2[1].1 Herramientas de Completacion

8/12/2019 2[1].1 Herramientas de Completacion

1/35


2/35

Herramientas de CompletaciHerramientas de Completacin y Guaya Finan y Guaya Fina

CompletaciCompletacin y Reacondicionamiento de Pozosn y Reacondicionamiento de Pozos

Tienen por finalidad llevar los fluidos

desde la formacin productora hasta el

cabezal del pozo en forma segura, para el

personal y las instalaciones.

Equipos de Subsuelo

Formacin

Productora

Cabezal delpozo



1. Sarta deTubera

2. Empacaduras

3. EquiposAdic ionales parala Completacin

Los principales componentes de los equipos de

subsuelo son:

4. EquiposAdic ionales parala Produccin

EQUIPOSEQUIPOSDEDE

SUBSUELOSUBSUELO


3/35



Realizado por:

Luis RodrguezAlexis GonzlezIng. de Petrleo



Uno de los aspectos ms importantes en las operaciones

de perforacin es la adecuada Seleccin de Tuberas. La

capacidad para resistir presiones y cargas bajo

determinadas condiciones de funcionamiento es un factor

muy importante para la seguridad y economa de

perforacin y produccin del pozo.

Sarta de Tubera


4/35


5/35



Los grados de acero recomendados por el API, establecen la

composicin qumica, propiedades fsicas y mecnicas de la tubera.

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

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

La designacin numrica refleja el esfuerzo cedente mnimo del

material. Este esfuerzo puede ser suficiente para soportar fuerzas en latubera causadas por cambios de presin y temperatura a profundidad.

Grado del Acero de las TuberGrado del Acero de las Tuberasas

Sarta de Tubera



Grado del Acero de las TuberGrado del Acero de las Tuberasas

Cuando se requieran tuberas que deben soportar

mayores esfuerzos que una de grado J-55 se

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

La tubera de grado C recibe tratamiento trmico

para darle mayor dureza.

Sarta de Tubera


6/35



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 Anlisis de Curvas basado en el

Comportamiento de Influjo del Yacimiento y

la Tubera.

DiDimetro de las Tubermetro de las Tuberasas

Sarta de Tubera



Es el dispositivo mecnico que se utiliza para unir tramos de tubera,

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

caractersticas geomtricas y funcionales especficas.

Conexiones de las TuberConexiones de las Tuberasas

Estas juegan un papel muy importante dentro del diseo

de la sarta de produccin o inyeccin, debido a que:

Ms del 90% de las fallas que sufren las sartas detubera se originan en las conexiones.

Estas representan entre el 10% de la longitud total

de la tubera y el 50% del costo total de sta.

Sarta de Tubera


7/35



Conexiones de las TuberConexiones de las Tuberasas

Conexiones NU

Conexiones EUE

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

Poseen 8 vueltas por rosca y una resistenciasuperior a la del cuerpo del tubo. stas son las

ms utilizadas porque provee un servicioconfiable a la mayora de los pozos.

Existen 2 tipos de conexiones:

Sarta de Tubera



ClasificaciClasificacin de las Tubern de las Tuberasas

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 eliminacin de la ductilidad y al aumento de

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

Tuberas de AltaResistencia

Tuberas de BajaResistencia Son generalmente dctiles, por eso la

concentracin de esfuerzos se ejecuta

parcialmente mediante la plasticidad del

elemento.

Sarta de Tubera


8/35



Las pruebas de tensin se usan para la informacin sobre las resistencias de losmateriales usados. En esta prueba se somete una porcin del material de tamaoconvencional a un aumento gradual de la carga.

Para cargas relativamente bajas, la elongacin del material es linealmente proporcionala la carga aplicada. No ocurren deformaciones permanentes del material y se dice queel material se encuentra en el rango elstico de la curva, donde la carga es funcin de laelongacin.

A medida que la carga contina aumentando, se llega a un punto en la mencionadacurva donde se obtiene elongacin sin aumento de la carga. Este punto se conoce comoPunto Cedente.

Los aumentos de cargas, a partir del punto cedente, ocasionan deformacionespermanentes del material (rango plstico) hasta que fsicamente la seccin de prueba serompe (punto de ruptura).

1.1. Esfuerzo del Punto CedenteEsfuerzo del Punto Cedente

Propiedades Fsicas del Acero



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

plstico, 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 formacin

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 seccin de prueba con un pndulo en movimiento. Cuando el

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

quebradiza.

