2.1 herramientas para completación de pozos de petroleo y gas

11 © © CMPC Consultores, C.A. - 2007

Herramientas de Completación

Abril, 2007Ing. Luis Rodríguez

© © CMPC Consultores, C.A. , 2007

HERRAMIENTAS HERRAMIENTAS DE DE

COMPLETACIONCOMPLETACIONCapítulo 2A



Tienen por finalidad llevar los fluidos

desde la formación productora hasta el

cabezal del pozo en forma segura, para el

personal y las instalaciones.

Equipos de Subsuelo

Formación Productora

Cabezal del pozo



1. Sarta de Tubería

2. Empacaduras

3. Equipos Adicionales para la Completación

Los principales componentes de los equipos de

subsuelo son:

4. Equipos Adicionales para la Producción

EQUIPOS EQUIPOS DE DE

SUBSUELOSUBSUELO






COMPLETACIONCOMPLETACIONSarta de Tuberías



Uno de los aspectos más importantes en las operaciones

de perforación es la adecuada Selección de Tuberías. La

capacidad para resistir presiones y cargas bajo

determinadas condiciones de funcionamiento es un factor

muy importante para la seguridad y economía de

perforación y producción del pozo.

Sarta de Tubería



Función. Es llevar el fluido

desde la formación productora

hasta el cabezal del pozo.

Función. Es llevar el fluido

desde la formación productora

hasta el cabezal del pozo.

Conductor

Revestidor superficial

Revestidor Intermedio

Tieback de producción

Tubería de producciónCamisa de producción

Fluido

Sarta de Tubería

Estas tuberías pueden ser de

diferentes diámetros y a través de esta

se mantiene el control de la

producción o inyección; igualmente

facilita las operaciones de servicio en

el pozo, tales como trabajos de guaya

fina y circulación.



La selección y diseño de una tubería, es una parte fundamental en la

completación de un pozo, para ello existen un conjunto de prácticas

aceptables, entre las cuales se pueden citar las establecidas por el API

(American Petroleum Institute).

Valores máximos y mínimos de los esfuerzos cedentes.Valores mínimos de presión interna cedente.Porcentaje mínimo de elongación en secciones de prueba de dos pulgadas de largo.Valores de dureza típica.Torque recomendado.El límite máximo de los esfuerzos cedentes y la mínima elongación son factores muy importantes y los cuales son tomados muy en cuenta por los fabricantes.

Sarta de Tubería



Los grados de acero recomendados por el API, establecen la

composición química, propiedades físicas y mecánicas de la tubería.

Cada grado tiene designado una letra y un número como por ejemplo:

K-55, N-80, J-55, C-95, C-75 y P-110.

La designación numérica refleja el esfuerzo cedente mínimo del

material. Este esfuerzo puede ser suficiente para soportar fuerzas en la

tubería causadas por cambios de presión y temperatura a profundidad.

Grado del Acero de las TuberíasGrado del Acero de las TuberíasSarta de Tubería



Grado del Acero de las TuberíasGrado del Acero de las Tuberías

Cuando se requieran tuberías que deben soportar

mayores esfuerzos que una de grado J-55 se puede

usar , N-80,C-75 o C-95.

La tubería de grado C recibe tratamiento térmico

para darle mayor dureza.

Sarta de Tubería



Es seleccionado sobre la base de la tasa de

flujo o bombeo estimado para el pozo.

La tasa de flujo o de bombeo, es determinada

con un Análisis de Curvas basado en el

Comportamiento de Influjo del Yacimiento y

la Tubería.

Diámetro de las TuberíasDiámetro de las Tuberías

Sarta de Tubería

Analisis Nodal



Es el dispositivo mecánico que se utiliza para unir tramos de tubería,

equipos de fondo y accesorios para formar una sarta de tubería con

características geométricas y funcionales específicas.

Conexiones de las TuberíasConexiones de las Tuberías

Estas juegan un papel muy importante dentro del diseño

de la sarta de producción o inyección, debido a que:

Más del 90% de las fallas que sufren las sartas de

tubería se originan en las conexiones.

Estas representan entre el 10% de la longitud total

de la tubería y el 50% del costo total de ésta.

Sarta de Tubería



Conexiones de las TuberíasConexiones de las Tuberías

Conexiones NU

Conexiones EUE

Poseen roscas de 10 vueltas. Tienen una resistencia menor que la del cuerpo del tubo.

