos (y comandos) hacia y desde la superficie. Los cables multiconductores se utilizan principalmente en aplicaciones de pozos abiertos (y entubados). Por lo general, tienen diámetros de 0,377 pulgadas (9,6 mm) a 0,548 pulgadas (13,9 mm) con cargas de trabajo sugeridas de 6,6 a 20 mil libras-fuerza (29.000 a 89.000 N). (Tenga en cuenta que los diámetros de los cables y las características de rendimiento se expresan generalmente en unidades imperiales). Los cables multiconductores pueden estar revestidos con revestimientos de polímero liso, pero son más comúnmente cables de bobinado abierto.
Los cables monoconductor son similares en construcción a los cables multiconductor, pero tienen un solo conductor. Los diámetros suelen ser mucho más pequeños, desde 1 ⁄ 10 pulgadas (2,5 mm) hasta 5 ⁄ 16 pulgadas (7,9 mm) 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 registro de pozos entubados bajo presión. Por lo general, se utilizan para actividades de construcción de pozos, como recuperación de tuberías, perforación y colocación de tapones, así como para el registro de producción y caracterización de la producción de yacimientos, como el registro de producción, el registro de ruido, el neutron pulsado, el muestreo de fluidos de producción y el monitoreo del flujo de producción.
El cable de acero es un cable liso de una sola hebra con diámetros que varían de 0,082" a 0,160". El cable de acero no tiene conductor (aunque existen cables de acero recubiertos con polímeros especializados y cables de acero encapsulados en tubos (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 cables de acero incluye servicios mecánicos como la colocación y recuperación de medidores, la manipulación de válvulas del subsuelo, la limpieza y la pesca de pozos.
La línea trenzada tiene características mecánicas similares al cable monoconductor y se utiliza para tareas de construcción y mantenimiento de pozos, como pesca pesada y trabajos de limpieza de pozos.
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 y se utilizan para colocar y recuperar equipos de pozos, como tapones, medidores y válvulas. Las líneas de acero también se pueden utilizar para ajustar válvulas y manguitos ubicados en el fondo del pozo, así como para reparar tuberías dentro del pozo.
El cable de acero, enrollado alrededor de un tambor en la parte trasera de un camión, se eleva y se baja en el pozo enrollándolo hacia adentro y hacia afuera hidráulicamente.
La línea trenzada puede contener un núcleo interno de cables aislados que proporcionan energía al equipo ubicado en el extremo del cable, normalmente denominado línea eléctrica, y proporciona una vía para la telemetría eléctrica para la comunicación entre la superficie y el equipo en el extremo del cable.
Por otro lado, los wirelines son cables eléctricos que transmiten datos sobre el pozo. Compuestos por hilos simples o múltiples, los wirelines se utilizan tanto para operaciones de intervención del pozo como de evaluación de la formación. 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.
Los registros con cable, desarrollados por primera vez por Conrad y Marcel Schlumberger en 1927, miden las propiedades de la formación en un pozo a través de líneas eléctricas de cable. A diferencia de la medición durante la perforación (MWD) y los registros de lodo, los registros con cable son mediciones constantes en el fondo del 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 espontáneo, los rayos gamma naturales, el tiempo de viaje acústico, la densidad de la formación, la porosidad de neutrones, la resistividad y la conductividad, la resonancia magnética nuclear, la obtención de imágenes del pozo, la geometría del pozo, la inclinación y la orientación de la formación, las características del fluido 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 bajando inicialmente la sonda con el cable hasta la profundidad prescrita y luego se registran mientras se la saca del pozo. Las respuestas de la sonda se registran continuamente durante el ascenso, lo que crea un denominado "registro" de las respuestas del instrumento. La tensión en la línea garantiza que la medición de profundidad se pueda corregir para el estiramiento elástico del cable. Esta corrección del 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 del cabezal del cable, CHT) y el coeficiente de estiramiento elástico del cable. Ninguno de estos es constante, por lo que la corrección se debe ajustar continuamente entre el inicio de la operación de registro y la recuperación al punto de referencia (generalmente la superficie o el punto de profundidad cero, ZDP).
Cuando los pozos en producción requieren trabajos 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.
En las operaciones de reacondicionamiento, se utiliza una unidad de mantenimiento de pozos para introducir y extraer elementos del pozo. La línea utilizada para elevar y bajar el equipo puede ser un cable de acero trenzado o una sola línea de acero. Las operaciones de reacondicionamiento que se llevan a cabo pueden incluir la limpieza del pozo, la colocación de tapones, el registro de producción y la perforación mediante explosivos.
