herramientas de completación
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ESCUELA POLITCNICA NACIONAL
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NIPLES Es un dispositivo tubular que se coloca en la tubera de produccin a una profundidad determinada. Existen dos tipos de Niples:
SelectivoMARCO BRITO FLORES
No-Go
NIPLES SELECTIVOSSu principio de funcionamiento est basado en el conjunto de cerraduras que hacen juego con las llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados ms de uno en una corrida de tubera de produccin, siempre que tengan la misma dimensin interna. Se utiliza para: Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones. Probar la tubera de produccin. Colocar vlvula de seguridad, reguladores de fondo, herramientas de medicin. Servir como punto de referencia.
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NIPLES NO SELECTIVOS O NO-GOEste tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es tener una disminucin de dimetro llamado no pasa (NO-GO), para localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto, el dimetro exterior del dispositivo deber ser ligeramente mayor que el dimetro interno ms pequeo.
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NIPLES NO-GO (AF-BAKER)
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STANDING VALVEUn standing valve funciona como una vlvula check de fondo. Estas vlvulas permiten flujo en una sola direccin y se pueden asentar en un No-Go. Una vez anclada, permite que el fluido entre libremente en la tubera, mientras que la presin aplicada por encima aprisiona la bola contra el asiento de sello.
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CAMISASEs una vlvula de subsuelo, diseada especficamente para las completaciones de fondo, se utiliza para comunicar el tubing con el espacio anular, en completaciones de pozos con arenas de produccin diferentes. Tambin sirve para alojar la bomba jet para pruebas o produccin. Es muy fcil de abrir y cerrar con equipo de slick line y el shifting tool. Se fabrica con medidas que van desde 2-3/8, 2-7/8, 3-1/2 y 41/2, con las roscas solicitadas por el cliente.
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CAMISASMANGAS DE CIRCULACIN Son dispositivos que se colocan sobre la primera empacadura. Se inyecta a travs del anular un fluido liviano que permita desplazar el fluido de completacin y aligerar la columna de fluido existente. MANGAS DE PRODUCCIN Se colocan unos pies por debajo o por encima del horizonte productor pero nunca frente, con el propsito de evitar que los fluidos lleguen directamente a la manga de produccin.
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CAMISAS
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CAMISAS
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CAMISAS
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PULLING TOOLEstas herramientas han sido diseadas para sacar del pozo, cuando as se desee, ciertos equipos tales como: vlvulas para levantamiento artificial por gas, vlvulas de seguridad, tapones, vlvulas de retencin, etc. Componentes Los componentes bsicos de estos equipos son los siguientes: un ncleo central, cuas o perros, pasador de seguridad y cabeza de pesca con punta roscada.
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PULLING TOOLAgarre interno Las cuas de enganche estn diseados para atrapar o asegurar la cabeza de pesca con un bisel, asegura un contacto firme. Estas herramientas tambin estn diseadas para soltar el cuello de pesca en caso de un atascamiento, al romper el pasador colocado en parte superior.
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PULLING TOOL
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PULLING TOOLPenetracin Estas herramientas enganchan en la parte interna del cuello de pesca y estn equipadas con unas cuas presionadas por un resorte, qu se retraen a medida que la herramienta entra en el cuello de pesca y se fuerza hacia abajo por el resorte y se coloca en un canal ubicado en el tope del cuello de pesca. Funcin Instalar equipos que requieren golpear hacia abajo para colocarlos; al golpear hacia abajo se cierran las cuas que ubican la herramienta y al mismo tiempo, se rompe el pasador y se libera el bajante.
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PULLING TOOL
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RUNNING TOOLLos bajantes han sido diseados para colocar equipos dentro del curso. Funciona similarmente a los mandriles y candados (Herramientas de agarre de los equipos), utilizado en operaciones de subsuelo. Es posible utilizar el mismo tipo de bajante para diferentes equipos.
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RUNNING TOOLPara vlvulas de levantamiento artificial por gas La conformacin de estos bajantes es casi idntica para los diferentes tipos de vlvulas que existen. Estn formados por un cuerpo y una cabeza de pesca con punta roscada. Su parte inferior es hueca y posee agujeros tangenciales, dnde se aloja la cabeza de la vlvula. El funcionamiento consiste en introducir la cabeza de la vlvula en la parte hueca del bajante y sujetarla mediante dos pasadores tangenciales. Al golpear hacia abajo, se asienta la vlvula; luego, al golpear hacia arriba, se rompen los pasadores y se libera el bajante.
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RUNNING TOOLTipo J Es similar al utilizado para bajar vlvulas para levantamiento artificial por gas. Se emplea para bajar mandriles tipo J, F, S, W (en sus respectivos Niples de asiento)
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RUNNING TOOLTipo D Este bajante est formado por un cuerpo principal con un mandril interno sujeto por un pasador; en la parte inferior tiene dos cuas, las cuales, a su vez, mantienen las cuas del candado del tapn abiertas, hasta que se localiza el cuello donde debe anclarse; se ubican las cuas en el receso del cuello, se golpea hacia arriba y se cierra el candado; luego, se rompe el pasador para liberar el bajante.
