UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA, MINAS, PETRLEOS Y AMBIENTAL

CARRERA DE PETRLEOS

INGENIERA DE PRODUCCIN II

ESTRANGULADORES O CHOKES

OCTAVO PETRLEOS

INTEGRANTES:HENRY CALVAAMBAR GUERREROKARLA NARVEZPROFESOR:ING. DIEGO CEPEDA

QUITO ECUADOR2013-10-231. OBJETIVOS1.1 Objetivo General Investigar la funcin de un estrangulador en la industria petrolera y su aplicacin en la perforacin de pozos petroleros.1.2 Objetivos Especficos Analizar los tipos de estranguladores en la industria, como se relacionan unos con otros y la funcin de ellos de acuerdo con sus variantes. Comprender como controlar la presin en los ductos y como regula el paso de perturbaciones en los mismos.2. MARCO TERICOESTRANGULADORES O CHOKES

El estrangulador (choke) es un elemento que controla el caudal de circulacin de los fluidos. Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresin o friccin extra en el sistema, lo que provee un mtodo del control del caudal del flujo y de la presin de pozo.

Los estranguladores utilizados para el control de pozo (estranguladores de lodo) tienen un diseo algo diferente de los de produccin de gas y petrleo. Por lo general, es estrangulador de produccin no resulta adecuado. Esto se debe a que no est preparado para soportar el flujo del fluido abrasivo que sale a la superficie durante una surgencia de pozo. Mientras que para algunos controles de pozo se utilizan estranguladores ajustables convencionales (manuales) (vlvula aguja manual), en la mayora de los controles de presin se utilizan estranguladores ajustables a control remoto.

Estrangulador o choke

Los choques o estranguladores de flujo son accesorios de control instalados en el portachoke del rbol de navidad ubicado entre su salida principal y la lnea de descarga que se instala para controlar y mantener las condiciones optimas de produccin durante la descarga de fluidos de pozo por el rbol de navidad. Sus objetivos son los siguientes:

Mantener la produccin con presiones y caudales controlados de acuerdo al programa. Minimizar riesgos de dao en las formaciones a travs del control de flujo racional. Proteger los equipos de superficie. Controlar posibilidades de conificacin de agua o de gas en pozos petrolferos. Permite obtener informacin real para calcular el ndice de productividad y controlar la estabilidad de la presin y el caudal.

Cuando el pozo esta en produccin la relacin de presiones en las lneas de descarga son las siguientes:

Sin choke P1=P2 produccin incontrolada Con choke P1=P2 produccin controlada

PARTES DE UN ESTRANGULADOR

A continuacin se muestra cada una de las partes de un estrangulador ajustable de 2

1. Cuerpo de 2 LPT2. Base de HS3. Empaque4. Vstago barra maestra, HS5. Seguro6. Empaque, buna7. Anillo de retn8. Stem packing9. Casquete de aleacin de acero.10. Bola de nyln11. Tornillo de mano12. Medidor de apertura del estrangulador13. Tornillo de ajuste del medidor14. Rueda de mano15. Arandela16. Tuerca hexagonal17. Punto de lubricacin.Esquema de las partes de un estrangulador

CARACTERSTICAS DEL ESTRANGULADOR DE FLUJO

Los estranguladores de produccin normalmente operan en un ambiente multifsico, es decir, en flujo de gas y lquido o lquido y gas. El flujo monofsico puede ocurrir en los pozos de gas seco. Los modelos tericos pueden existir para pronosticar el comportamiento de los estranguladores con flujo monofsico. Es probable que el flujo se vea fuertemente influenciado por la geometra de la estrangulacin o de configuracin, as como el flujo multifsico.

EL EQUIPO SUBSUPERFICIAL Y SUPERFICIAL ES DAADO POR EROSIN DE LA ARENA.

La erosin afecta principalmente a las secciones donde existen cambios de dimetro o direccin, por ejemplo: codos, vlvulas, estranguladores, etc.

