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CAPITULO IV: EQUIPOS SUPERFICIALES Y SUBSUPERFICIALES DE PRODUCCIÓN Ing. Alizon Triny Huallpara Lliully

1. INTRODUCCIÓN

SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Un sistema de producción es aquel que tiene la capacidad de tran transspor portar fluido uido de rese eservor rvoriio has hasta la super uperfi ficcie y sepa separrarl arlo en petróleo, gas y agua. Los elementos mecánicos básicos del sistema de producción son: 1. Pozos ozos 2. Líneas de Conducción 3. Colec olecttor de Produc ducción 4. Separadores y equipamiento de proceso 5. Instru trumentos de medi medicción 6. Recip ecipie ient ntes es de Alma Almace cena nami mien ento to •

•

1. INTRODUCCIÓN

1. INTRODUCCIÓN

EQUIPOS UTILIZADOS •

Los equipos de producción de pozos gasíferos y petrolíferos se instala una vez que ha concluido la terminación y los siguientes trabajos: –

–

•

Toma de registros de producción Pruebas de formación

Los equipos básicos se agrupan en dos grupos: –

–

Equipos subsuperficiales que abarca desde el fondo de pozo hasta boca de pozo. Equipos superficiales que comprende a todas las instalaciones que abarca desde boca de pozo, con el árbol de navidad pasando por las líneas de descargas y de flujo, separadores gas – petróleo, facilidades de procesamiento y tanques de almacenamiento.

1. INTRODUCCIÓN

FUNCIONES DE LOS EQUIPOS •

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•

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•

•

•

Permitir la circulación de los fluidos de formación desde el fondo de pozo hasta la superficie. Soportar las presiones del flujo de los fluidos. Controlar a través de la tubería las velocidades de circulación. Controlar a través del árbol de navidad los caudales de producción. Controlar con los equipos superficiales los caudales y las presiones de circulación a través de las líneas de flujo y de descarga. Realizar una eficiente separación gas – petróleo – agua en las baterías de separadores. Realizar un eficiente procesamiento de petróleo o gas producido.

EXPOSICIONES •

EQUIPOS SUPERFICIALES

1. 2. 3. 4.

Cabe Cabezzal de prod produc ucci ción ón Árb Árbol de navid vidad Chok Chokes es o estr estran angu gula lad dores ores de flu flujo Separ Separado adore ress y facil facilida idades des de proce procesami samien ento to

•

EQUIPOS SUBSUPERFICIALES

5. 6. 7. 8.

Tubería de producción Va Valvulas Niples Niples y tapón ciego ciego Filtros y packers

(31 (31 de Octu Octubr bre) e) (31 (31 de Octub ctubrre) (7 de Novi Noviem embr bre) e) (7 de Noviem Noviembr bre) e)

(10 de Noviembre) (10 de Noviembre) (14 de Noviembre) Noviembre) (14 de Noviembre)

Preparar las exposiciones tomando en cuenta los siguientes parámetros: descripción general, características, clasificación, operacione operaciones, s, aplicación aplicación práctic práctica. a.

2. EQUIPOS SUPERFICIALES


EQUIPOS SUPERFICIALES •

•

Los Los equipo uiposs superfi rficiales son inst nstalados dos y ensa nsambla blados des desde boca de pozo una vez concluida la instalación de los equipos subsuperficiales. El objetivo de los equipos superficiales es el de controlar la circulación de los fluidos que salen desde el fondo de pozo con presiones y caudales programados y orientados hacia los sist sistema emass de circ circul ulac ació ión n super superfic ficia ial.l.


COMPONENTES •

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Cabezal de producción (wellhead) Árbol de navidad Líneas de flujo que son líneas de recolección y las líneas de descarga. Estrangulador de flujo o choque superficial. Manifold de control. Baterías de separación gas petróleo utilizadas en campos petrolíferos y de gas y condensado. Facilidades de procesamiento.


ACTIVIDAD GRUPAL 1 INSTRUCCIONES 1. Formar grupos de 4 personas. 2. Realizar un esquema de un árbol de producción (chritsmastree) considerando: –

–

–

–

El flujo de fluidos a superficie Necesidades de control de flujo y presión Necesidades de intervención otros

3. Tiempo de actividad: 15 minutos 4. Comparar e intercambiar ideas con otro grupo: 5 minutos 5. Presentar en clase su esquema

2.1. CABEZAL DE POZO

CABEZAL DE POZO-WELLHEAD

CABEZAL DE POZO

Conjunto de conexiones bridadas, válvulas, colgadores y otros para controlar la presión y caudal del pozo

Casing head (cabezal de casing)

Casing spool (carretel del casing) Tubing head/tubing spool (cabezal/carretel del tubing)


¿En qué etapa se encuentra este pozo?