Poseen 8 vueltas por rosca y una resistencia superior a la del cuerpo del tubo. Éstas son las más utilizadas porque provee un servicio confiable a la mayoría de los pozos.

Existen 2 tipos de conexiones:

Sarta de Tubería



Clasificación de las TuberíasClasificación de las Tuberías

Soportan esfuerzos mayores a 8000 lpc y su

grado es C-75, N-80, C-98, y P105. Estas pueden presentar problemas debido a

la eliminación de la ductilidad y al aumento de

la sensibilidad a roturas. Ej.: P-105.

Tuberías de Alta Resistencia

Tuberías de Baja Resistencia Son generalmente dúctiles, por eso la

concentración de esfuerzos se ejecuta

parcialmente mediante la plasticidad del

elemento.

Sarta de Tubería



Las pruebas de tensión se usan para la información sobre las resistencias de los materiales usados. En esta prueba se somete una porción del material de tamaño convencional a un aumento gradual de la carga.

Para cargas relativamente bajas, la elongación del material es linealmente proporcional a la carga aplicada. No ocurren deformaciones permanentes del material y se dice que el material se encuentra en el rango elástico de la curva, donde la carga es función de la elongación.

A medida que la carga continúa aumentando, se llega a un punto en la mencionada curva donde se obtiene elongación sin aumento de la carga. Este punto se conoce como Punto Cedente.

Los aumentos de cargas, a partir del punto cedente, ocasionan deformaciones permanentes del material (rango plástico) hasta que físicamente la sección de prueba se rompe (punto de ruptura).

1.1. Esfuerzo del Punto CedenteEsfuerzo del Punto Cedente

Propiedades Físicas del Acero



Es la propiedad que poseen algunos materiales de deformarse en el rango

plástico, sin fracturarse. Por lo tanto, un material con una ductilidad alta se

deforma apreciablemente antes de romperse.

2.2. DuctilidadDuctilidad

Se refiere a la propiedad que posee un material para resistir a la formación

de una fractura quebradiza. La dureza o resistencia al impacto se mide

mediante la Prueba del Impacto de Charpy. Esta consiste en golpear y

fracturar una sección de prueba con un péndulo en movimiento. Cuando el

material falla, se dice que experimenta una fractura dúctil o una fractura

quebradiza.

3.3. DurezaDureza

Propiedades Físicas del Acero



Sensibilidades de la Tubería a la Alta resistenciaSensibilidades de la Tubería a la Alta resistencia

Defectos originales en su fabricación.

Daños ocasionados durante su transporte, manejo y bajada al

pozo.

Debilitamiento causado por la presencia de hidrogeno en el

pozo.

La tubería de alta resistencia puede fallar fundamentalmente, debido

a las siguientes razones:

Sarta de Tubería



Inspección de la TuberíaInspección de la Tubería

1.1. Visual Visual

Toda la tubería que se va a colocar dentro de un pozo debe ser

revisada visualmente antes de ser instalada. Algunos efectos que

se pueden detectar visualmente:

Defectos de fabricación (Roturas, abolladuras, soldaduras) Defectos de la fabricación de sus roscas. Daños que puedan ocurrir en el cuerpo de la tubería durante el

transporte y manejo de las mismas.

Procedimiento

Sarta de Tubería




2.2. Prueba HidrostáticaPrueba Hidrostática

Una vez que la tubería se instala en el pozo se le hace este tipo de

prueba.

Estas se realizan a presiones por el orden de 80% del esfuerzo

cedente mínimo. Sin embargo, una prueba hidrostática exitosa no

representa una garantía suficiente de que no existan defectos en la

fabricación de las tuberías sometidas a tales pruebas.

Sarta de Tubería




3.3. Prueba ElectromagnéticaPrueba Electromagnética

En este método se introduce en la tubería un cable conductor en

forma de resorte para medir la respuesta de la tubería al paso de

corriente. Existen varios métodos para realizar estas pruebas y

cada uno de ellos se identifica mediante la empresa que lo

patrocina.

Generalmente, en cada uno de esos métodos se investigan: • Defectos internos de la tubería.• Corrosión.

Sarta de Tubería




4.4. Prueba mediante Partículas MagnéticasPrueba mediante Partículas Magnéticas

En este método se introduce un campo magnético en la tubería.

Esto permite que partículas regadas en la parte externa de la

tubería, se alineen para indicar defectos longitudinales de ella.

Este método no es tan confiable como el electromagnético, ya que

solo se limita a la parte externa de la tubería.