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RUNNING TOOLTipo X Se usa para instalar los mandriles tipo X, R y H. Cuando se baja el mandril, el bajante lo mantiene abierto (cuas retradas). Al llegar al niple donde se desea asentar el mandril, mediante un dispositivo especial, el bajante pone las cuas del mandril en situacin de localizador y entrar en el perfil del niple de anclaje.
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RUNNING TOOL
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SHIFTING TOOLEs una herramienta de fondo, ms comnmente asociado con las operaciones de cable de acero, que se utiliza para abrir, cerrar o cambiar la posicin de herramientas de control de flujo de fondo de pozo o dispositivos de circulacin, como las camisas deslizantes.
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SHIFTING TOOL
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EMPACADURASEs una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde la empacadura por el espacio anular hacia arriba. Tienen dimetros de: 4 1/2, 7, 9 5/8.
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EMPACADURASComponentes Mandril: Es un medio o conducto interior que permite mantener todas las secciones del obturador como un sistema individual. Cono. Son dispositivos que transmiten de la tubera bien sea los movimientos de compresin o de tensin a las cuas para su expansin y anclaje al revestidor. Cuas: Son piezas metlicas de acero recubiertas con material de alta dureza. Elemento sellante: Son los sistemas fundamentales para lograr el aislamiento hidrulico. Dispositivos de friccin: Estos son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Ancla hidrulica: Evita el movimiento de la empacadura cuando se aplica una tensin contraria al de las cuas principales.MARCO BRITO FLORES
EMPACADURASEMPACADURAS
Recuperables
Permanentes
RecuperablesPermanentes
Empacaduras de compresin
Empacaduras de tensin
Empacaduras de compresintensin
Empacaduras sencillas y duales de asentamiento hidrulico
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EMPACADURASRecuperables o mecnicas Estas empacaduras son bajadas con la tubera de produccin y su asentamiento se logra girando la tubera en el sentido de las agujas del reloj. El nmero de vueltas est determinado por profundidad y el diseo de cada fabricante.
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EMPACADURAS
Compresin
Compresin dobles
Tensin sencillaMARCO BRITO FLORES
Tensin y compresin
EMPACADURASPermanentes o hidrulicas Son equipos compuestos de iguales materiales que las empacaduras mecnicas, la diferencia estriba en el mecanismo de anclaje de stas que es mediante presin hidrulica. Se baja con la tubera hasta la profundidad establecida. Se coloca presin a travs de la tubera la cual energiza unos pistones en la parte interna del obturador. Finalmente, el movimiento de estos pistones efecta el anclaje de las cuas as como la expansin de los elementos sellantes contra el revestidor.
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EMPACADURASPermanentes - Recuperables
Tienen las mismas caractersticas que las permanentes, pero se las puede recuperar cuando se requiera. Se usa preferiblemente en condiciones medianas de presin y temperatura: 7 000 psi y 350 F.
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EMPACADURA
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EMPACADURA
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EMPACADURA FH-BAKER
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EMPACADURA PARA BESVa instalada en la sarta de tubera de produccin, permitiendo un tubing de produccin con su completo ID, adems del paso de un cable elctrico y la lnea de control.
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SENSORES DE FONDO Los sensores de fondo son dispositivos electrnicos, componentes de un sistema de levantamiento artificial, especficamente del sistema BES. Su principal funcin, como su nombre indica es el de medir las condiciones del fondo del pozo, sea temperatura, presin, entre otras. Se a tomado en cuenta 3 sensores disponibles en el mercado, y son: REDA WOOD GROUP CENTRILIFT
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REDA MAXIMUS PROMOTOR UNITEste sistema presenta mejoras confiables, y combina los sistemas de motor, protector y sensor en uno, de tal forma que se ensambla y se usa de forma rpida y eficiente.
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WELL LIFT H DOWNHOLE SENSOREste sensor puede determinar informacin como: Toma de presin Temperatura del fluido. Temperatura del motor. Temperatura de la electrnica. Temperatura de descarga. Vibracin (Eje x y y). Corriente de fuga. Fase de voltaje a tierra (A, B, C). Tiempo de corrida. Porcentaje de ruido. Medida de voltaje. Frecuencia de salida.
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WELL LIFT H DOWNHOLE SENSOR
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WOOD GROUP ESPS OSIRIS DOWNHOLE SENSORDiseo robusto sin parte mviles. Hasta 6 canales de informacin y 35 das de memoria. Comunicacin va cable de poder del BES. Clasificado a 302 F (150C) Precisin hasta 0.1% psi/bar, temperatura hasta 34 F (1C) Adaptable a todas las marcas de motores BES. Completamente compatible con sistemas de proteccin catdica. Materiales de acero inoxidable, resistente a la corrosin. Estndares de calidad ISO 9001.
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