Selección y diseño de sarta de tubería

11 ©© CMPC Consultores, C.A. - 2007
Herramientas de Completación
Abril, 2007Ing. Luis Rodríguez
©© CMPC Consultores, C.A. , 2007
HERRAMIENTASHERRAMIENTAS
DEDE
COMPLETACIONCOMPLETACION
Capítulo 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
EQUIPOSEQUIPOS
DEDE
SUBSUELOSUBSUELO

DEDE
Sarta 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 producción
Camisa 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 Tuberías
Sarta 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. VisualVisual
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

DEDE
Empacaduras

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
(0
F)
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 Mecánicas
De Tensión SencillasDe Tensión Sencillas De Tensión yDe 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

DEDE
Equipos 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)

DEDE
Equipos 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.

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 Superficial

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 SubSuperficial

CABEZALCABEZAL
DEL POZODEL POZO

Arbol de NavidadArbol de Navidad
SecciSeccióón Bn B
O.C.TO.C.T
SecciSeccióón An A
O.C.TO.C.T
O.C.TO.C.T
O.C.TO.C.T
O.C.TO.C.T
O.C.TO.C.T
O.C.TO.C.T
O.C.TO.C.T
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DEDE
Capítulo 2A

Selección y diseño de sarta de tubería

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