Sarta de Tubería



Criterios de Inspección de la TuberíaCriterios de Inspección de la Tubería

Generalmente los criterios de inspección son diferentes para cada empresa, pueden ser los siguientes:

Para tuberías nuevas de grado J-55 solo se deben realizar inspecciones visuales de manera muy cuidadosa, ya que generalmente no presentan defectos de fabricación.

Para tuberías nuevas de grado C-75 y de mayor grado se debe usar una inspección electromagnética. Aquellas tuberías que presenten defectos de 5 a 12,5% de su espesor de pared no deben usarse.

Acoplamientos de tubería de grado C-75 y mayores deben ser inspeccionadas con el método de partículas magnéticas, y por el método visual.

Tubería de grado N-80 y mayores deben ser inspeccionadas con el método electromagnético, si presentan defectos de corrosión.

Sarta de Tubería






COMPLETACIONCOMPLETACIONEmpacaduras



En la actualidad existe una gran diversidad

de empacaduras en el mercado, pero todas

ellas poseen básicamente la misma

estructura

MandrilMandril

Cuñas

Cono

Elemento Sellante

Bloque de fricción

2. Empacaduras

Definición.Definición. Es una herramienta de fondo que se

usa para proporcionar un sello entre la tubería de

producción y la tubería de revestimiento a fin de

evitar el movimiento vertical de fluidos desde la

empacadura por el espacio anular hacia arriba.

Definición.Definición. Es una herramienta de fondo que se

usa para proporcionar un sello entre la tubería de

producción y la tubería de revestimiento a fin de

evitar el movimiento vertical de fluidos desde la

empacadura por el espacio anular hacia arriba.



Confinar las presiones en el fondo del pozo, evitando que la presión de

formación entre al anular tubería-revestidor.

Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de

alta producción o presiones de inyección.

Mantener los fluidos de la formación alejados de la sección del

revestidor que está por encima de la empacadura.

Mantener los fluidos pesados para el control del pozo en el espacio

anular. Aislar perforaciones y zonas de producción en completaciones

múltiples.

Permitir el uso de ciertos métodos de levantamiento artificial.

2. Empacaduras/ Funciones



Definición.Definición. Es un medio o conducto interior que

permite mantener todas las secciones del

obturador como un sistema individual (unidades de

sellos, conos, cuñas, válvulas y bloques de

fricción), de esta forma comunica el flujo que

proviene de la formación con la tubería de

producción y continúa su recorrido hasta la

estación de flujo.

MandrilMandril

2.1 Mandril de Flujo



Definición.Definición. Son dispositivos que transmiten de

la tubería bien sea los movimientos de

compresión o de tensión a las cuñas para su

expansión y anclaje al revestidor.

2.2 Cono



Definición.Definición. Son piezas metálicas de acero

recubiertas con material de alta dureza

(tungsteno) ya que son las que anclan la

empacadura al revestidor impidiendo el

movimiento de la misma.

2.3 Cuñas



Definición.Definición. Son los sistemas fundamentales para lograr

el aislamiento hidráulico. Están constituido bien sea por una

pieza o varias hasta tres anillos de elastómeros, construidos

de nitrilo y que pueden ser fabricados de diferentes dureza

de acuerdo a rangos de presión y temperaturas donde se

vayan a usar.

Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se

comprime para formar un sello contra la tubería de

revestimiento. Durante la compresión, el elemento de goma

se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de

la tubería de revestimiento.

2.4 Elementos Sellantes



Tipo Elementos Sellantes

Presión de Trabajo(psi)

Temperatura de fondo (0F)

I Un solo elemento Sellante

5000 250

II Dos o más 6800-7500 275 III Dos o más 10000 325

IV Especiales para H2S y CO2

15000 450

En la siguiente tabla se muestran la cantidad de elementos

sellantes en una empacadura de acuerdo a condiciones de

trabajo.

2.4 Elementos Sellantes



Estos son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas.

Pueden ser: flejes, en resortes o bloques de fricción y cada uno de estos proporciona las fuerzas de sostenimiento necesarias para asentar la empacadura.

MandrilMandril

MandrilMandril

2.5 Dispositivos de Fricción



Clasificación de las EmpacadurasClasificación de las Empacaduras

De acuerdo al sistema de anclaje las empacaduras se pueden clasificar de la siguiente manera:

1. Mecánicas.

2. Hidráulicas.

3. Permanentes.




De acuerdo a la característica de la operación superficial para anclarlas se clasifican en:

1. Compresión o peso/rotación.

2. Tensión.

3. Compresión/tensión/rotación.

Estas empacaduras son bajadas con la tubería de producción y su

asentamiento se logra girando la tubería en el sentido de las agujas

del reloj. El número de vueltas está determinado por profundidad y

el diseño de cada fabricante.

