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8/18/2019 Introduccion La Industria Petrolera
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DIPLOMADO:
OPERADORES EN PLANTAS DE GAS
MODULO I:
FACILIDADES DE PRODUCCION DE
HIDROCARBUROS
Docente: Ing. Enrique J. CuellarCorreo: [email protected].
TEMA: INTRODUCCION
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LA INDUSTRIA PETROLERA
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En la explotación de los yacimientos ya seapor energía propia o con el auxilio desistemas de elevación artificial es una tareaen la que se debe poner mayor atención, la
que depende de varios factores que influyenen la vida productiva del pozo
Para entender el comportamiento de un pozoes necesario considerar los componentes de
un sistema de producción.Cada componente es parte integral delsistema por lo tanto cualquier factor afecta elresto del sistema.
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Los componentes son :
El yacimientoEl sistema subsuperficialEl sistema superficial
Un pozo fluyente se puede considerar aquelcapaz de vencer las caídas de presión através del medio poroso, tuberías
verticales, estrangulador, líneas desurgencia y separador con la energía propiadel yacimiento
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Entre el yacimiento y el pozo productor degas o petróleo, se tiene el equiposubsuperficial, que consiste de tuberías derevestimiento, tuberías de producción,
empacadores( packers ) dispositivos de seguridadestranguladores de fondo, válvulas, etc.
El diseño del sistema de producción estasujeto a las condiciones de flujo,intervención y su estado mecánico.
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Los procedimientos para el recobro del crudose han clasificado en tres fases, las cualesson:
Primaria,Secundaria y
Terciaria o mejorada.
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La fase primaria es producto del flujo natural delyacimiento, cuando la presión en este, es lanecesaria para empujar los fluidos que allí seencuentren
La fase secundaria, se emplea cuando la primeraetapa termina o si el yacimiento no produjonaturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gaspara llevar el crudo hasta los pozos de producción.
Por último tenemos la fase terciaria o mejorada, porlo general viene luego de la segunda etapa, seinyectan químicos, energía térmica o gasesmiscibles para extraer el crudo.
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Debido a la variedad de los métodos derecuperación existentes, se hace unaevaluación del yacimiento para saber cuales el método más adecuado de recobro.
Por lo general se examinan las propiedadesde los fluidos, continuidad de la formación,mecánica de las rocas, tecnología de
perforación, opciones de terminación depozos, simulación de la producción einstalaciones de superficie.
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Se debe tener en cuenta que las fases nollevan un orden estricto, ya que se podríanutilizar dependiendo de las necesidades
existentes en el pozo, es decir, quepodríamos pasar de una fase primaria auna terciaria, si se considera más favorablepara la producción del yacimiento.
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Transporte en el yacimiento:
El movimiento de los fluidos comienza en el yacimientoa una distancia re del pozo donde la presión es Pws,viaja a través del medio poroso hasta llegar a la carade la arena o radio del pozo, rw, donde la presión esPwfs.
En este nodo el fluido pierde energía en la medida queel medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h),presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño,S ) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras
mas grande sea el pozo mayor será el área decomunicación entre el yacimiento y el pozoaumentando el índice de productividad del pozo. Laperforación de pozos horizontales aumentasustancialmente el índice de productividad del pozo.
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Transporte en las perforaciones:Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan lacompletación que puede ser un revestidor deproducción cementado y perforado, normalmenteutilizado en formaciones consolidadas, o un empaquecon grava, normalmente utilizado en formaciones pococonsolidadas para el control de arena. En el primercaso la pérdida de energía se debe a la sobrecompactación o trituración de la zona alrededor deltúnel perforado y a la longitud de penetración de la
perforación; en el segundo caso la perdida de energíase debe a la poca área expuesta a flujo.Al atravesar la completación los fluidos entran al fondodel pozo con una presión Pwf.
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Transporte en el pozo:
Ya dentro del pozo los fluidosascienden a través de la tubería deproducción venciendo la fuerza degravedad y la fricción con las
paredes internas de la tubería.Llegan al cabezal del pozo con unapresión Pwh.
