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Terminación y Reacondicionamiento de Pozos

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  • 1. TERMINACION DE POZOSINTRODUCCIONDespués de la conclusión del trabajo deperforación, prosigue la cementación de la cañería deproducciónCOMPLETACIONEs el conjunto de operaciones ejecutadas desdeel momento en que se baja la cañería de producciónOperaciones principales:Reperforación del CementoCambio del fluidoRegistros eléctricos (CBL, GR-CCL)Baleos de cañería (zona de interés)Pruebas de Evaluación,Empaque de grava en OH ó en cañeríaBajado de arreglo final de producción.Instalación del arbolito de producción.
  • 2. ESTRATIGRAFIAEscarpmentTaiguatiTarijaTupambiIquiriCarboniferoIquiriLos MonosHuamampampaHuamampampaHuamampampaLos MonosArenas noconsolidadasIntercalaciones de arcillasDiamictita yarenasArcillasLutitas conarenasArcillasmicáceasArenas conintercalaciones deLutitasLutitaslimosasAreniscasLITOLOGIALutitas conintercalacionesde arenasDefinición de Terminación(Completación)TERMINACION DE POZOSSe definen como las actividadesque se efectúan, posterior a laperforación del hoyo principal,hasta que se coloca el pozo enproducción.
  • 3. FACTORES QUE DETERMINAN ELDISEÑO DE LA TERMINACIÓN DEPOZOSTERMINACION DE POZOS.• Tasa de producción requerida.• Reservas de zonas a completar.• Mecanismos de producción en las zonaso yacimientos a completar.• Necesidades futuras de estimulación.• Requerimientos para el control de arena.• Futuras reparaciones.• Consideraciones para el levantamientoartificial por gas, bombeo mecánico, etc.• Posibilidades de futuros proyectos derecuperación adicional de petróleo.• Inversiones requeridas.
  • 4. Los criterios de diseño de las terminaciones dependen de: Técnicas de producción (productividad del pozo). Posibilidades de reparación futuras (problemasmecánicos de fondo y otros).El mejor diseño proveerá la operación mas rentable de unpozo de petróleo o gas a lo largo de su vida útil.Un diseño deficiente llevara a elevados costos operativos,abandono prematuro, y reservas no recuperadas.CRITERIOS DE DISEÑOTERMINACION DE POZOS
  • 5. • Hay tres métodos básicos para terminar un pozo:Pozo abierto.Entubado y baleado.Con empaque de grava en OH ó CHMÉTODOSTERMINACION DE POZOS
  • 6. POZO ABIERTO.Pozo AbiertoFormaciónproductoraCementoFig. 1: Terminación a pozo abiertoQue consiste en instalar y cementar lacañería de revestimiento encima delnivel superior de la zona productoradejando libre a la formación para quefluya a través de la cañería ó tuberíade producción.Usado en yacimientos de formacionesduras y compactas con buenasacumulaciones de reservas dehidrocarburos líquidos donde no se vaa presentar problemas de producciónde arenas.TERMINACION DE POZOS
  • 7. POZO ENTUBADO Y BALEADO.TERMINACION DE POZOS•Este es el método de terminación convencional, que consisteen alcanzar con la cañería de revestimiento hasta el tope inferiorde la arena productora donde descansa el zapato de la cañería.•Una vez cementada la cañería de revestimiento se procede a al baleo ycontrolando estrictamente el equilibrio de presiones para tener en todomomento que PH = PFo.•Luego proceder a la instalación de la tuberia de producción.•Este es el tipo de terminación recomendada en todo tipo de pozos y suventaja radica en el hecho de que se mantiene durante todo el trabajo deproducción del pozo las presiones controladas.