FLUJO SNICO A TRAVS DE ESTRANGULADORES

El dimetro requerido del estrangulador para controlar la produccin del pozo, de acuerdo a las condiciones de operacin del sistema, se puede calcular con diferentes correlaciones (Gilbert, Ros, Ashford, Omaa, etc.)

Cualquier correlacin que se utilice nicamente es vlida cuando se tienen condiciones de flujo snico a travs del estrangulador. De otra manera la produccin del pozo no ser regulada y se caer en una situacin de flujo inestable, en la que las variaciones de presin corriente abajo del estrangulador se reflejarn en la formacin productora, provocando fluctuaciones en la produccin. Para flujo snico el gasto es independiente de la presin corriente abajo del estrangulador.

FLUJO CRTICO Y SUBCRTICO

Es un fenmeno que se presenta en fluidos compresibles, en el mayor de los casos en gases.Frecuentemente se presenta cuando el flujo incrementa su velocidad al pasar a travs de una garganta o reduccin y la velocidad alcanza la velocidad del sonido. Esta condicin es conocida como Mach1. El nmero de Match, es la relacin de la velocidad real del fluido entre la velocidad de propagacin de la onda acstica en el fluido en cuestin.

Descripcin de flujo Crtico y Subcrtico

COMPORTAMIENTO DEL FLUJO Y DISTRIBUCIN

Sin embargo, si consideramos el flujo a travs de un orificio de borde cuadrado o redondo, el uso de un estrangulador fijo presentara un orificio reducido de longitud considerable.

Modelo de flujo a travs de un estrangulador

El modelo de flujo a travs de un estrangulador se presenta en varias etapas progresivas:

1. El sistema de flujo de la estrangulacin estar normalmente en equilibrio a una distancia corta de la entrada de estrangulacin.2. A medida que el flujo se aproxima a la entrada del estrangulador es acelerado y otro flujo adyacente a la pared de la tubera deriva en una gran velocidad radial hacia el interior, a la cual se le considera de magnitud comparable a la velocidad axial.3. En la entrada, el flujo se separa y la alta velocidad radial hacia el interior hace que el chorro se contraiga y que continen acelerando corriente abajo de la entrada, formando la vena contracta.4. En la vena contracta, el chorro causa arrastre de fluido a partir del vrtice de recirculacin formado entre el chorro y la pared. Esto se debe a un alto esfuerzo cortante entre el chorro de fluido y la separacin del vrtice.5. El arrastre causa la desaceleracin del chorro, que se ampla para llenar toda la seccin transversal del estrangulador.6. A la salida de la estrangulacin, el lquido se expande para llenar la seccin transversal del tubo.

Cabe sealar que las corrientes de remolino de la mezcla se producen en la regin de entrada del fluido y la salida de la boquilla, as como alrededor de la vena contracta.La prdida de presin a travs del estrangulador se produce, debido a:

1. La prdida de friccin a travs del estrangulador.2. Los efectos de la turbulencia asociada con las corrientes de remolino en la entrada y salida del estrangulador.3. La expansin del lquido en la salida del estrangulador.4. La turbulencia / remolinos dentro del propio estrangulador, sobre todo en la vena contracta.

FLUJO EN ESTRANGULADORES PARA POZOS DE GASLos principios sobre los cuales se soporta esta teora son los que se deducen de la ecuacin general de balance de energa que expresa lo siguiente:Para un fluido de una sola fase, que fluye normalmente entre cualesquiera de dos puntos bajo condiciones estacionarias, la suma de energa de expansin (Vp), energa potencial (g/gc h), energa cintica (1/2V/gc) y energa irreversible (Ws) deber ser constante es decir

:

FENMENO DE FLUJO

Si se considera el siguiente estrangulador, el cual est en conexin con la cabeza del pozo que provee la presin Pth. La descarga ocurre en la tubera de escurrimiento, en la cual la presin se denota como Pe y se denomina presin corriente abajo del estrangulador.

Se supone que la Pth es suficientemente alta para producir condiciones de flujo snico en la garganta y flujo supersnico corriente abajo.