Las herramientas de perforación con cable son instrumentos especialmente diseñados que se introducen en el pozo por el extremo del cable. Están diseñadas 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 de perforación con cable modernas pueden ser extremadamente complicadas y, a menudo, están diseñadas para soportar condiciones muy duras, como las que se encuentran en muchos pozos modernos de petróleo, gas y geotermia. 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 geotermales. También pueden producirse gases corrosivos o cancerígenos, como el sulfuro de hidrógeno, en el fondo del pozo.
Para reducir la cantidad de tiempo de funcionamiento en el pozo, a menudo se unen varias herramientas de cable y se hacen funcionar simultáneamente en una cadena de herramientas que puede tener cientos de pies de largo y pesar más de 5000 libras.
Las herramientas de rayos gamma naturales están diseñadas para medir la radiación gamma en la Tierra causada por la desintegración del potasio, uranio y torio naturales. A diferencia de las herramientas nucleares, estas herramientas de rayos gamma naturales 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 pasa 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 los rayos gamma, la densidad de la formación y la distancia entre la fuente y el detector de la herramienta. 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.
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 registro. Las dos propiedades más comunes que se miden con las herramientas nucleares son la porosidad de la formación y la densidad de la roca:
La porosidad de la formación se determina instalando una fuente de radiación capaz de emitir neutrones rápidos en el entorno del fondo del pozo. Todos los espacios porosos de la roca se llenan con un fluido que contiene átomos de hidrógeno, que ralentizan los neutrones hasta 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 mediante una calibración para determinar la porosidad. Una mayor cantidad de rayos gamma recolectados en el sensor de la herramienta indicaría una mayor cantidad de interacciones con átomos de hidrógeno y, por lo tanto, una mayor porosidad. [1]
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 Cs-137 para generar rayos gamma que interactúan con los estratos de roca. 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 la cantidad y el nivel de energía asociado de los rayos gamma que regresan y que han interactuado con la matriz de la roca. Las herramientas de densidad generalmente incorporan un brazo calibrador extensible, que se utiliza tanto para presionar la fuente radiactiva y los detectores contra el costado del pozo como para medir el ancho exacto del pozo a fin de eliminar el efecto de la variación del diámetro del pozo en las lecturas.
Algunas herramientas nucleares modernas utilizan una fuente alimentada electrónicamente y controlada desde la superficie para generar neutrones. Al emitir neutrones de energías variables, el ingeniero de registros puede determinar la litología de la formación en porcentajes fraccionarios.
En cualquier matriz que tenga alguna 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 petróleo) una corriente eléctrica en la roca circundante y determina la resistividad a través de la ley de Ohm. La resistividad de la formación se utiliza principalmente para identificar zonas productivas que contienen hidrocarburos altamente resistivos en contraposición a aquellas que contienen agua, que generalmente es más conductiva. También es útil para determinar la ubicación del contacto petróleo-agua 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 plataformas articuladas, lo que permite realizar múltiples mediciones de microresistividad. Estas microresistividades tienen una profundidad de investigación muy superficial, generalmente 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 que funcionan mediante métodos de inducción para sistemas de lodo resistivo (a base de aceite) y métodos de corriente continua para sistemas de lodo conductivo (a base de agua).
Las herramientas sónicas, como la 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 sonoras a distintas frecuencias de funcionamiento en la formación del pozo. La trayectoria 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 sonora 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 de pozos futuros.
Las herramientas sónicas también se utilizan ampliamente para evaluar la unión del cemento entre la carcasa y la formación en un pozo terminado, principalmente calculando la acentuación de la señal después de que pasa a través de la pared de la carcasa (ver Herramientas de unión del cemento a continuación).
Las herramientas ultrasónicas utilizan un transductor acústico giratorio para trazar una imagen de 360 grados del pozo a medida que la herramienta de registro se desplaza hacia la superficie. Esto resulta especialmente útil para determinar estratificaciones y buzamientos de formación a pequeña escala, así como para identificar artefactos de perforación como fracturas en espiral o inducidas.
Medición de las propiedades de resonancia magnética nuclear (RMN) del hidrógeno en la formación. La medición consta de dos fases: polarización y adquisición. En primer lugar, los átomos de hidrógeno se alinean en la dirección de un campo magnético estático (B0). Esta polarización tarda un tiempo característico T1. En segundo lugar, los átomos de hidrógeno se inclinan mediante una breve ráfaga de un campo magnético oscilante que está diseñado para que precesen 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. La disminución de esta señal con el tiempo se produce por relajación transversal y se mide mediante la secuencia de pulsos CPMG. La disminución es la suma de diferentes tiempos de disminución, denominados T2. La distribución T2 es el resultado básico de una medición de RMN.
La medición de RMN realizada con un instrumento de laboratorio y 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 larga sea la polarización y la adquisición, más completa será la medición. Sin embargo, los tiempos más largos requieren una velocidad de registro menor o un muestreo menos frecuente.