Fuente: schlumberger


¿En qué etapa se encuentra este pozo?





FUNCIONES PRINCIPALES

Soportar cargas de tensión de tubulares suspendidos

Contener la presión

Permitir vigilar la seguridad del pozo

Ofrecer una base para el árbol de navidad


CASINGHEAD (CABEZAL DEL CASING) •

•

•

•

Es la sección más baja del ensamble del cabezal del pozo Durante la perforación de un pozo, a medida que cada cañería es desplegada, es necesarios instalar accesorios de superficie a los cuales el casing este sostenido. Cada parte del casing head provee elementos para sostener el peso del casing. Sirve como conexión entre la tubería conductora y el equipo de control del pozo y los

http://petrowiki.org/Wellhead_systems_for_land_drilling

INDIQUE CUAL ES EL CASING HEAD


CASINGHEAD (CABEZAL DEL CASING)

Características operativas •

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•

Soporta el casing. En su interior se localiza el casing hanger (colgador del casing) que centra y sella el espacio anular entre la pared del pozo y la tubería de revestimiento. El casing head permite conectarse o adaptarse al equipo de control del pozo y aislar el mismo de la atmósfera Cuando el esfuerzo sobre el casing es demasiado, se puede usar un plato base para una distribución más efectiva del peso




•

•





•

•



CASINGHEAD (CABEZAL DEL CASING) CLASIFICACIÓN

Está en función a las características operativas, configuración y completación, las pautas de clasificación son: Tamaño nominal Presión de trabajo Tipo de conexión (bridas, soldadura, otros) •

•

•


CASINGHEAD (CABEZAL DEL CASING) REQUERIMIENTOS BÁSICOS •

•

•

Conexión superior bridada API Conexión inferior con arreglo para soldadura o rosca Salida API (apernada, bridada o roscada)



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CASING HEAD (CABEZAL DEL CASING) colgador de casing Un colgador de casing es un mecanismo retenedor/empacador que soporta, centra, y usualmente sella una sarta de tubería en el cabezal del pozo. Hay tres categorias primarias de equipos que realizan la operación principal de soportar el peso del casing: •

•

•

Cuñas envolventes del casing que muerden las paredes del tubo y soportan el peso sin que provean ningún tipo de sello. Colgadores envolventes que emplean cuñas para soportar el peso del casing y tienen un mecanismo sellante automático. Colgadores tipo Mandrel el cual es roscado en el casing para soportar el peso de la tubería los cuales tienen también mecanismo de sello.


CASING HEAD (CABEZAL DEL CASING) colgador de casing Un colgador de casing es un mecanismo retenedor/empacador que soporta, centra, y usualmente sella una sarta de tubería en el cabezal del pozo. Hay tres categorias primarias de equipos que realizan la operación principal de soportar el peso del casing: •

•

•

Cuñas envolventes del casing que muerden las paredes del tubo y soportan el peso sin que provean ningún tipo de sello. Colgadores envolventes que emplean cuñas para soportar el peso del casing y tienen un mecanismo sellante automático. Colgadores tipo Mandrel el cual es roscado en el casing para soportar el peso de la tubería los cuales tienen también mecanismo de sello.


CASING SPOOL nSe instala sobre ó i cada sarta de c acañería l aintermedia t s n I

nAisla el anular ó i del casing c npreviamente u Finstalada de dP

utilizando sellos aislantes (pack off)

sSuperiores e e ninferiores para o i xadaptarse al ecabezal n opreviamente Cinstalado, el

BOP (perforación) y otro cabezal.

INDIQUE CUAL ES EL CASING SPOOL

INDIQUE CUAL ES EL CASING SPOOL


CASING SPOOL

ESPECIFICACIONES Tamaño nominal

Tipo/modelo

ID Casing

Diseño y especificaciones

Presión de Trabajo

Tamaño y rango de presión de salida

Conexiones laterales, inferior, superior


CASING SPOOL


Tipo/modelo

ID Casing


Presión de Trabajo




CASING SPOOL


Tipo/modelo

ID Casing


Presión de Trabajo




CASING SPOOL


Tipo/modelo

ID Casing


Presión de Trabajo




CASING SPOOL


CASING SPOOL sello aislante (pack off)

Sella el anular del casing con dos o-rings que están contenidos en ranuras en su parte interna y externa. El interno sella contra el diámetro externo del casing El externo sella contra la pared del casing spool •

•

•


CASING SPOOL sello aislante (pack off)

Sella el anular del casing con dos o-rings que están contenidos en ranuras en su parte interna y externa. El interno sella contra el diámetro externo del casing El externo sella contra la pared del casing spool •

•

•


TUBING HEAD (CABEZAL DEL TUBING)