A medida de que la Pe aumenta por encima de la Pc o presin critica mxima, progresivamente se forman ondas de choque oblicuas, ms fuertes, corriente abajo como se ve en la figura:

El flujo en el estrangulador todava no es afectado

La siguiente figura ilustra la situacin en la cual la Pe es lo suficientemente alta para producir una onda de choque normal en la salida.

Incrementos adicionales en la presin corriente abajo hacen que el choque normal se desplaza hacia atrs, dentro del estrangulador. Corriente abajo del choque, el flujo es ya subsnico, de modo que la velocidad y el gasto msico disminuyen y la presin aumenta.

Eventualmente un aumento posterior de Pe hace que en todo el estrangulador el flujo sea subsnico y que el gasto msico disminuya progresivamente.

CORRELACIONES DE FLUJO EN EL ESTRANGULADOR

El flujo a travs del estrangulador ser influenciado en gran medida por el hecho de la produccin de flujo monofsico o multifsico.Flujo monofsico

La velocidad de flujo a travs de un orificio q, si la velocidad de aproximacin es omitida, se expresa como:

Donde:

Flujo multifsico

Varios investigadores han publicado estudios sobre el flujo multifsico a travs de estranguladores. Algunos de los estudios se refieren a la correlacin de las mediciones de campo.

Suponiendo una placa con un orificio de borde circular y haciendo varias hiptesis de simplificacin con respecto a las caractersticas de fase, se puede demostrar tericamente que:

Donde:

Existen varios modelos empricos de flujo a travs de estranguladores que fueron desarrollados utilizando datos de campo para proponer una correlacin y predecir la presin corriente arriba del estrangulador para la cual se presenta el flujo critico.

Las principales correlaciones son: Gilbert Baxendell Ros Achong

A partir de datos de produccin, Gilbert (1954) desarroll una expresin aplicable al flujo simultneo gas-lquido a travs de estranguladores. l observ que para que el flujo alcanzar la velocidad del sonido deba existir una relacin de 0.588 o menor entre la presin promedio en el sistema de recoleccin (despus del estrangulador) y la presin en la boca del pozo (antes del estrangulador).

Utilizando datos adicionales Baxandell (1961) actualiz la ecuacin de Gilbert, modificando los coeficientes de su ecuacin.

Ros (1960) orient su trabajo al flujo de mezclas con alta relacin gas- aceite, en las que el gas fue la fase continua. En su desarrollo lleg a una expresin similar a Gilbert pero con coeficientes diferentes. Aparentemente su expresin la comprob con datos de campo.

Achong(1974) tambinrevis la ecuacin propuesta por Gilbert y estableci una expresin que valid comparndolas con 104 muestras de campo para flujo a travs de estranguladores que iban del rango de a 1 de dimetro.

La forma general de las ecuaciones desarrolladas por Gilbert (1954), Ros (1960), Baxandell (1961) y Achong (1974) es de la misma forma, slo difieren en los valores de las constantes empleadas.

Correlacin de Achong

Propuso una versin modificada de la ecuacindel comportamiento del estrangulador de Gilbert, basado en datos de campo de Venezuela. La correlacin es:

Donde:

Correlacin de Ashford

Deriv una ecuacin que describe el flujo multifsico, bajo condiciones snicas, a travs de un orificio. Introdujo a la ecuacin un coeficiente de descarga, sin embargo, al evaluarla comparando sus resultados con datosmedidos en 14pozos, se encontr que el coeficiente de descarga resultaba muy cercano a la unidad.

Ashford supuso una relacin decaloresespecficos k=1.04 y una relacin de presiones, para flujo snico en el orificio, de 0.544

Correlacin de Omaa

Desarroll su correlacin (para flujo crtico) entre el gasto, la presin corriente arriba del estrangulador,la relacin gas-lquido, la densidad de los lquidos y el tamao del orificio. Dicha correlacin se obtuvo apartir de datos experimentales. Su aplicacin slo es recomendada para orificios hasta de 14/64 y gastos mximos de 800 bl/da.