3.3. DurezaDureza

Propiedades Fsicas del Acero


9/35



Sensibilidades de la TuberSensib ilidades de la Tubera a la Alta resistenciaa a la Alta resistencia

Defectos originales en su fabricacin.

Daos ocasionados durante su transporte, manejo y bajada al

pozo.

Debilitamiento causado por la presencia de hidrogeno en el

pozo.

La tubera de alta resistencia puede fallar fundamentalmente, debido

a las siguientes razones:

Sarta de Tubera



InspecciInspeccin de la Tubern de la Tuberaa

1.1. VisualVisual

Toda la tubera 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 fabricacin (Roturas, abolladuras, soldaduras)

Defectos de la fabricacin de sus roscas. Daos que puedan ocurrir en el cuerpo de la tubera durante el

transporte y manejo de las mismas.

Procedimiento

Sarta de Tubera


10/35


11/35



InspecciInspeccin de la Tubern de la Tuberaa

4.4. PruebaPrueba mediantemediante PartPartculasculas MagnMagnticasticas

En este mtodo se introduce un campo magntico en la tubera.

Esto permite que partculas regadas en la parte externa de la

tubera, se alineen para indicar defectos longitudinales de ella.

Este mtodo no es tan confiable como el electromagntico, ya quesolo se limita a la parte externa de la tubera.

Sarta de Tubera



Criterios de InspecciCriterios de Inspeccin de la Tubern de la Tuberaa

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

Para tuberas nuevas de grado J-55 solo se deben realizar inspecciones visualesde manera muy cuidadosa, ya que generalmente no presentan defectos defabricacin.

Para tuberas nuevas de grado C-75 y de mayor grado se debe usar unainspeccin electromagntica. Aquellas tuberas que presenten defectos de 5 a12,5% de su espesor de pared no deben usarse.

Acoplamientos de tubera de grado C-75 y mayores deben ser inspeccionadascon el mtodo de partculas magnticas, y por el mtodo visual.

Tubera de grado N-80 y mayores deben ser inspeccionadas con el mtodoelectromagntico, si presentan defectos de corrosin.

Sarta de Tubera


12/35



Realizado por:

Luis RodrguezAlexis GonzlezIng. de Petrleo



En la actualidad existe una gran diversidad

de empacaduras en el mercado, pero todasellas poseen bsicamente la misma

estructura

MandrilMandril

Cuas

Cono

ElementoSellante

Bloque defriccin

2. Empacaduras

Definicin. Es una herramienta de fondo que seusa 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 arr iba.

DefiniciDefinicin.n. Es una herramienta de fondo que seusa 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.


13/35



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

de formacin entre al anular tubera-revestidor.

Proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de

alta produccin o presiones de inyeccin.

Mantener los fluidos de la formacin alejados de la seccin del

revestidor que est por encima de la empacadura.

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

anular. Aislar perforaciones y zonas de produccin en completacionesmltiples.

Permitir el uso de ciertos mtodos de levantamiento artificial.

2. Empacaduras/ Funciones



DefiniciDefinicin.n. Es un medio o conducto interior que

permite mantener todas las secciones del

obturador como un sistema individual (unidades de

sellos, conos, cuas, vlvulas y bloques de

friccin), de esta forma comunica el flujo que

proviene de la formacin con la tubera deproduccin y contina su recorrido hasta la

estacin de flujo.

MandrilMandril

2.1 Mandril de Flujo


14/35



DefiniciDefinicin.n. 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.

2.2 Cono



DefiniciDefinicin.n. Son piezas metlicas 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 Cuas


15/35



DefiniciDefinicin.n. Son los sistemas fundamentales para lograrel aislamiento hidrulico. Estn constituido bien sea por una

pieza o varias hasta tres anillos de elastmeros, construidos

de nitrilo y que pueden ser fabricados de diferentes dureza

de acuerdo a rangos de presin y temperaturas donde se

vayan a usar.

Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se

comprime para formar un sello contra la tubera de

revestimiento. Durante la compresin, el elemento de goma

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

la tubera de revestimiento.

2.4 Elementos Sellantes



Tipo ElementosSellantes

Presin deTrabajo(psi)

Temperatura de fondo(0F)

I

Un solo elemento

Sellante 5000 250

II Dos o ms 6800-7500 275

III Dos o ms 10000 325

IVEspeciales para H2S

y CO215000 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


16/35



Estos son una parte esencial de muchos tipos deempacaduras para asentarlas y en algunos casos pararecuperarlas.