1. Empacaduras Mecánicas



Definición.Definición. Son sencillas debido a que poseen solo un sistema de

anclaje al revestidor, no tienen válvula interna de circulación, el elemento

sellante puede trabajar hasta 250°F.

Se anclan cuando se llega a la profundidad de asentamiento rotando la

tubería en dirección de las agujas del reloj para que salga la “J” del perfil

interno del mandril, de esta manera salen las cuñas y se coloca peso

sobre el obturador para anclarlo al revestidor.

Para desasentarlos basta con tensionar la tubería.


1.a.1 Mecánicas: De Compresión



Ventajas

Desventajas

• Bajo costo. • Se puede usar como

empacadura de tensión. • El diámetro interno esta

completamente abierto al flujo.

• Pozos someros. • Yacimientos de baja presión. • No se pueden realizar a través

de ellos trabajos de estimulación.


1.a.1 Mecánicas: De Compresión



Definición.Definición. Similar a las sencillas, son equipos

recuperables, son dobles debido a que tienen doble

sistema de anclaje, el agarre mecánico igual a la

sencilla y adicional un sistema de candados hidráulicos

los cuales son accionados mediante presión hidráulica

y los mismos son localizados por debajo de la válvula

de circulación.


1.a.2 Mecánicas: De Compresión Dobles



Definición.Definición. Son equipos recuperables y muy similares a

las empacaduras de compresión sencillas, la diferencia es

que presenta las cuñas y cono invertidos, por esta razón el

sistema de anclaje es tensionando la tubería.

Su mayor aplicación se encuentra en los pozos inyectores

de agua y en pozos productores someros y con tubería de

completación de diámetros pequeños donde el peso de esta

es insuficiente para asentar los obturadores de compresión

o peso.


1.a.3 Mecánicas: De Tensión Sencillas



Al igual que todos los anteriores son equipos

recuperables, presenta la versatilidad que se pueden

asentar aplicándole esfuerzos de compresión,

tensión y rotación.


1.a.5 Mecánicas: De Tensión y Comprensión

Usado para producción, inyección, fracturas, zonas aisladas y aplicaciones de cementación remedial.

Posee capacidad de resistir altas presiones diferenciales en caso de estimulaciones después

de haber completado el pozo.



De compresión DoblesDe compresión Dobles

Clasificación de las Empacaduras MecánicasClasificación de las Empacaduras MecánicasDe Tensión SencillasDe Tensión Sencillas De Tensión y De Tensión y

CompresiónCompresión



Definición.Definición. Son equipos compuestos de iguales materiales que

las empacaduras mecánicas, la diferencia estriba en el mecanismo de

anclaje de éstas que es mediante presión hidráulica. El procedimiento

de asentamiento es el siguiente:

Se baja con la tubería hasta la profundidad establecida. Se coloca presión a través de la tubería la cual energiza unos pistones

en la parte interna del obturador. Finalmente, el movimiento de estos pistones efectúan el anclaje de las

cuñas así como la expansión de los elementos sellantes contra el

revestidor.

Existen dos tipos de empacaduras hidráulicas las selectivas y no selectivas.


2. Empacaduras Hidráulicas



Completación Sencilla con Empacadura Hidraulica

• Permite fijar la empacadura sin manipulación de la tubería.

–Común en las aplicaciones costa afuera donde las líneas del control de la válvula de seguridad previenen la rotación de la tubería.

• Permite la instalación en un solo viaje, ahorrando tiempo de taladro.

• Requiere dispositivo de tapón en la tubería para fijar la empacadura.

–Tapon en niples de asiento.– Asentamiento a traves de bolas.–“POP” .

Flow Coupling

Sliding Sleeve

Flow Coupling

Hydrostatic Retrievable Packer

Flow Coupling

Seating Nipple

Spacer Tube

Ball Activated Pressure Sub

Perforated Spacer Tube

No-Go Seating Nipple

Wireline Re-Entry Guide



Estos equipos están diseñados para pozos de alta

presión y temperatura, en completaciones donde se

prevean trabajos de fractura en el futuro, en

completaciones selectivas y principalmente en pozos

exploratorios donde no se conocen las características del

yacimiento. Se pueden asentar mediante dos

mecanismos con guaya eléctrica y con tubería de trabajo.