  • 8. Fig. 2: Terminación con entubación y baleoSustituto para medicionesBaleos o punzadosFormación productoraCañería derevestimientoTubing deproducciónNiple No-GoBaleos opunzados(a) Sin Tubing (b) Con tubing de producciónPOZO ENTUBADO Y BALEADO.TERMINACION DE POZOS
  • 9. TERMINACIÓN CON EMPAQUE DE GRAVA.•Que se utiliza en pozos cuyas niveles productores son estructuralmentedébiles, que ofrecen poca resistencia a la fuerza originada por los fluidosque arrastran arena desde el interior de la formación al fondo de pozo,taponando los baleos y los componentes del arreglo de fondo como losfiltros y las válvulas, con la consiguiente obstrucción final del flujo de lamezcla de hidrocarburos.•Para evitar este problema el método de control consiste en colocarempaques de grava en el fondo de pozo utilizando una granulometríadeterminada mezclando arenas, por ejemplo con resinas para formar unapared permeable artificial con porosidad adecuada para no obstruir el flujode los fluidos.TERMINACION DE POZOS
  • 10. PackerTubingBlank PipeSump PackerProppant(gravel)CasingFig. 3: Terminación con empaque de gravaTERMINACIÓN CON EMPAQUE DE GRAVA.TERMINACION DE POZOS
  • 11. Filtros de Malla MetalicaHES PoroPlus™/PoroMaxTubo interior perforadoMalla de alambre tejidoCapa de DrenajeCamisa externa perforadaBaker ExcluderBJ StratapacSchlumberger ExcelFlow
  • 12. Dos mallas internas: una soldada al tubo base y otratipo membrana que envuelve a la anteriorÁrea de flujo aproximado de 30%La camisa externa protege contra la erosion.Excluder (Baker)
  • 13. Stratapack (BJ)Posee 4 membranas aglomeradas, envueltas por 2 mallasGran área de flujo (30%)Buena resistencia a daño mecánico y taponamiento.
  • 14. Filtros ExpandiblesWeatherfordTubo base ranurado4 membranas filtrantessuperpuestasMandril de expansion / Cono deexpansion
  • 15. •Los fluidos de terminación o reparación de pozos sonaquellos que entran en contacto con la formación productivadurante el ahogo, la limpieza, el taponamiento de fondo, laestimulación o el baleo (punzado).•El contacto de los fluidos de intervención con la formaciónserá una fuente primaria de daño por influjo (contrapresión).Este contacto fluido/pozo no puede ser evitado. Por tal motivoel Supervisor de campo debe elegir fluidos que minimicen laposibilidad de daño.(se debe elegir fluidos que seancompatibles con la formación)TERMINACION DE POZOSFLUIDOS DE TERMINACIÓN.
  • 16. Un fluido de intervención sucio puede reducir la permeabilidadtaponando los canales de flujo. Aun los fluidos relativamentelimpios pueden provocar daño de formación por inyección demicropartículas.TERMINACION DE POZOSFLUIDOS DE TERMINACIÓN.
  • 17. ESQUEMA DE POZOControl de flujo y aislamiento.Sostenimiento de Cañería y Tuberíaaislamiento de seguridad subsuperficialInyección de GLS ó circulación/inyección de fluido.Circulación de fluidoEfectuar sello en sealbore del packer.Aislar tubería y anular ó entre zonas productoras.Asentamiento de tapones, registradores de presión (M.G.)Aislar tuberías o niveles productores/invadidos de agua.Reentrada de cable ó herramienta.Arbolito de Producción(XMAS TREE)WELLHEADVALVULA DE SEGURIDAD"SSSV"MANDRILES PARA GLS(SIDE POCKET MANDREL)(S)CAMISA DE CIRCULACION(SLIDING SLEEVE)CONJUNTO DE SELLOS(SEAL ASSEMBLY)PACKERNIPPLEWIRELINE RE-ENTRY
  • 18. Arbolito de producciónEs un conjunto de válvulas, bridas, carretelesY conexiones.Función:•Control del flujo de fluidos del pozo.•Control de acceso con wireline, C.T. .WellheadElevación de tubulares• acceso al espacio Anular.• Instalación de BOP’s/ y arbolito de producción.2.1/16”, 2.9/16”, 3.1/8”
  • 19. Tipos de TerminacionesConfiguración Terminación SimpleTerminación Simple básica, Pozo Vertical.Se aplica en pozos con un solo nivelproductor donde se instala una solacolumna de tubería de producción,con un packer para terminaciónsimple y un árbol de navidad paraterminación simple que puede ser debaja, mediana y alta presión. Lasterminaciones simples pueden serinstaladas en pozos petrolíferos ypozos gasíferos.