Pueden ser: flejes, en resortes o bloques de friccin ycada uno de estos proporciona las fuerzas desostenimiento necesarias para asentar la empacadura.

MandrilMandril

2.5 Dispositivos de Friccin



ClasificaciClasificacin de las Empacadurasn de las Empacaduras

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

1. Mecnicas.

2. Hidrulicas.

3. Permanentes.


17/35




De acuerdo a la caracterstica de la operacin superficialpara anclarlas se clasifican en:

1. Compresin o peso/rotacin.

2. Tensin.

3. Compresin/tensin/rotacin.

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.

1. Empacaduras Mecnicas



DefiniciDefinicin.n. Son sencillas debido a que poseen solo un sistema de

anclaje al revestidor, no tienen vlvula interna de circulacin, el elemento

sellante puede trabajar hasta 250F.

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

tubera en direccin de las agujas del reloj para que salga la J del perfil

interno del mandril, de esta manera salen las cuas y se coloca pesosobre el obturador para anclarlo al revestidor.

Para desasentarlos basta con tensionar la tubera.


1.a.1 Mecnicas: De Compresin


18/35



1.a.1. Mec1.a.1. Mecnicas: De compresinicas: De compresinn

Ventajas Desventajas

Bajo costo.

Se puede usar comoempacadura de tensin.

El dimetro interno estacompletamente abierto al flujo.

Pozos someros.

Yacimientos de baja presin.

No se pueden realizar a travsde ellos trabajos deestimulacin.


1.a.1 Mecnicas: De Compresin



DefiniciDefinici n.n. Similar a las sencillas, son equipos

recuperables, son dobles debido a que tienen doble

sistema de anclaje, el agarre mecnico igual a la

sencilla y adicional un sistema de candados hidrulicos

los cuales son accionados mediante presin hidrulica

y los mismos son localizados por debajo de la vlvula

de circulacin.


1.a.2 Mecnicas: De Compresin Dobles


19/35



DefiniciDefinicin.n. Son equipos recuperables y muy similares a

las empacaduras de compresin sencillas, la diferencia es

que presenta las cuas y cono invertidos, por esta razn el

sistema de anclaje es tensionando la tubera.

Su mayor aplicacin se encuentra en los pozos inyectores

de agua y en pozos productores someros y con tubera de

completacin de dimetros pequeos donde el peso de estaes insuficiente para asentar los obturadores de compresin

o peso.


1.a.3 Mecnicas: De Tensin Sencillas



Al igual que todos los anteriores son equipos

recuperables, presenta la versatilidad que se pueden

asentar aplicndole esfuerzos de compresin,

tensin y rotacin.


1.a.5 Mecnicas: De Tensin y Comprensin

Usado para produccin, inyeccin, fracturas, zonasaisladas y aplicaciones de cementacin remedial.

Posee capacidad de resistir altas presionesdiferenciales en caso de estimulaciones despus

de haber completado el pozo.


20/35



De compresiDe compresin Doblesn Dobles

ClasificaciClasificacin de las Empacaduras Mecn de las Empacaduras Mecnicasnicas

De TensiDe Tensin Sencillasn Sencillas De TensiDe Tensin yn yCompresiCompresinn



DefiniciDefinicin.n. Son equipos compuestos de iguales materiales quelas empacaduras mecnicas, la diferencia estriba en el mecanismo de

anclaje de stas que es mediante presin hidrulica. El procedimiento

de asentamiento es el siguiente:

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 efectan el anclaje de las

cuas as como la expansin de los elementos sellantes contra el

revestidor.

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


2. Empacaduras Hidrulicas


21/35



Completacin Sencilla conEmpacadura Hidraulica

Permite fijar la empacadura sin manipulacin de latubera.Comn en las aplicaciones costa afuera donde las

lneas del control de la vlvula de seguridadprevienen la rotacin de la tubera.

Permite la instalacin en un solo viaje, ahorrandotiempo de taladro.

Requiere dispositivo de tapn en la tubera para

fijar la empacadura.Tapon en niples de asiento.

Asentamiento a traves de bolas.

POP .

FlowCoupling

Sliding Sleeve

FlowCoupling

Hydrostatic Retrievable Packer

FlowCoupling

Seating Nipple

Spacer Tube

Ball Activated Pressure Sub

Perforated Spacer TubeNo-Go Seating Nipple

Wireline Re-Entry Guide



Estos equipos estn diseados para pozos de alta

presin 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 caractersticas del

yacimiento. Se pueden asentar mediante dos

mecanismos con guaya elctrica y con tubera de trabajo.