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Transporte en la línea de flujo superficial:
Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en elcabezal ocurre una caída brusca de presión que
dependerá fuertemente del diámetro del orificio delreductor, a la descarga del reductor la presión es lapresión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa lalínea de flujo superficial llegando al separador en laestación de flujo, con una presión igual a la presión
del separador Psep, donde se separa la mayor partedel gas del petróleo.
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Capacidad de producción del sistema.
La perdida de energía en forma de presión a travésde cada componente, depende de las característicasde los fluidos producidos y, especialmente, delcaudal de flujo transportado, de tal manera que lacapacidad de producción del sistema responde a unbalance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la
instalación para transportar los fluidos hasta la superficie.
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La suma de las pérdidas de energía en forma de presión decada componente es igual a la pérdida total, es decir, a ladiferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final,Psep:
Pws – Psep = ∆Py + ∆ Pc + ∆ Pp + ∆ PlDonde:
∆ Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR).∆ Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación,
∆ Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).∆ Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo.(FMT horizontal)
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TERMINACIONDE POZOS
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TIPOS DE TERMINACIONES
ConfiguraciónTerminación Simple
Terminación Simple básica, Pozo Vertical.
Se aplica en pozos de un
solo nivel productor conuna tubería deproducción, un packersimple y un árbol deproducción paraterminación simple. Lasterminaciones simplespueden ser instaladasen pozos petrolíferos ygasíferos.
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TIPOS DE TERMINACIONESConfiguración TerminaciónSimple
Cañería 9 5/8”Tubing
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Cañería 7”
N-80, P-110,26-29 #/ft
Zap. 2961 m.
2677 m.
2680.7 m.
2686.26 m.
Taig Y.
Cañería 9.5/8
N-80, 40, 43 Lb/ft
C.F.
2701.8 -2 702 m.
2830 m.
T.T.C. 2890 m.
CF. 2900-1.5 m.
2788 m..
P.F. 2964 m.
Taig W Inf.
Taig W Sup.
Unión de flujo
Niple asiento selectivo
Camisa de circulación
Packer de producción
Configuración Terminación Simple
g
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TIPOS DE TERMINACIONES
ConfiguraciónTerminación Doble
Terminación de dos sartas de tuberías paralelas.
Las terminaciones dobles sedividen en:•Instalación de dos sartas detubería paralelas•Terminación doble con una sola
sarta de producción•Terminación doble con lainstalación de tuberíasconcéntricas
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TIPOS DE TERMINACIONES
Configuración Terminación Doble
Terminación doble con una sola sarta de producción Terminación doble con la instalación de tuberías concéntricas
N° ACCESORIOS LINEA LARGACañería 9 5/8”
Prof (m)
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CONFIGURACIONES
Cañería 7”
N-80, P-110,
26-29 #/ft
Zap. 2961 m.
2226.7 m.
2631 m.
ACCESORIOS LINEA CORTA
1
2
3
4
5
6
7
8
Niple Sello “J”
Red. 2.7/8” Hyd. x 2.3/8” Hyd
Niple asiento “N”
9 Pzas. Tub. 2.3/8 cs. 4.7 #/ft. N-80
Pup J. 2.3/8” cs.
2 Pzas. Blas Joint 2.3/8” Hyd. cs.
Camisa Otis “XO” 2.3/8” Hyd.cs.
Sust 2.3/8” Hyd. cs. x 2.3/8” 8RD.
Pup J. 2.3/8” 8RD.
Sust. 2.3/8” 8RD. x 2.3/8” Hyd.cs.
Camisa Otis “XO” 2.3/8 Hyd. cs.Red. 2.3/8” Hyd. cs. x 2.7/8” cs.
9
10
1112
13
14
15
2677 m.
2680.7 m.
2686.26 m.
Niple Sello ( OD.cupla 2.15/16 )
Red. ( OD. 2.11/16 )
5 Pup J. 2.3/8”
PACKER SUPERIOR
Marca: Otis Tipo: Recup.