  • 20. Tipos de TerminacionesConfiguración Terminación Simple
  • 21. Cañería 7”N-80, P-110,26-29 #/ftZap. 2961 m.2677 m.2680.7 m.2686.26 m.Taig Y.Cañería 9.5/8”N-80, 40, 43 Lb/ftC.F.2701.8 -2 702 m.2830 m.T.T.C. 2890 m.CF. 2900-1.5 m.2788m..P.F. 2964 m.Taig W Inf.Taig W Sup.Unión de flujoNiple asiento selectivoCamisa de circulaciónPacker de producciónConfiguración Terminación SimpleTubing
  • 22. Tipos de TerminacionesConfiguración Terminación DobleTerminación de dos sartas de tuberías paralelas.Las terminaciones dobles se dividenen:•Instalación de dos sartas de tuberíaparalelas•Terminación doble con una sola sartade producción•Terminación doble con la instalaciónde tuberías concéntricas
  • 23. Tipos de TerminacionesConfiguración Terminación DobleTerminación doble con una sola sarta deproducciónTerminación doble con la instalación de tuberíasconcéntricas
  • 24. CONFIGURACIONESCañería 7”N-80, P-110,26-29 #/ftZap. 2961 m.2226.7 m.2631 m.N° ACCESORIOS LINEA LARGAACCESORIOS LINEA CORTA12345678Niple Sello “J”Red. 2.7/8” Hyd. x 2.3/8” HydNiple asiento “N”9 Pzas. Tub. 2.3/8 cs. 4.7 #/ft. N-80Pup 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.91011121314152677 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 SUPERIORPACKER SUPERIORMarca: Otis Tipo: Recup.Tamaño: 7” Modelo:”RDH”PACKER INFERIORPACKER INFERIORMarca: Otis Tipo: Recup.Tamaño: 7” Modelo: BK-“D”OD 2.7/8” Grado: N-80 Peso: 6.5#/ftTipo: Hydril cs Piezas: 264OD 2.3/8” Grado: N-80 Peso: 4.7 #/ftTipo: Hydril cs Piezas: 274Taig Y.Cañería 9.5/8”N-80, 40, 43 Lb/ftC.F.2701.8 -2 702 m.N°PACKER INTERMEDIOPACKER INTERMEDIOMarca: Otis Tipo: Recup.Tamaño: 7” Modelo:”PW”TUBERIASL.L.L.C.2830 m.T.T.C. 2890 m.CF. 2900-1.5 m.2788 m..P.F. 2964 m.8611Prof (m)27042690.72641.82686.22674265227652786.5Taig W Inf.Taig W Sup.Fig. 6: Configuración Tubing-PackerTerminación Dual
  • 25. Tipos de TerminacionesConfiguración Terminación TripleTerminación vertical TripleTerminación vertical Triple con trestuberías
  • 26. Tipos de TerminacionesMÉTODOS DELEVANTAMIENTO ARTIFICIALExisten diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales seencuentran los siguientes:•Bombeo Mecánico Convencional (BMC),•Bombeo Electrosumergible (BES),•Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),•Bombeo Hidráulico (BH)•Levantamiento Artificial por Gas (LAG).:
  • 27. Tipos de TerminacionesBOMBEO MECÁNICOCONVENCIONALEste método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acciónreciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta decabillas. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, lacual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes ycorreas. El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en elámbito mundial en la producción de crudos pesados y extrapesados, aunquetambién se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomiendaen pozos desviados,
  • 28. Tipos de TerminacionesBOMBEOELECTROSUMERGIBLE.Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producirgrandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandespotenciales. Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producidoson también elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalación de estetipo puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquierfluido o crudo, con los accesorios adecuados para cada caso
  • 29. Tipos de TerminacionesBOMBEOELECTROSUMERGIBLE.Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de desplazamientopositivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómerogeneralmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto debombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que sedesplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotorgira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta decabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor –reductor acoplado a las cabillas.