TUBING HEAD (CABEZAL DEL TUBING) –

–

–

Hay a menudo confusión con los términos tubing head y tubing spool. Estos términos son usados de manera intercambiable frecuentemente El tubing head se monta directamente sobre el tramo conductor, y el spool es un cabezal que es montado en el tope de un ensamble previo de cabezales de pozo. De acuerdo a esta definición los tubing head son aquellos usados en pozos con una sola sarta de casing (usualmente pozos de baja presión)


TUBING SPOOL nUltimo ó i ccarretel a cinstalado i b U

oTubing spool t n junto al sello e i pack off m a l s i A

sSuperior: e nBOP en o i xcompletación e n oÁrbol de C

Navidad y equipo de bombeo












TUBING SPOOL Sostener tubería de producción

Sellar área entre cañería y tubería

Objetivos Proveer conexiones en superficie

Permitir control de flujo de gas y líquidos


TUBING SPOOL ESPECIFICACIONES Tamaño nominal

Tipo/modelo

Presión de Trabajo


OD tubería


Conexiones superiores e inferiores




Tipo/modelo

Presión de Trabajo


OD tubería






Tipo/modelo

Presión de Trabajo


OD tubería





soportar el peso del tubing

centrar la sarta de tubería un sello primario para evitar la conexión anular en el cabezal del pozo

TUBING SPOOL Tubing hanger Funciones


TUBING SPOOL Tubing hanger •

•

•

Se instala en la tasa superior del tubing head o tubing spool y son corridos a través del BOP Están disponibles para cualquier tipo de completación de producción Existen dos tipos –

–

Cuñas envolventes Mandril

http://es.scribd.com/doc/25988915/07-Cabezal-Del-Pozo-y-Arbol-de-Navidad http://petrowiki.org/Wellhead_systems_for_land_drilling


TUBING SPOOL Tubing hanger •

•

•

Se instala en la tasa superior del tubing head o tubing spool y son corridos a través del BOP Están disponibles para cualquier tipo de completación de producción Existen dos tipos –

–

Cuñas envolventes Mandril

http://es.scribd.com/doc/25988915/07-Cabezal-Del-Pozo-y-Arbol-de-Navidad http://petrowiki.org/Wellhead_systems_for_land_drilling

2.2 ARBOL DE NAVIDAD

Christmas tree (árbol de navidad) •

•

•

También conocido como árbol de vávulas o árbol de producción Equipo de control compuesto por válvulas, conexiones y otros accesorios localizado por encima del cabezal de producción que tiene el propósito de controlar el flujo de petróleo y gas del pozo y dar acceso a la tubería de producción. Además de válvulas operadas manualmente, muchos arbolitos tienen una o mas válvulas operadas por control remoto.


Christmas tree (árbol de navidad) Se refiere a como se va a instalar Sección vertical ID = ID tubing Tiene tipicamente Se refiere a los laterales Sección horizontal Puede ser de menor tamaño que el ID del tubing

2.2. ARBOL DE NAVIDAD

Christmas tree (árbol de navidad)


Christmas tree (árbol de navidad)


Christmas tree (árbol de navidad) Manómetro Conexión superior Válvula de maniobra Accesorio de Flujo

Choke

Válvula lateral

Válvula lateral

Choke Valvula maestra Adaptador del tubing head



Chritmas tree (árbol de navidad) •

Un árbol de navidad típico está compuesto principalmente por: Valvula maestra manometro Valvula lateral Valvula de maniobra choke


Valvula maestra Controla todo el sistema con capacidad suficiente para soportar las presiones máximas del pozo Debe ser del tipo de apertura máxima, con un claro (paso) igual o mayor al diámetro interior de la tubería • para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los

empacadores, pistolas para disparos de producción, etc.

En pozos de alta presión se usan dos válvulas maestras conectadas en serie. Esta válvula se deja a menudo, completamente abierta, y no es utilizada para controlar flujo


FLOW FITTING Conexión en cruz que sirve para dirigir el flujo a los lados A cada lado de la conexión están las válvulas laterales.


VALVULAS LATERALES Se encuentran incorporadas en las "alas" de un árbol de Navidad para proveer acceso a la tubería de producción con fines de producción y control del pozo. Pueden ser de compuerta o tipo bola

Cuando se cierra el pozo, esta válvula puede ser utilizada para leer La presión del tubing


VALVULAS LATERALES Puede ser apertura restringida

De menor diametro que la valvula maestra, sin causar un dP apreciable La mayoría de los árboles de Navidad están provistos de dos alas • De producción conectada a

instalaciones de producción de superficie • De ahogo o utilizada cuando se realiza mantenimiento a al otra ala


VALVULA DE MANIOBRA Se usa para tener acceso al pozo para realizar operaciones con cable, intervenciones y otros procedimientos


VALVULA DE MANIOBRA Se usa para tener acceso al pozo para realizar operaciones con cable, intervenciones y otros procedimientos


CLASIFICACIÓN •

•

Las árboles de Navidad se encuentran disponibles en una amplia gama de tamaños y configu iguracione ones, tales como configuraciones con capacidad de baja o alta presión ión y con capacida idad para termin rminaacion iones simp imples o múltiples. De acuerdo al tipo de terminación se tiene los siguientes tipos para los cuales las normas API especifi ifican rangos de presion iones de trabajo y caudales les de producción así como los diámetros que deben ser consideradas en función al arreglo de cañerías en el pozo.