Una herramienta de unión de cemento , o CBT, es una herramienta acústica que se utiliza para medir la calidad del cemento detrás de la tubería de revestimiento . Mediante una CBT, se puede determinar la unión entre la tubería de revestimiento y el cemento, así como la unión entre el cemento y la formación. Con los datos de la CBT, una empresa puede solucionar problemas con la tubería de revestimiento de cemento si es necesario. Esta herramienta debe estar centralizada en el pozo para funcionar correctamente.
Dos de los problemas más grandes que los ingenieros de CBT encuentran en el cemento son la formación de canales y microanillos. Un microanillo es la formación de grietas microscópicas en la vaina de cemento. Los canales son la formación de grandes huecos contiguos en la vaina de cemento, generalmente causados por una mala centralización de la tubería de revestimiento. Ambas situaciones se pueden solucionar, si es necesario, con trabajos de reparación en la línea eléctrica.
Un CBT realiza sus mediciones enviando rápidamente 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 sonido de clic rápido. La herramienta generalmente tiene dos receptores, uno a tres pies de distancia 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 registro han permitido que los receptores midan 360 grados de integridad del cemento y puedan representarse en un registro como un mapa radial del cemento y como 6-8 tiempos de llegada a sectores individuales.
Las herramientas de localización de collares de revestimiento, o CCL, se encuentran entre las más simples y esenciales en la línea eléctrica de pozos entubados. Las CCL se utilizan generalmente para la correlación de profundidad y pueden ser un indicador de exceso de velocidad de la línea cuando se registran fluidos pesados. [2]
Un CCL funciona 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 revestimiento, o collar, la diferencia de espesor del metal entre los dos imanes induce un pico de corriente en la bobina. Este pico de corriente se envía hacia arriba del pozo y se registra como lo que se denomina una patada de collar en el registro del pozo entubado. [3]
Un perforador gamma de pozo entubado se utiliza para realizar servicios mecánicos, como disparar perforaciones , colocar elementos de tubería/entubado en el fondo del pozo, verter cemento de remediación, estudios de trazadores, etc. Por lo general, un perforador gamma tendrá algún tipo de dispositivo iniciado por explosión conectado a él, como una pistola de perforación, una herramienta de colocación o un achicador de descarga. En ciertos casos, el perforador gamma se utiliza simplemente para detectar objetos en el pozo, como en operaciones de perforación con tubería transportada y estudios de trazadores.
Los perforadores gamma funcionan de forma muy similar a una herramienta de rayos gamma naturales para pozos abiertos. Los rayos gamma emitidos por elementos radiactivos naturales bombardean el detector de centelleo montado en la herramienta. La herramienta procesa los recuentos de rayos gamma y envía los datos al pozo, donde son procesados por un sistema de adquisición computarizado y graficados en un registro en función de la profundidad. La información se utiliza luego 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 tareas como perforar, colocar tapones o empacadores, verter cemento, etc.
Las herramientas de colocación se utilizan para colocar elementos de terminación de pozos, como obturadores de producción o tapones de puente. Las herramientas de colocación generalmente utilizan la energía del gas en expansión de una carga explosiva de combustión lenta para impulsar un conjunto de pistón hidráulico. El conjunto se fija al tapón o empacador por medio de un mandril de colocación y un manguito deslizante, que cuando es "golpeado" por el conjunto de pistón, aprieta eficazmente los elementos elastoméricos del elemento de empaque, deformándolo lo suficiente como para calzarlo en su lugar en la tubería o la sarta de revestimiento. La mayoría de los obturadores o tapones de terminación tienen un mecanismo de corte especialmente diseñado que libera la herramienta de colocación del elemento, lo que permite recuperarlo de regreso a la superficie. Sin embargo, el obturador/tapón permanece en el pozo como una barrera para aislar las zonas de producción o taponar permanentemente un pozo.
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 desmonta para dejarlo en el fondo del pozo. Un conjunto endurecido de almohadillas contorneadas se expande cuando se "golpea" el pistón, marcando un pequeño círculo en la pared interna de la tubería de revestimiento y expandiendo toda la tubería de revestimiento para hacer contacto total con el cemento, el material de empaque o directamente con la pared de la formación. El diseño y el concepto originales de la herramienta eran detener la presión de la tubería de revestimiento de la superficie sin afectar la producción al dejar el hardware en el pozo. También se pueden utilizar en otras aplicaciones, como taponamiento y abandono u operaciones de intervención de perforación, como la colocación de látigos.
El cabezal del cable es la parte superior de la sarta de herramientas en cualquier tipo de cable. El cabezal 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 fabricados a medida por el operador del 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 corta en cualquier otro lugar a lo largo de la línea, la herramienta se vuelve mucho más difícil de pescar. [4]
Los tractores son herramientas eléctricas que se utilizan para empujar la sarta de herramientas dentro del pozo, superando la desventaja de la línea de cable de depender de la gravedad. Se utilizan en pozos muy desviados y horizontales 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.
