introduccion la industria petrolera

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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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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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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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.

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