Las condiciones de flujo crtico se fijaron para una relacin de presiones igual o menor de 0.546 y una relacin gas lquido mayor de 1.0

Correlacin de Gilbert

La forma general es la siguiente:

Donde:

Correlacin de Poettman y BeckEste modelo fue establecido a partir del trabajo presentado por Ros. La precisin de los resultados obtenidos se comprob comparndolos con 108 datos medidos.

El mtodo fue establecido a partir de un anlisis terico del flujo simultneo gas-lquido a velocidad snica a travs de orificios y una correlacin para el comportamiento pVT de los fluidos (no se considera produccin de agua).

CRITERIOS DE SELECCIN DE UN CHOKE Se utiliza los siguientes criterios:

Presin esttica (Ps) y presin fluyente (Pw) del pozo programado. Caudal de produccin en funcin a las presiones. Relacin RGP y RAPTIPOS DE ESTRANGULADORES

ORIFICIO

FijoEl tamao del orificio se especifica antes de la instalacin.

AjustableEl tamao del orificio se puede ajustar despus de la instalacin para satisfacer las necesidades operacionales del pozo.

El diseo del orificio puede ser en cualquiera de las tres categoras, es decir:

a) Un ducto cilndrico recuperable de agujero interno fijo estrangulador fijo o positivo.b) Un vstago en la vlvula de asiento que se puede ajustar para controlar el tamao del orificio efectivo.c) Dos discos de carburo de tungsteno como guas de flujo de alineacin ajustable.

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES

1. Estrangulador Fijo

Los estranguladores pueden ser positivos (fijos) o ajustables. Los estranguladores fijos normalmente tienen alojamiento porta orificio en su interior para permitir la instalacin o cambio de orificios calibrados.

Estn diseados de tal forma que los orificios van alojados en un receptculo fijo (porta-estrangulador), del que deben ser extrados para cambiar su dimetro.

Las marcas ms conocidas son: EPN, FIP, Cameron, y los hechizos que se fabrican en los talleres de mquinas y herramientas.

El uso en la industria es amplio por su bajo costo y fcil aplicacin.

Estos normalmente se componen de dos partes:

1. Un estrangulador costa de una caja con un mecanismo que tiene la capacidad de reducir un orificio al estar instalado.2. Un estrangulador, consiste en un tubo de longitud corta de 1- 6 ", de pared gruesa y lisa con un agujero de tamao especifico.

Estrangulador fijo

El trmino positivo hace referencia al hecho de que tras la instalacin, el estrangulador es fijo y de una dimensin conocida. Sin embargo, con la produccin, la dimensin del estrangulador, sobre todo si est situado en la superficie y/o en un pozo de gas, va a cambiar debido a la erosin hdrica y de partculas.

Los estranguladores fijos son ocasionalmente instalados en niples con lnea de acero a la profundidad de la sarta de produccin, en ciertos pozos para:

a) Reducir la presin en cabezal del pozo, y a las presiones que opera el rbol de vlvulas en la boca de pozo.b) Contrarrestar los efectos de los hidratos y la deposicin de parafinas asociadas a la expansin y refrigeracin de fluidos. La ubicacin del enfriamiento se mueve hacia abajo en la sarta de produccin donde el fluido puede extraer calor de la formacin que la rodea a medida que fluye a la superficie.

Para cambiar el dimetro durante las pruebas de produccin o durante las operaciones de chokeo es necesario sacar toda la unidad de choke del rbol de navidad para instalar otro dimetro distinto demorando las operaciones de produccin y de chokeo con la necesidad de cerrar el pozo a travs de la vlvula maestra. Existen chokes positivos en las dimensiones variables desde 1/64, 2/64,3/64,.., 126/64 de dimetro.

2. Estrangulador Ajustable

Estos pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamao de pasaje.