El cabezal de medición es el primer equipo con el que entra en contacto el cable al salir del tambor. El cabezal de medición está compuesto por 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 utilizan codificadores ópticos para derivar las revoluciones de una rueda con una circunferencia conocida, que a su vez se utiliza para calcular la velocidad y la profundidad. Para calcular la tensión se utiliza una rueda con un sensor de presión.
Para el trabajo en yacimientos petrolíferos , el cable se encuentra en la superficie, enrollado alrededor de un carrete grande (de 3 a 10 pies de diámetro). Los operadores pueden utilizar 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 .
El control de presión empleado durante las operaciones con cable tiene como objetivo contener la presión que se origina en el pozo. Durante las operaciones con líneas eléctricas de pozo abierto, la presión puede ser el resultado de una patada en el pozo. Durante las líneas eléctricas de pozo entubado, es muy probable que esto sea el resultado de un pozo que produce a altas presiones. El equipo de presión debe tener una clasificación que supere con creces las presiones esperadas del pozo. Las clasificaciones normales para el equipo de presión con cable son 5000, 10 000 y 15 000 libras por pulgada cuadrada. Algunos pozos están contenidos con 20 000 psi y también se están desarrollando equipos de 30 000 psi.
Se coloca una brida en 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 dentro del pozo.
Una válvula de control de cable, también llamada válvula de prevención de reventones (BOP), es un dispositivo cerrado con uno o más arietes capaces de cerrarse sobre el cable en caso de emergencia. Una válvula de cable doble 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.
Lubricador es el término que se utiliza para las secciones de tuberías sometidas a pruebas de presión que actúan para sellar las herramientas de cable durante la presurización. Como se indicó, se trata de una serie de tuberías que se conectan y es lo que sostiene la sarta de herramientas para que los operadores puedan realizar operaciones de entrada y salida del pozo. Tiene válvulas para purgar la presión de modo que se pueda desconectar del pozo y trabajar en las herramientas, etc.
Los subs de bombeo (también conocidos como T de flujo) permiten la inyección de fluido en la tubería de control de presión. Normalmente, se utilizan para realizar pruebas de presión en el sitio del pozo, que generalmente se realizan entre cada pasada en el pozo. También se pueden utilizar para purgar la presión de la tubería después de una pasada en el pozo o para bombear fluidos de ahogamiento para controlar un pozo descontrolado.
El cabezal de inyección de grasa es el aparato principal para controlar la presión del pozo mientras se introduce la grasa en el pozo. El cabezal de grasa utiliza una serie de tubos muy pequeños, llamados tubos de flujo, para disminuir la presión del pozo. La grasa se inyecta a alta presión en la parte inferior del cabezal de grasa para contrarrestar la presión restante del pozo.
Los empalmes de compresión utilizan presión hidráulica sobre dos accesorios de latón que comprimen un elemento de sellado de goma para crear un sello alrededor del cable. Los empalmes de compresión se pueden bombear manualmente o comprimir mediante una unidad de bombeo motorizada.
Un limpiador de línea funciona de manera muy similar a un empalme, excepto que el elemento de goma es mucho más blando. 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.
Se utiliza un subconjunto de prueba rápida (QTS) para probar la presión del equipo de control de presión (PCE) en 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 soportar la presión a la que se probó.
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 pozo donde había estado el cable. El diámetro de la bola es mayor que el del pozo, por lo que la bola sella eficazmente la presión hacia la superficie.
Un retenedor de cabezal (también llamado retenedor de herramientas) es un dispositivo ubicado en la parte superior de la sección del lubricador. Si las herramientas de cable se fuerzan hacia la parte superior de la sección del lubricador, el retenedor de 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 el cable se sale del zócalo de la cuerda. Se aplica presión al retenedor de cabezal para liberar las herramientas.
Una trampa de herramientas tiene el mismo propósito que un recolector de cabezas, ya que evita que las herramientas caigan accidentalmente en el pozo. 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 debe funcionar abierta para permitir que las herramientas ingresen al pozo y normalmente está construida para permitir que las herramientas se recuperen a través de la trampa de herramientas incluso cuando está en la posición cerrada.
Dispositivo de subconjunto que se atornilla a la parte superior del conjunto de preventores de reventones y está diseñado para eliminar las bridas de perno tradicionales para conectar los cabezales de lubricación y utilizar diseños de cuña cónica y anillo de bloqueo. Esto permite la misma seguridad de las conexiones de control de presión tradicionales, pero es un componente que ahorra mucho tiempo.