Forma parte del revestidor ya que al estar anclada hay

que fresarla para su remoción.


3. Empacaduras Permanentes




3. Empacadura Permanente con sello hidraulico

Gama completa de accesorios disponibles de completación.

Diseñada para altas presiones diferenciales sobre los

10.000 psi.

Diseñada para aplicaciones de una zona y multi-zonas.

Es fijada en un solo viaje no requiere rotación.

No es necesariamente bajada con guaya.

Temperatura de 120º a 350ºF.



Accesorios de la empacadura Permanente

Localizadores de la empacadura Permanente.

Unidades espaciadoras.

Seal Bore and Mill-Out Extensions

Pata de mula.

Unidades sellantes.



Existen yacimientos que se encuentran saturados de

crudos pesados o de alta viscosidad, esta características

los hace difícil de extraerse con facilidad, por lo que una

forma de estimular estos tipos de yacimiento es

inyectándoles vapor, con la finalidad de disminuir la

viscosidad del crudo y de esta manera se pueda sacar

con menor dificultad.


4. Empacaduras para Inyección de Vapor






COMPLETACIONCOMPLETACIONEquipos Adicionales

para la Completación



Niple de asiento

Mangas

Mandriles

Mandriles de bolsillo lateral

Juntas de Expansión

Junta de Erosión

Off On Tool

POP

Equipos Adicionales para la Completación



Definición.Definición. Es un dispositivo tubular conectado a la

tubería de producción que se coloca a una determinada

profundidad. Internamente son diseñadas para controlar

la producción en la tubería.

Básicamente existen dos tipos de niples de asiento:

Selectivos.

No selectivos.

Equipos Adicionales para la CompletaciónEquipos Adicionales para la Completación

Niple de Asiento




Su principio de funcionamiento está basado en el conjunto de cerraduras que hacen juego con las llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tengan la misma dimensión interna.

Se utiliza para:Se utiliza para:

Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones.

Probar la tubería de producción.

Colocar válvula de seguridad, reguladores de fondo, herramientas de medición.

Servir como punto de referencia.

a) Niple de Asiento: Selectivo



Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de

cierre. Su principio de funcionamiento es tener una

disminución de diámetro llamado no pasa (NOGO),

para localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto,

el diámetro exterior del dispositivo deberá ser

ligeramente mayor que el diámetro interno más

pequeño.

En el mercado, existen multiples marcas disponibles,

entre ellas las OTIS, con sus modelos XN y RN.


b) Niple de Asiento: No Selectivo

No-Go Shoulder

Seal Bore



Definición.Definición. Son dispositivos compuestos

por una manga interior, la cual debe abrirse o

cerrarse por métodos de guaya, para permitir

la comunicación o separación de los fluidos

hacia la tubería. Estas permiten, traer pozos a

producción, matar pozos, lavar arenas y la

producción de pozos de múltiples zonas.


Mangas




Las mangas pueden ser utilizadas

como:

a. MANGAS DE CIRCULACIÓN

b. MANGAS DE PRODUCCIÓN

Mangas



Se colocan unos pies por debajo o por encima del horizonte productor

pero nunca frente, con el propósito de evitar que los fluidos lleguen

directamente a la manga de producción ocasionando flujo turbulento

en la cara de la manga y como consecuencia una posible obstrucción

al paso de fluidos.

Son dispositivos que se colocan sobre la primera empacadura. Se inyecta a

través del anular un fluido liviano que permita desplazar el fluido de

completación y aligerar la columna de fluido existente en el pozo para crear

un diferencial suficiente en el fondo del pozo y traerlo a producción. Se

coloca en la tubería de menor diámetro y en caso de no tener mandriles de

gas lift se pueden usar para la inyección de gas.

a. Mangas de Circulación

b. Mangas de Producción



Definición.Definición. Estos forman parte de la

tubería de producción y en ellos se

instalan las válvulas que servirán para

realizar el levantamiento artificial por gas

a las profundidades requeridas

admitiendo el gas en la tubería.


Mandriles de LAG



Definición.Definición. Es una herramienta que esta

compuesta básicamente de dos componentes

principales que son el cuerpo o camisa y el

mandril deslizante.


Juntas de Expansión

Camisa

Niple



DefiniciónDefinición.. Es una herramienta que permite el acople y

desacople de Ia tubería de producción sin comprometer Ia

característica de Ia sarta de completación esto permite desconectar a

tubería sin desasentar Ia empacadura.