Un estrangulador ajustable permite que la contrapresin en el pozo sea variada. Esto puede ser til en los siguientes casos:

a) Al inicio de la produccin de un pozo, en el cual el contenido de la tubera tenga que ser desplazado fuera del pozo por la afluencia del yacimiento. En este caso, la presin del fondo fluyente declinara y por lo tanto el ndice de produccin se incrementa continuamentedurante este periodo, as necesitando de la aplicacin de un incremento gradual de contrapresin.b) Para controlar un pozo de produccin cclica, o donde los cambios frecuentes en el ndice de produccin son necesarios.c) En los pozos que son con frecuencia objeto de cierre.

En este tipo de estrangulador, se puede modificar el dimetro del orificio, sin retirarlo del porta-estrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo mecnico tipo revlver.

Una variante de este tipo de estranguladores, es la llamada vlvula de orificio mltiple. Tiene un principio de operacin bastante sencillo, puesto que el simple desplazamiento de los orificios del elemento principal equivale a un nuevo dimetro de orificio, y este desplazamiento se logra con el giro de un mecanismo operado manual o automticamente y de fcil ajuste.

Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremos roscados o con bridas y con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2.

Para cambiar el dimensin no es necesario desmontar la unidad de choke y solo se procede a ajustar en su misma instalacin de acuerdo a las especificaciones que vienen sealadas en los catlogos respectivos donde indica el numero devueltas que se deben practicar para aumentar o disminuir la dimensin del choke, al igual que los anteriores tipos existen en las dimensiones desde 1/64,2/64, 3/64,.., 126/64 de dimetro.

2.1 Estrangulador Ajustable Manual. (Vlvula aguja) el tipo bsico de estrangulador es el manual ajustable. Posee un vstago (aguja) y asiento cnicos. A medida que el vstago se acerca al asiento, disminuye es espacio anular y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor contrapresion en el pozo.

Este tipo de estrangulador es con frecuencia una parte del equipo de control del pozo que no se toma en cuenta. Sirve como estrangulador de soporte, y a menudo como estrangulador principal para muchas operaciones. Se debe proceder a la verificacin de su funcionamiento o correcta lubricacin en forma peridica conforme a la reglamentacin en vigencia.

Estrangulador Ajustable Manual

En este diseo, el estrangulador esta normalmente localizado con una inclinacin de 90. El orificio consiste en una vlvula de asiento en la cual una vlvula de pie puede ser insertada y retractada, as como ajustada al tamao del orificio.

Estrangulador ajustable

2.2 Estrangulador ajustable de disco giratorio

Consta de una brida doble a 90 que puede ir acoplada a la lnea de flujo o rbol de vlvulas. Internamente, hay dos discos de carburo de tungsteno, cermica u otro material resistente a la erosin o corrosin. Ambos discos tienen dos guas que son diametralmente opuestas en cada disco.

El disco trasero es fijo, mientras que el disco delantero situado en la parte superior de la misma se puede girar hasta un mximo de 90 a travs de una manivela externa, controlada manualmente o de forma remota. Las guas pueden ser de forma circular o de una gran variedad de formas.

Este tipo de estrangulacin proporciona un control gradual de flujo ms exacto que la de otros sistemas.

Estrangulador de disco ajustable

2.3 Estrangulador Ajustable a Control Remoto. (choke hidrulico). Los estranguladores ajustables a control remoto tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y controlar la posicin relativa de apertura del estrangulador desde la consola; son adecuados para servicio H2S.

El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como vlvula. El mecanismo de operacin es un conjunto de cilindros de doble accin que ponen en funcionamiento un pin y cremallera que giran la placa superior del estrangulador. Los estranguladores son aptos para operaciones de ahogo de pozo.

Las limitaciones bsicas aplicables son que el estrangulador no es de utilizacin frecuente, por lo que tiende a engranarse, perder el manmetro y tener los contadores de bomba desconectados. Todos esos inconvenientes pueden solucionarse utilizando el estrangulador y verificando la operacin del panel, al menos una vez por semana.

Los estranguladores ajustables a control remoto son los preferidos en operaciones de perforacin y en trabajos con presin. Tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas, y controlar la posicin relativa de apertura del estrangulador desde la consola.