  • 30. Tipos de TerminacionesBOMBEO HIDRÁULICOLos sistemas de Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de unfluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este fluido conocidocomo fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsueloque actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido aenergía potencial o de presión en el fluido producido que es enviado hacia lasuperficie. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos quepueden provenir del mismo pozo
  • 31. Tipos de TerminacionesBombeo Hidráulico Tipo Jet.Los principales componentes de la bomba Jetson la boquilla, la garganta y el difusor. Elfluido motor entra a la bomba por la partesuperior de la misma, inmediatamente el fluidopasa a través de la boquilla, de este modo todala presión del fluido se convierte en energíacinética. El chorro de la boquilla es descargadoen la entrada de la cámara de producción, lacual se encuentra conectada con la Formación.De esta manera, el fluido de potencia arrastraal fluido de producción proveniente del pozo yla combinación de ambos fluidos entra a lagarganta de la bomba. La mezcla de los fluidosse logra completamente en los límites de lagarganta, debido a que su diámetro es siempremayor al de la boquilla. En este instante elfluido de potencia realiza una transferencia deenergía al fluido de producción.
  • 32. Tipos de TerminacionesLEVANTAMIENTO ARTIFICIALPOR GAS (LAG).Este Método de Levantamiento Artificialopera mediante la inyección continua degas a alta presión en la columna de losfluidos de producción (Flujo continuo), conel objeto de disminuir la densidad del fluidoproducido y reducir el peso de la columnahidrostática sobre la formación,obteniéndose así un diferencial de presiónentre el yacimiento y el pozo que permiteque el pozo fluya adecuadamente. El gastambién puede inyectarse a intervalosregulares para desplazar los fluidos haciala superficie en forma de tapones de líquido(Flujo intermitente).
  • 33. Equipos Básicos.Equipos subsuperficiales que abarca desde el fondode pozo hasta la base inferior del árbol de navidad,donde esta asegurada a través de los colgadores detubería.Equipos superficiales que comprende a todas lasinstalaciones que abarca desde boca de pozo, con elárbol de navidad pasando por las líneas de descargasy de flujo hasta los separadores gas – petróleo.
  • 34. 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 elfondo 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 deproducción.Controlar con los equipos superficiales los caudales y laspresiones de circulación a través de las líneas de flujo y dedescarga.Realizar una eficiente separación gas – petróleo – agua en lasbaterías de separadores.
  • 35. Colgador de tubería (Tubing Hunger)Conectado al tope de la sarta de prod.Su función es sostener la misma.Promueve el sello tanto en el E.A. como del interiorde la tubería de producción con la ayuda del tapónBPV.Back Pressure Valve ó Two way Check.Es una válvula que se instala en el tubing Hunger.En un solo ó doble sentido y es del tipo check
  • 36. TUBERIAEs un elemento cilíndrico hueco compuesto de acero,con una geometría definida por el diámetro y elespesor del cuerpo que lo conforma.Es fabricada bajo los sgtes parametros:•Resistencia a la tensión•Resistencia al colapso.•Resistencia al reventamiento.•Resistencia a la corrosión.•Diametro interno/externo•Longitud de la tuberia.•Tipo de rosca inferior y superior.•Peso nominal (acoplamiento/sin acoplamiento)•Grado•Espesor de pared•Drift
  • 37. • Sin Costura (seamless)• Soldados por resistencia eléctrica (Electric resistance weld)Tipos de ManufacturaGrado de la tubería API.• La micro estructura del acero y las propiedades mecánicas puedenser dramáticamente cambiadas mediante aleaciones especiales ypor medio de tratamiento de calor.• Debido a esto, se pueden fabricar diferentes grados de tubería paralas diferentes situaciones y condiciones de reservorio
  • 38. • El API a adoptado una designación de GRADO a la tuberíadefiniendo 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)
  • 39. Conexiones• Una conexión es un objeto mecánico usado para unir la tubería y accesorioscon el fin de formar una sarta de tubería continua.Por que es tan importante?Las fallas en la tuberia > 90% son debidas a las conexionesTIPO DE ROSCA1. Rosca cuadrada2. Rosca Triangular.3. Rosca HydrillEUE=External upset.NPT= No press Temp.REG= Regular Comun.Hyd= Hydrill
  • 40. 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 ser menorque el espesor tabulado Su tolerancia debe ser -12.5%Diametro internoEl diámetro interno d, esta gobernado por el diámetro externo yla tolerancia de la masa
  • 41. ANALISIS DE ESFUERZOSResistencia al Reventamiento• Es la capacidad de la tubería para soportar la presión interna sin presentarfalla alguna.Presión externa ó colapsoEs la capacidad de la tubería para soportar la presión externa, sin experimentarfalla 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.