VentajasVentajas

Acople rápido de J triple.

Permite el uso de tapones tipos X.

Desconecta Ia tubería sin desasentar Ia empacadura.

On Off Tool



VentajasVentajas

Para taponear provisionalmente las sartas de completación o tubería.

Permitiendo probar Ia misma y/o asentamiento de la(s) empacaduras

hidráulicas.

MedidasMedidas

2—3/8” 2—7/8”, 3—1/2”, 4—1/2”, segun requerimientos del cliente.

Definición.Definición. Es utilizado en las completaciones donde se utilizan

empacaduras de asentamiento hidráulico, asi como también con las

empacaduras mecánicas donde sea necesario probar Ia sarta de

completación.

P.O.P (Tapón Expulsable por Bombeo)






COMPLETACIONCOMPLETACIONEquipos Adicionales para la Producción



Definición.Definición. Son aquellos que se bajan con

guaya y se instalan a la tubería de producción; los

cuales permiten llevar a cabo trabajos de mantenimiento

subsuperficial, sin tener que parar el pozo o sacar la

tubería de producción. También proporcionan

facilidades para instalar equipos de seguridad en el

subsuelo.

Equipos Adicionales para la Producción




Los trabajos con equipos de producción se realizan con guaya fina, Ia cual permite lo siguiente:

Taponar Ia tubería de producción para:

Reparar o reemplazar el cabezal de producción.

Probar fugas en la tubería de producción.

Hacer producción selectiva, a través de una camisa deslizante.

Permitir la bajada de un cañón en un pozo de alta presión.



Circular el pozo sobre Ia empacadura para:

Matar el pozo, desplazando el fluido contenido en la tubería de producción por otro de mayor densidad.

Colocar válvulas de seguridad subsuperficiales.

Colocar equipos especiales, tales como:

Estranguladores de fondo. Reguladores de fondo. Válvulas de levantamiento artificial por gas.




• Tapones recuperados de eductor.

• Válvulas de seguridad.




Definición.Definición. Son empleados para taponar la tubería de

producción y tener posibilidad de realizar así trabajos de

mantenimiento y reparación subsuperficial.

Existen tres tipos básicos de tapones recuperables, los

cuales son asentados en niples o en tubería de producción o

eductor y recibir así presión por encima, por debajo o en

ambas direcciones, bajo condiciones de operación.

Equipos Adicionales de ProducciónEquipos Adicionales de Producción

Tapones Recuperables de Eductor



Los tapones ‘X”, “XN”, “H’ están

diseñados para bloquear una presión

superior e inferior, el cual es colocado con

un equipo de Wire Line.

Cada perfil de tapones están diseñados

para ser asentados en niples que tengan

el mismo perfil que tenga el tapón.




El tapón tipo “E’:El tapón tipo “E’: es

asentado en un Niple de

asiento “E”.

Su funcionamiento

operativo es taponear,

aislar arenas productoras

de otras.


El Tapôn “X”:El Tapôn “X”: también

puede ser usado en las

Camisas de Circulación

tipo X’ para detectar

cualquier fuga que

pueda existir en Ia

camisa.



Son llamadas también válvulas de tipo hidráulicas y cumplen

su función de cortar el flujo una vez recibida una señal

automática o manual desde superficie.

El método de control puede diferir, pero el principio consiste en

aplicarle presión desde una fuente ubicada en la superficie,

para mantener la válvula abierta; debe mantenerse una

presión de 4000 psi a través de la línea de control para que

esté completamente abierta.

Válvula de Seguridad de Control SuperficialEquipos Adicionales de ProducciónEquipos Adicionales de Producción



Son aquellas que cumplen su función de cierre

del flujo cuando existe una variación en las

condiciones de fondo, sin que se requiera de

ninguna fuente emisora de señal en la superficie.

Existen dos tipos de estas válvulas:

Válvula de seguridad operada por presión.

Válvula de seguridad diferencial.

Válvula de Seguridad de Control SubSuperficialEquipos Adicionales de ProducciónEquipos Adicionales de Producción



CABEZAL CABEZAL

DEL POZODEL POZO


Herramientas de CompletaciónArbol de NavidadArbol de Navidad

SecciSeccióón Bn B

O.C.T O.C.T

SecciSeccióón An A

O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T

ÁRBOL DE ÁRBOL DE

NAVIDADNAVIDAD






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