Este tipo de estrangulador se presenta por lo general en modelos de 5.000 a15.000 psi, adecuados para servicio con H2S. Utilizan un vstago que se mueve hacia dentro y hacia fuera de una compuerta de estrangulamiento cnica. La abertura plena cuando el vstago est totalmente fuera de la compuerta, es normalmente de 2 pulgadas. El mecanismo de apertura consiste en un cilindro de doble accin operado por presin hidrulica desde la consola del estrangulador.

Estrangulador Ajustable a Control Remoto

Existen estranguladores que se presenta por lo general en modelos de 10.000 a 15.000 psi. El estrangulador de 10.000 psi puede ser para servicio normal o para H2S. Este tipo de estranguladores utiliza dos placas de carburo de tungsteno solapadas, cada una con una abertura de media luna que rotan dentro y fuera de lnea. La apertura total cuando las dos media lunas estn en lnea producen una abertura levemente inferior al rea de apertura del pasaje de 2 pulgadas que se tiene con los estranguladores de orificio ajustable.

El estrangulador se puede cerrar y sellar en forma ajustada para actuar como vlvula. El mecanismo de operacin es un conjunto de cilindros de doble accin que ponen en funcionamiento un pin y cremallera que giran la placa superior del estrangulador. La presin hidrulica se provee desde el panal del estrangulador. 2.1 y 2.2 Ambos estranguladores tienen paneles de operacin que incluyen: posicin del estrangulador, contadores de emboladas, manmetros de presin de sondeo y casing, vlvula de posicin y una bomba para la operacin hidrulica. Los estranguladores, orificios o reductores, no son otra cosa que un estrechamiento en las tuberas de flujo para restringir el flujo y aplicar una contrapresin al pozo.

Los estranguladores sirven para controlar la presin de los pozos, regulando la produccin de aceite y gas o para controlar la invasin de agua o arena. En ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los cambios de temperatura; as mismo ayuda a conservar la energa del yacimiento, asegurando una declinacin ms lenta de los pozos, aumentando la recuperacin total y la vida fluyente.

El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un mltiple de distribucin, o en el fondo de la tubera de produccin.

ESTRANGULADORES DE FONDO a) Estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado niple de asiento, que va conectado en el fondo de la TP. Estos estranguladores pueden ser introducidos o recuperados junto con la tubera, o bien manejados con lnea de acero operada desde la superficie.

b) Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismo de anclaje que acta en un cople de la tubera, y que es accionado con lnea de acero.

FUNCIONES DE LOS ESTRANGULADORES

El estrangulador juega un papel muy importante en:

a) El control del pozo.b) En el manejo del agotamiento del yacimiento.

La presin del fluido dentro del yacimiento proporciona la fuerza de empuje para impulsar el fluido al pozo, y el flujo natural de pozos levanta la produccin hasta la superficie. Para maximizar la capacidad de produccin de los pozos individuales, es posible asegurar que exista una restriccin mnima en la lnea de flujo.

Sin embargo, en estos casos, la capacidad de produccin del sistema se ajustara continuamente con cualquier perturbacin del flujo o inestabilidades del pozo. Por lo tanto, la mayora de los pozos de produccin utilizan un estrangulador o restriccin en la lnea de flujo aguas abajo de la boca del pozo a la contra presin del pozo, para:

Controlar los volmenes de hidrocarburos que se requieren producir. Asegurar la estabilidad del flujo en tuberas. Aumentar la recuperacin total y la vida fluyente del pozo. Protege el equipo superficial de produccin. Evitar el dao a la formacin. Evitar conificacin de agua. Evitar arenamiento en el pozo. Controlar y administrar la presin de los pozos.