Forma parte del revestidor ya que al estar anclada hay

que fresarla para su remocin.


3. Empacaduras Permanentes


22/35




3. Empacadura Permanente con sello hidraulico

Gama completa de accesorios disponibles de completacin.

Diseada para altas presiones diferenciales sobre los

10.000 psi.

Diseada para aplicaciones de una zona y multi-zonas.

Es fijada en un solo viaje no requiere rotacin.

No es necesariamente bajada con guaya. Temperatura de 120 a 350F.



Accesorios de la empacadura Permanente

Localizadores de la empacadura Permanente.

Unidades espaciadoras.

Seal Bore and Mill-Out Extensions

Pata de mula.

Unidades sellantes.


23/35



Existen yacimientos que se encuentran saturados de

crudos pesados o de alta viscosidad, esta caractersticas

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

forma de estimular estos tipos de yacimiento es

inyectndoles vapor, con la finalidad de disminuir la

viscosidad del crudo y de esta manera se pueda sacar

con menor dificultad.

ClasificaciClasificacin de las Empacadurasn de las Empacaduras4. Empacaduras para Inyeccin de Vapor



Realizado por:Luis Rodrguez

Alexis GonzlezIng. de Petrleo


24/35



Niple de asiento

Mangas

Mandriles

Mandriles de bolsi llo lateral

Juntas de Expansin

Junta de Erosin

Off On Tool

POP

Equipos Adicionales para la Completacin



DefiniciDefinicin.n. Es un dispositivo tubular conectado a la

tubera de produccin que se coloca a una determinada

profundidad. Internamente son diseadas para controlar

la produccin en la tubera.

Bsicamente existen dos tipos de niples de asiento:

Selectivos.

No selectivos .

Equipos Adicionales para la CompletaciEquipos Adicionales para la Completacinn

Niple de Asiento


25/35




Su principio de funcionamiento est basado en el conjunto de cerraduras quehacen juego con las llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden sercolocados ms de uno en una corrida de tubera de produccin, siempre quetengan la misma dimensin interna.

Se utiliza para: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 demedicin.

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

disminucin de dimetro llamado no pasa (NOGO),

para localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto,

el dimetro exterior del dispositivo deber ser

ligeramente mayor que el dimetro interno ms

pequeo.

En el mercado, existen multiples marcas disponibles,

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


b) Niple de Asiento: No Selectivo

No-GoShoulder

Seal Bore


26/35



DefiniciDefinicin.n. Son dispositivos compuestos

por una manga interior, la cual debe abrirse o

cerrarse por mtodos de guaya, para permitir

la comunicacin o separacin de los fluidos

hacia la tubera. Estas permiten, traer pozos a

produccin, matar pozos, lavar arenas y la

produccin de pozos de mltiples zonas.

Equipos Adicionales para la CompletaciEquipos Adicionales para la CompletacinnMangas




Las mangas pueden ser utilizadas

como:

a. MANGAS DE CIRCULACIN

b. MANGAS DE PRODUCCIN

Mangas


27/35



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 ocasionando flujo turbulento

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

al paso de fluidos.

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 en el pozo para crear

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

coloca en la tubera de menor dimetro y en caso de no tener mandriles de

gas lift se pueden usar para la inyeccin de gas.

a. Mangas de Circulacin

b. Mangas de Produccin



DefiniciDefinicin.n. Estos forman parte de la

tubera de produccin y en ellos se

instalan las vlvulas que servirn para

realizar el levantamiento artificial por gas

a las profundidades requeridasadmitiendo el gas en la tubera.


Mandriles de LAG


28/35



DefiniciDefinicin.n. Es una herramienta que esta

compuesta bsicamente de dos componentes

principales que son el cuerpo o camisa y el

mandril deslizante.

Equipos Adicionales para la CompletaciEquipos Adicionales para la CompletacinnJuntas de Expansin

Camisa

Niple



DefiniciDefinicinn .. Es una herramienta que permite el acople y

desacople de Ia tubera de produccin sin comprometer Ia

caracterstica de Ia sarta de completacin esto permite desconectar a

tubera sin desasentar Ia empacadura.

VentajasVentajas

Acople rpido de J triple. Permite el uso de tapones tipos X.

Desconecta Ia tubera sin desasentar Ia empacadura.

On Off Tool


29/35



VentajasVentajas

Para taponear provisionalmente las sartas de completacin o tubera.

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

hidrulicas.

MedidasMedidas

23/8 27/8, 31/2, 41/2, segun requerimientos del cliente.