Tamaño: 7” Modelo:”RDH”
PACKER INFERIOR
Marca: Otis Tipo: Recup.
Tamaño: 7” Modelo: BK-“D”
OD 2.7/8” Grado: N-80 Peso: 6.5 #/ft
Tipo: Hydri l cs Piezas: 264
OD 2.3/8” Grado: N-80 Peso: 4.7 #/ft
Tipo: Hydril cs Piezas: 274Taig Y.
Cañería 9.5/8
N-80, 40, 43 Lb/ft
C.F.
2701.8 -2 702 m.
N°
PACKER INTERMEDIO
Marca: Otis Tipo: Recup.Tamaño: 7” Modelo:”PW”
TUBERIAS
L.L.
L.C.
2830 m.
T.T.C. 2890 m.
CF. 2900-1.5 m.
2788 m..
P.F. 2964 m.
8
6
11
2704
2690.7
2641.8
2686.2
2674
2652
2765
2786.5
Taig W Inf.
Taig W Sup.
Fig. 6: Configuración
Tubing-Packer
Terminación Dual
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TIPOS DE TERMINACIONES
Configuración Terminación Triple
Terminación vertical TripleTerminación vertical Triple con tres tuberías
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Se midió el nivel actual de restitución
resultando bastante bajo.
11 m
1038 m
181 m
1027 m
1208 m
Petroleo Gas Agua T. Cerrado T. Abierto Ciclos
BPD MPCD BPD Minut. Seg. Minut. Seg. Dia
5 23 0 232 0 8 0 6.00
1027 m
NNºº 44
NNºº 55
Nºº 6
1005.27 m
1038.9 m
Recuperar arreglo.
Bajar arreglo doble con packer,
170 m de tubing 2 7/8” para
producción con PL y 2 3/8” para
inyección de gas lift.
Limitantes: Complejidad delarreglo doble.
Presión de inyección en línea
matriz de Gas Lift “550 psi”
Propuesta
CaCaññ. 7. 7”.
PckPck BOCBOC
PckPck BPBP--11
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Se midió el nivel actual de restitución
resultando bastante bajo.
11 m
1038 m
181 m
1027 m
1208 m
Petroleo Gas Agua T. Cerrado T. Abierto Ciclos
BPD MPCD BPD Minut. Seg. Minut. Seg. Dia
5 23 0 232 0 8 0 6.00
1027 m
NNºº 44
NNºº 55
NNºº 66
1005.27 m
1038.9 m
Recuperar arreglo.
Limpieza de fondo (cuchara)
Bajar arreglo con bombeo
mecánico.
Propuesta
”
PckPck BOCBOC
PckPck BPBP--11
POZO CAM-79
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Arbolito de producción
Es un conjunto de válvulas, bridas, carretelesY conexiones.
Función: * Control del flujo de fluidos del pozo.
* Control de acceso con wireline, C.T. .
Wellhead
Elevación de tubulares
• acceso al espacio Anular.
• Instalación de BOP’s
/ y arbolito de producción.2.1/16”, 2.9/16”, 3.1/8”
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EQUIPOS BÁSICOS.• Equipos subsuperficiales que abarca desde el fondo
de pozo hasta la base inferior del árbol de navidad,donde está asegurada a través de los colgadores de
tubería.• Equipos superficiales que comprende a todas las
instalaciones que abarca desde boca de pozo, con elárbol de navidad pasando por las líneas de descargasy de flujo hasta los separadores.
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FUNCIONES PRINCIPALES DE LOS
EQUIPOS• Comunicar a la arena productora con el fluido de
pozo, controlando las presiones de fondo.• Permitir la circulación de los fluidos de formación
desde el fondo de pozo hasta la superficie.• Soportar las presiones del flujo de los fluidos.• Controlar a través de la tubería las velocidades de
circulación.• Controlar a través del árbol de navidad los caudales
de producción.
• Controlar con los equipos superficiales los caudales ylas presiones de circulación a través de las líneas deflujo y de descarga.