  • 42. 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)
  • 43. Dispositivos de circulaciónFuncion ó objetivo:•Permitir circulación entre la tuberia 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.
  • 44. PackersEs un elemento de sello de cuñas, gomasy mordazasSu 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 completacionescon GLSSegún Requerimiento pueden ser:•Simple, Dobles.•Permanente, recuperableTipo de anclaje:•Hidráulicos, mecánicos,eléctricos (adapt kit), inflables
  • 45. Packer SimpleRecuperableTipos de arregloPacker permanenteTub. capilar
  • 46. Conjunto de sellosFunción:•Localizar sealbore del packer, realizar sellohermético dentro del mismo.•También puede ser retractable, es decir que se acomode al movimientode la tubería (sello dinámico).•Puede ser fijo (sello estático) incorporando unas cuñas lasmismas que se agarran en el tope del packer.
  • 47. Sistemas de control de Flujo (Nipples)Permiten la instalación de:•Tapones•Chokes•Medidores de presiónUso de un nipple con perfil para lock mandrel
  • 48. Flow Couplings (B. joint)Son piezas importantes para alargar la vida delarreglo en el pozo, poseen un espesor de paredmayor al de la tubería. Su función es minimizarel impacto de la erosión de flujoAplicaciones:Se instala por encima y por debajo del nipleasiento, válvula de seguridad, camisa decirculación ó alguna otra restricción que causeturbulencia.Caracteristicas:•Mínimo 0.91 m de largo•Espesor mayor al de la tubería.Beneficios:•Alarga la vida del arreglo de completación.Tubos Complementarios
  • 49. Pup Joint:Aplicación:Son componentes tubularesque sirven para dimensionary espaciar arreglos de producción.Caracteristicas:Existen de variado diámetro y longitudBeneficiosFácil espaciamiento de sartas deproducción.
  • 50. Blast Joints:Son tubulares de mayor espesor de paredque la la tubería de producción.Aplicación:Utilizado para prevenir el daño a la tuberíaSe coloca frente a los baleos.Se puede utilizar en una ó varias zonas.Caracteristicas:Disponible en logitudes > 5 ftEspesor de la pared mayor al del tubing.Beneficios:Alarga la vida útil de la tubería de producción.
  • 51. REENTRY GUIDEDiseñado para proveer acceso de herramientasde wireline a la tuberia.AplicaciónEs instalado en el fondo de la sarta de producciónSirve como ayuda para la reentrada de las herramientasde wireline, que pudieron haber sido bajadas por debajodel fondo de la sarta de tuberia de completación.Beneficio del diseño.ID Biselado, Es de gran ayuda para recuperarHerramientas de wireline que estan por debajo de la sarta.
  • 52. Junta de SeguridadHerramienta que permite la liberación de la sartaAplicaciónParte componente del arreglo de producciónPrueba. Es instalado por debajo del packer superiorCaracterísticaHerramienta provista de pines para liberaciónBeneficioPermite la liberación de la sarta con Tensión en casode aprisionamiento.Junta de expansión GiratoriaJunta telescópica de longitud variable concéntrica giratoria(Swivel)AplicaciónEn corridas (bajado) arreglo finales dobles de producciónCaracterísticaDiámetro y longitud variablesBeneficioPermite compensar diferencia de alturas cuando se baja2 sartas paralelas
  • 53. Junta de expansiónJunta telescópica concéntrica que permite movimientovertical de la sartaAplicaciónUtilizado en sarta de terminación y prueba de pozos.CaracterísticaDiámetro y longitud variableBeneficioPermite el movimiento vertical de la sartaJunta GiratoriaJunta giratoria tipo swivel.AplicaciónTodo tipo de sarta de producciónCaracterísticaVariedad de diámetros y gradoBeneficioPermite realizar uniones con restricciones de rotación ensuperficie.
  • 54. Combination CouplingCrossover BxB, de diametro interno adecuado.AplicaciónSartas de producción.(..)CaracterísticaVariedad de diámetros y longitud pequeñas.BeneficioPermite realizar conexiones en la sartaFlow sub (Nipple de Flujo)Pieza tubería ranurada (perforada) que permitela entrada de fluido del reservorio a la sarta producciónAplicaciónPruebas de pozos TCP, arreglos de produccióncon cañones descartablesCaracterísticaTubo ranurado de diferentes diámetros de longitud pequeñaBeneficioPermite la entrada del fluido del reservorio a la tubería deproducción.