DefiniciDefinicin.n. Es utilizado en las completaciones donde se utilizan

empacaduras de asentamiento hidrulico, asi como tambin con las

empacaduras mecnicas donde sea necesario probar Ia sarta de

completacin.

P O P Tapn Expulsable por Bombeo)



Realizado por:Luis Rodrguez

Alexis GonzlezIng. de Petrleo


30/35



DefiniciDefinicin.n. Son aquellos que se bajan con guaya y

se instalan a la tubera de produccin; los cuales

permiten llevar a cabo trabajos de mantenimiento

subsuperficial, sin tener que parar el pozo o sacar la

tubera de produccin. Tambin proporcionan

facilidades para instalar equipos de seguridad en el

subsuelo.

Equipos Adic ionales para la Produccin




Los trabajos con equipos de produccin se realizan con guayafina, Ia cual permite lo siguiente:

Taponar Ia tubera de produccin para:

Reparar o reemplazar el cabezal de producc in.

Probar fugas en la tubera de produccin .

Hacer produccin selectiva, a travs de una camisadeslizante.

Permitir la bajada de un can en un pozo de altapresin.


31/35



Circular el pozo sobre Ia empacadura para:

Matar el pozo, desplazando el fluido contenido en latubera de produccin por otro de mayor densidad.

Colocar vlvulas de seguridad subsuperficiales.

Colocar equipos especiales, tales como:

Estranguladores de fondo .

Reguladores de fondo.Vlvulas de levantamiento artificial por gas.




Tapones recuperados de eductor.

Vlvulas de seguridad.



32/35



DefiniciDefinici n.n. Son empleados para taponar la tubera de

produccin y tener posibilidad de realizar as trabajos de

mantenimiento y reparacin subsuperficial.

Existen tres tipos bsicos de tapones recuperables, los

cuales son asentados en niples o en tubera de produccin o

eductor y recibir as presin por encima, por debajo o en

ambas direcciones, bajo condiciones de operacin.

Equipos Adic ionales de ProducciEquipos Adic ionales de ProduccinnTapones Recuperables de Eductor



Los tapones X, XN, H estn

diseados para bloquear una presin

superior e inferior, el cual es colocado con

un equipo de Wire Line.

Cada perfil de tapones estn diseados

para ser asentados en n iples que tengan el

mismo perfil que tenga el tapn.

Tapones Recuperables de Eductor


33/35



El tapEl tapn tipon tipo EE :: es

asentado en un Niple de

asiento E.

Su funcionamiento

operativo es taponear,

aislar arenas productoras

de otras.

Tapones Recuperables de Eductor

ElEl TapnTapn XX :: tambin

puede ser usado en las

Camisas de Circulacin

tipo X para detectar

cualquier fuga que

pueda existir en Ia

camisa.



Son llamadas tambin vlvulas de tipo hidrulicas y cumplen

su funcin de cortar el flujo una vez recibida una seal

automtica o manual desde superficie.

El mtodo de control puede diferir, pero el principio consiste

en aplicarle presin desde una fuente ubicada en la superficie,para mantener la vlvula abierta; debe mantenerse una

presin de 4000 psi a travs de la lnea de control para que

est completamente abierta.

Vlvula de Seguridad de Control Superficial

Equipos Adicionales de ProducciEquipos Adicionales de Produccinn


34/35



Son aquellas que cumplen su funcin de cierre

del flujo cuando existe una variacin en las

condiciones de fondo, sin que se requiera de

ninguna fuente emisora de seal en la superficie.

Existen dos tipos de estas vlvulas:

Vlvula de seguridad operada por presin.

Vlvula de seguridad diferencial.

Vlvula de Seguridad de Control SubSuperficial

Equipos Adic ionales de ProducciEquipos Adic ionales de Produccinn



CABEZALCABEZAL

DEL POZODEL POZO


35/35



ArbolArbol de Navidadde Navidad

SecciSeccin Bn B

O.C.TO.C.T

SecciSeccin An A

O.C.TO.C.T

SecciSeccin Bn B

O.C.TO.C.T

SecciSeccin Bn B

O.C.TO.C.T

SecciSeccin Bn B

O.C.TO.C.T

SecciSeccin An A

O.C.TO.C.T

SecciSeccin An A

O.C.TO.C.T

SecciSeccin An A

O.C.TO.C.T

RBOL DERBOL DE

NAVIDADNAVIDAD

2[1].1 Herramientas de Completacion

Documents

Transcript of 2[1].1 Herramientas de Completacion