• Realizar una eficiente separación gas – petróleo –agua en las baterías de separadores.
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Colgador de tubería (TubingHunger)
Conectado al tope de la sarta de prod.
Su función es sostener la misma.Promueve el sello tanto en el E.A. comodel interior de la tubería de produccióncon la ayuda del tapón BPV.
Back Pressure Valve óTwo way Check.Es una válvula que se instala en eltubing Hunger.En un solo ó doble sentido y es del tipo
check
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TUBERIA
Es un elemento cilíndrico hueco compuesto deacero, con una geometría definida por el diámetro yel espesor del cuerpo que lo conforma.
Es fabricada bajo los sgtes. parámetros:•Resistencia a la tensión•Resistencia al colapso.•Resistencia al reventamiento.•Resistencia a la corrosión.•Diámetro interno/externo•Longitud de la tubería.•Tipo de rosca inferior y superior.•Peso nominal (acoplamiento/sin acoplamiento)•Grado•Espesor de pared•Drift
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• Sin Costura (seamless)• Soldados por resistencia eléctrica
Tipos de Manufactura
Grado de la tubería API.• La micro estructura del acero y las propiedades mecánicas
pueden ser dramáticamente cambiadas mediante aleacionesespeciales y por medio de tratamiento de calor.
• Debido a esto, se pueden fabricar diferentes grados detubería para las diferentes situaciones y condiciones de
reservorio
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• El API a adoptado una designación de GRADO a la tubería
definiendo la característica de esfuerzo a la cedencia (yield strenght)
• El código del grado consiste en una letra seguida de un numero.
• Grado: Letra + Numero = Tipo acero + Esfuerzo de cadencia (deformación del tubo)
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Conexiones
• Una conexión es un objeto mecánico usado para unir la tubería y accesorios
con el fin de formar una sarta de tubería continua.Por que es tan importante?
Las fallas en la tubería > 90% son debidas a las conexiones
TIPO DE ROSCA
1. Rosca cuadrada
2. Rosca Triangular.3. Rosca Hydrill
EUE=External upset.
NPT= No press Temp.
REG= Regular Comun.
Hyd= Hydrill
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DRIFT.Es el mínimo diámetro para permitir el pasode herramientas o tubería.
Espesor de paredEs el espesor de la pared del tubo.El mismo en cualquier parte del tubo no deberá sermenor que el espesor tabulado Su tolerancia debe ser -12.5%
Diámetro internoEl diámetro interno d, esta gobernado por eldiámetro externo y la tolerancia de la masa
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ANALISIS DE ESFUERZOS
Resistencia al Reventamiento• Es la capacidad de la tubería para soportar la presión interna sin
presentar falla alguna.
Presión externa ó colapsoEs la capacidad de la tubería para soportar la presión externa, sin
experimentar falla alguna. Los parámetros son: Tipo de acero, tensión,
espesor de pared, compresión.
Resistencia a la Tensión ó Compresión.• Esta se debe a las fuerzas que actúan sobre el tubo.
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Válvula de seguridad Sub-Superficial
(Subsurface Safety valve)•Es utilizada en todos los pozos.•Protección en caso de fallas en instalaciones superficiales.
•Funcion, cierre automático de emergencia del pozo
•Cierre por control remoto ó manual, controlado en locación ó desde sala de control.
•Requiere de pruebas en forma rutinaria.
•Se constituye en una barrera más de seguridad del pozo
• Reciben varios nombres según el fabricante (SSSV, TRSV, DHSV)
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Dispositivos de circulaciónFuncion ó objetivo:
•Permitir circulación entre la tubería y el espacio anular.
• Ahogando pozo (killing well)- overbalance.• Alivianando columna hidrostatica- Underbalance.
Opciones:•Sliding Sleeve/side door
•Side pocket mandrel.
•Realizar un tubing puncher si se requiere.
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Packers
Es un elemento de sello de cuñas, gomas
y mordazas
Su función:
•Proteger la cañería y el E.A.