La implementacin de la contra presin en la lnea de flujo cerca de la cabeza del pozo puede ser importante para algunas de las razones siguientes:

1. Para mantener el flujo estable/condiciones de presin aguas abajo del estrangulador.2. Para controlar el agotamiento en el pozo y por lo tanto restringir la presencia de gas, de agua congnita en el pozo o el dao de la formacin alrededor del pozo.3. Para reducir la capacidad de suministro mediante la aplicacin de la contra presin en el sistema.4. Para aislar el pozo de las fluctuaciones de presin creadas en el proceso de colecta y transportacin del sistema.

3. CONCLUSIONES

La funcin del estrangulador en la industria petrolera juega un papel muy importante porque nos permite controlar el caudal de circulacin de los fluidos del pozo, mediante la restriccin del paso del fluido por el orificio, en donde se genera una contrapresin o friccin extra en el sistema y podemos:

Ejercer la contrapresin suficiente para evitar la entrada de arena en el pozo o la conificacin de agua. Conservar la energa del yacimiento, asegurando una declinacin ms lenta de su presin. Proteger el equipo superficial y subsuperficial

Se tiene dos tipos de estranguladores: superficiales y de fondo detallados a continuacin:

ESTRANGULADORES SUPERFICIALES

1. Estrangulador Fijo.- El uso en la industria es amplio por su bajo costo y fcil aplicacin. La funcin principal es: Reducir la presin en cabezal del pozo, y a las presiones que opera el rbol de vlvulas. Contrarrestar los efectos de los hidratos y la deposicin de parafinas asociadas a la expansin y refrigeracin de fluidos.

2. Estrangulador Ajustable.- Estos pueden ser de accionamiento manual o remoto para variar el tamao de pasaje del fluido, permitiendo que la contrapresin en el pozo sea variada.

2.1 Estrangulador Ajustable Manual. Posee un vstago (aguja) y asiento cnicos. A medida que el vstago se acerca al asiento, disminuye es espacio anular y se restringe el paso de fluido. Esto produce una mayor contrapresion en el pozo.

2.2 Estrangulador ajustable de disco giratorio.- Consta de una brida doble a 90 que puede ir acoplada a la lnea de flujo o rbol de vlvulas. Internamente, hay dos discos de carburo de tungsteno, cermica u otro material resistente a la erosin o corrosin. Este tipo de estrangulador proporciona un control gradual de flujo ms exacto que la de otros sistemas.

2.3 Estrangulador Ajustable a Control Remoto. (choke hidrulico). Los estranguladores ajustables a control remoto tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas y controlar la posicin relativa de apertura del estrangulador desde la consola; son adecuados para servicio H2S.

ESTRANGULADORES DE FONDO

a) Estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado niple de asiento, que va conectado en el fondo de la TP.

b) Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismo de anclaje que acta en un cople de la tubera, y que es accionado con lnea de acero.

Los estranguladores de produccin normalmente operan en un ambiente multifsico, que puede ser: flujo de gas - lquido o lquido - gas. El flujo monofsico puede ocurrir en los pozos de gas seco. 4. BIBLIOGRAFA

APUNTES DE MANEJO LA PRODUCCIN EN SUPERFICIE, Captulo II.

DE LA TORRE MEDRANDA, GUIDO EUCLIDES, Anlisis y comparacin de los mtodos de control de pozo para establecer las condiciones operativas ms favorables al pozo, Universidad Tecnolgica Equinoccial, 2009.

NAVA, IVAN GONZALEZ, Identificacin de problemas en pozos petroleros y recomendaciones de solucin, Universidad Nacional Autnoma de Mxico, 2012.

ING. RUPERTO LEN ALEMN, Estranguladores Superficiales, 2008

5. WEB BIBLIOGRFICA

http://html.rincondelvago.com/preventoras.htmlhttp://chokolatetufi.blogspot.com/2013/06/estranguladores-o-chokes.htmlhttp://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5805/1/39015_1.pdfhttp://www.ingenieria.unam.mx/~jagomezc/materias/ARCHIVOS_CONDUCCION/CAPITULO%20II.pdfhttp://www.bdigital.unal.edu.co/9916/91/71617167.1999.%20Parte%2016.pdfhttp://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/2178/Tesis.pdf?sequence=1