  • 55. Straight Slot No Go LocatorLocalizador del tope del packer (deslizamiento)AplicaciónSartas de producciónCaracterísticaDiámetro > al diámetro del sealbore del packer.BeneficioPermite conocer que longitud de los sellos han sidoEnchufados en el sealbore del packer.
  • 56. Catcher SubNipple que retiene la bola de asentamiento.AplicaciónRetener la bola de asentamiento del packerCaracterísticaNiple con perfil para que no pase la bolaBeneficioPermite retener la bola de asentamiento del packerdespués que el mismo fue anclado y el asiento dela bola roto.Nipple de extensiónNipple de extensión entre sellos para optimizar lasdimensiones del ensamble de sello.AplicaciónUtilizado para espaciar el ensamblaje de sellosCaracterísticaTubo liso de longitud y diámetro variableBeneficioEs utilizado entre sellos para optimizar las dimensionesdel ensamblaje de los mismos.
  • 57. Seal Bore extensionPieza de tubería de diámetro interno pulidoAplicaciónEn packers de sartas de producciónCaracterísticaDiferentes diámetro y longitud.BeneficioReceptor del conjunto de sellos, entre ambos realizansello hermético aislando la tubería del E.A.Millout ExtensionPieza tubular lisaAplicaciónParte del arreglo final de producción ubicada pordebajo del packerCaracterísticaDiámetro y longitud variableBeneficioPermite fresar y enganchar packer en un solo viaje.
  • 58. CrossoverAdaptador de cruce de rosca y diámetroAplicaciónSartas de terminación (Pruebas, TCP- DST etc)CaracterísticaVariedad de diámetro y tamaño.BeneficioPermite efectuar combinaciones de rosca y diámetroEn la sartaMule shoe guidePata de mulaAplicaciónGuia de la sartaCaracterísticaTubo de corte transversal.BeneficioPermite guiar la sarta de producción en la cañería
  • 59. Mechanical gun releaseHerramienta que permite la liberación de la sarta TCP.Aplicación:En arreglos finales de producción con cañones descartablesCaracterísticaLiberación mecánica ó automática. Si es mecánica para liberarlase debe utilizar slickline ó CT.BeneficioLibera los cañones de la sarta de producción haciendo que losmismos caigan al fondo del pozo, permitiendo flujo pleno del pozo.Safety SpacerSon cañones sin cargas.AplicaciónEn arreglos TCPCaracterísticaCañones sin cargas de diferentes diámetro y longitud.BeneficioPermiten separar los cañones de la cabeza de disparoHerramientas utilizadas durante el baleo TCP
  • 60. Mechanical Firing HeadMecanismo que actúa mecánicamente al ser accionadopor un golpe de jabalinaAplicaciónBaleos del tipo TCPCaracterísticaActuador mecanico que con golpe acciona el percutorBeneficioPermite bajar los cañones y la sarta de producción ó pruebay efectuar pruebas de hermeticidad de las mismas sin riesgode detonación de los cañones.Firing Head AdapterCross-over con mecha (primacord)AplicaciónBaleos TCPCaracterísticaCross-over con mecha (hilo de pólvora)BeneficioPermite unir la cabeza de disparo con la sarta de cañones
  • 61. Bull PlugTapón ciegoAplicaciónSe coloca al final de la sarta de producciónCaracterísticaTapón ciego (diferente diámetro)BeneficioCerrar la punta de la sarta y servir como guíade 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 unExplosivo de carga lenta, este desplaza el fluidode una cámara moviendo un pistón que accionael mecanismo de anclaje.
  • 62. CaracteristicasParte integral del ensamblaje del packer para completacionesBeneficios:Control de fluidos despues del empaque de grava.Posee una manga que la proteje de roturas prematuras.Ceramic FlapperEstan diseñadas para controlar la perdida de fluidosdespues del empaque de grava. La valvula que es de formade una chapaleta, Se cierra inmediatamente sale el conjuntode waspipe.

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