•Mejorar la estabilidad en el flujo
•Retención del fluido de empaque.• Aislamiento entre zonas productoras.
•De gran utilidad en completaciones
con GLS
Según Requerimiento pueden ser:
•Simple, Dobles.
•Permanente, recuperableTipo de anclaje:
•Hidráulicos, mecánicos,
eléctricos (adapt kit), inflables
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Packer Simple
Recuperable
Tipos de arreglo
Packer permanenteTub. capilar
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Conjunto de sellos
Función:
•Localizar sealbore del packer, realizar sello
hermético dentro del mismo.
•También puede ser retractable, es decir que se acomode al movimiento
de la tubería (sello dinámico).
•Puede ser fijo (sello estático) incorporando unas cuñas las
mismas que se agarran en el tope del packer.
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Sistemas de control de Flujo (Nipples)
Permiten la instalación de:
•Tapones
•Chokes
•Medidores de presión
Uso de un nipple con perfil para lock mandrel
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Flow Couplings (B. joint)
Son piezas importantes para alargar la vida del
arreglo en el pozo, poseen un espesor de pared
mayor al de la tubería. Su función es minimizar el
impacto de la erosión de flujo
Aplicaciones:Se instala por encima y por debajo del niple
asiento, válvula de seguridad, camisa de
circulación ó alguna otra restricción que cause
turbulencia.
Caracteristicas:•Mínimo 0.91 m de largo
•Espesor mayor al de la tubería.
Beneficios:
• Alarga la vida del arreglo de completación.
Tubos Complementarios
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Pup Joint:
Aplicación:Son componentes tubulares que
sirven para dimensionar y espaciar
arreglos de producción.
Características:Existen de variado diámetro y
longitud
Beneficios
Fácil espaciamiento de sartas de
producción.
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Blast Joints:Son tubulares de mayor espesor de pared
que la la tubería de producción.
Aplicación:
Utilizado para prevenir el daño a la tubería
Se coloca frente a los baleos.
Se puede utilizar en una ó varias zonas.
Caracteristicas:
Disponible en logitudes > 5 ft
Espesor de la pared mayor al del tubing.
Beneficios:
Alarga la vida útil de la tubería de producción.
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REENTRY GUIDE
Diseñado Para proveer acceso de
Herramientas de wireline a la tuberia.
Aplicación
Es instalado en el fondo de la sarta de
Producción Sirve como ayuda para lareentrada de las herramientas
de wireline, que pudieron haber sido
bajadas por debajo del fondo de la sarta
de tubería de complication.Beneficio del diseño.
ID Biselado, Es de gran ayuda para recuperar
Herramientas de wireline que estan por debajo de la sarta.
3772369
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Junta de SeguridadHerramienta que permite la liberación de la sarta
Aplicación
Parte componente del arreglo de producciónPrueba. Es instalado por debajo del packer superior
CaracterísticaHerramienta provista de pines para liberación
BeneficioPermite la liberación de la sarta con Tensión en caso
de aprisionamiento.
Junta de expansión GiratoriaJunta telescópica de longitud variable concéntrica giratoria
(Swivel)
Aplicación
En corridas (bajado) arreglo finales dobles de producciónCaracterísticaDiámetro y longitud variables
BeneficioPermite compensar diferencia de alturas cuando se baja
2 sartas paralelas
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Junta de expansión
Junta telescópica concéntrica que permite
movimiento
vertical de la sartaAplicación
Utilizado en sarta de terminación y prueba de
pozos.
Característica
Diámetro y longitud variableBeneficio
Permite el movimiento vertical de la sarta
Junta Giratoria
Junta giratoria tipo swivel.
Aplicación
Todo tipo de sarta de producciónCaracterística
Variedad de diámetros y grado
Beneficio
Permite realizar uniones con restricciones de
rotación en superficie.
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Combination Coupling
Crossover BxB, de diametro interno adecuado.
Aplicación
Sartas de producción.(..)
Característica
Variedad de diámetros y longitud pequeñas.
Beneficio
Permite realizar conexiones en la sarta
Flow sub (Nipple de Flujo)Pieza tubería ranurada (perforada) que permite la entrada de fluido del
reservorio a la sarta producción
Aplicación
Pruebas de pozos TCP, arreglos de producción con cañones
descartablesCaracterística
Tubo ranurado de diferentes diámetros de longitud pequeña
Beneficio
Permite la entrada del fluido del reservorio a la tubería de producción.
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Straight Slot No Go Locator
Localizador del tope del packer
(deslizamiento)Aplicación
Sartas de producción
Característica
Diámetro > al diámetro del sealboredel packer.
Beneficio
Permite conocer que longitud de los
sellos han sido
Enchufados en el sealbore delpacker.
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Catcher SubNipple que retiene la bola de asentamiento.
Aplicación
Retener la bola de asentamiento del packer Característica
Niple con perfil para que no pase la bola
Beneficio
Permite retener la bola de asentamiento del packer
después que el mismo fue anclado y el asiento de
la bola roto.
Nipple de extensiónNipple de extensión entre sellos para optimizar las
dimensiones del ensamble de sello.
AplicaciónUtilizado para espaciar el ensamblaje de sellos
CaracterísticaTubo liso de longitud y diámetro variable
BeneficioEs utilizado entre sellos para optimizar las dimensiones
del ensamblaje de los mismos.
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Crossover
Adaptador de cruce de rosca y diámetro
AplicaciónSartas de terminación (Pruebas, TCP- DST etc)
Característica
Variedad de diámetro y tamaño.
Beneficio
Permite efectuar combinaciones de rosca y diámetro
En la sartaMule shoe guide
Pata de mula
Aplicación
Guía de la sarta
CaracterísticaTubo de corte transversal.
Beneficio
Permite guiar la sarta de producción en la cañería
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Mechanical gun release
Herramienta que permite la liberación de la sarta TCP.Aplicación:
En arreglos finales de producción con cañones descartables
Característica
Liberación mecánica ó automática. Si es mecánica para liberarla
se debe utilizar slickline ó CT.Beneficio
Libera los cañones de la sarta de producción haciendo que los
mismos caigan al fondo del pozo, permitiendo flujo pleno del pozo.
Safety Spacer
Son cañones sin cargas.
Aplicación
En arreglos TCP
Característica
Cañones sin cargas de diferentes diámetro y longitud.
Beneficio
Permiten separar los cañones de la cabeza de disparo
Herramientas utilizadas durante el baleo TCP
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Mechanical Firing Head
Mecanismo que actúa mecánicamente al ser accionado
por un golpe de jabalina
AplicaciónBaleos del tipo TCP
Característica
Actuador mecánico que con golpe acciona el percutor
Beneficio
Permite bajar los cañones y la sarta de producción ó
prueba
y efectuar pruebas de hermeticidad de las mismas sin
riesgo de detonación de los cañones.
Firing Head Adapter
Cross-over con mecha (primacord)
Aplicación
Baleos TCP
Característica
Cross-over con mecha (hilo de pólvora)
Beneficio
Permite unir la cabeza de disparo con la sarta de cañones
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Bull Plug
Tapón ciego
AplicaciónSe coloca al final de la sarta de producción
Característica
Tapón ciego (diferente diámetro)
Beneficio
Cerrar la punta de la sarta y servir como guía
de la misma en el OH.
Tapón Mecanico EZ Drill 7”
Sirve para Aislamiento de zonas.
Se baja con slickline y hta.
Con GR-CClSu mecanismo de anclaje funciona activando un
Explosivo de carga lenta, este desplaza el fluido
de una cámara moviendo un pistón que acciona
el mecanismo de anclaje.
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Características
Parte integral del ensamblaje del packer para completaciones
Beneficios:
Control de fluidos después del empaque de grava.Posee una manga que la protege de roturas prematuras.
Ceramic Flapper Están diseñadas para controlar la perdida de fluidos después del
empaque de grava. La válvula que es de forma de una chapaleta, Se
cierra inmediatamente sale el conjunto de waspipe.