CLASIFICACIÓN Árbol de Navidad para terminación simple Llevan Llevan bridas superiores superiores de conección para un solo cabezal cabezal de tubería tubería donde se instala una sola columna para producir una sola arena productora sea baja, mediana o alta presión para pozo petrolífero o gasífero.

Árboles de Navidad para terminaciones dobles constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y explotar simultáneamente dos niveles que pueden ser arenas de baja, mediana o alta presión, los dos niveles gasíferos o petrolíferos, o niveles combinados entre gasíferos y petrolíferos. Árbol de Navidad para terminaciones triples o múltiples equipadas con tres cabezas de tubería para instalar tres columnas de producción y producir simultáneamente tres niveles, que pueden ser de alta, mediana o baja presión, combinados o simples arenas petrolíferas o gasíferas.


CLASIFICACIÓN

PRIMER CONTROL CAPITULO 4 1. Los equipos básicos de producción se dividen en dos grupos principales ¿Cuáles son?. Describa 2. Indique 3 componentes de los equipos superficiales 3. ¿Qué función cumple el cabezal de pozo y cuales son sus componentes principales? 4. ¿Que función cumple el colgador de casing? 5. ¿Cuál es la diferencia entre tubing head y tubing spool? 6. Indique las partes principales de un árbol de navidad


CRITERIOS DE SELECCIÓN •

La selección y el diseño de los árboles de navidad adecuadas a las condiciones de trabajo de los pozos se realiza en base a los siguientes datos: Tipos de terminación de acuerdo al número de arenas productoras. Profundidad de las arenas productoras. Presiones de pozo, o sea, P Fo, PFp, Pw, Pbp. Tipos de fluidos de pozo (gas o petróleo) Diámetro de las cañerías (guia, superficial, intermedia, cañería de revestimiento y diámetro de tubería) –

–

–

–

–


PRESIONES DE APLICACIÓN •

Cuando el árbol de navidad es instalado, es sometido a dos tipos de presiones:

Presión de prueba (trabajo nominal) presión a la que el árbol de navidad es sometida en fabrica

verificar su resistencia a los rangos de presión máxima y su sensibilidad a fugaz de fluidos a través de sus empaquetaduras

Presión de trabajo valor real de presión con que el árbol de navidad trabajará en el pozo

PT = Psurgencia del pozo + Fs

F = Factor de seguridad variable entre 25 – 50 y hasta 100% de la presión máxima de pozo


PRESIONES DE APLICACIÓN •

Árbol de navidad de:

Baja presión

• 1 – 3000 psi.

Mediana presión • 3000 – 5000 psi Alta presión

• mayores a

5000 psi

CHOKE (ESTRANGULADOR DE FLUJO)

2.3. Choke (estrangulador de flujo)

Choke (Estrangulador de Flujo) INTRODUCCIÓN Un estrangulador de flujo es un dispositivo mecánico que se utiliza para proporcionar una restricción al flujo.

¿Porqué es necesario restringir el flujo?

http://es.scribd.com/doc/86178431/Estranguladores

2.3. choke (estrangulador de flujo)

Choke (Estrangulador de Flujo)


Choke (Estrangulador de Flujo) Es una restricción en una línea de flujo que causa una caída de presión o reduce el caudal de flujo. Un dispositivo provisto de un orificio, utilizado para controlar la tasa de flujo o la presión del sistema aguas abajo.

Las dos retricciones fundamentales encontradas en un sistema de producción son: choke y SSSV


CHOKE Cuando el pozo esta en producción la relación de presiones en las líneas de descarga son las siguientes: Sin choke: P1 = P 2

Producción incontrolada.

Con choke: P1 ≠ P 2

Producción controlada.


OBJETIVOS DE USO Sus objetivos de uso son los siguientes: •

•

•

•

•

Mantener la producción con presiones y caudales controlados de acuerdo al programa. Minimizar riesgos de daño en las formaciones a través de control de flujo racional. Proteger los equipos de superficie. Controlar posibilidades de conificación de agua o de gas en pozos petrolíferos. Permite obtener información representativa para calcular el índice de productividad y controlar la estabilidad de la presión y el caudal.




CLASIFICACIÓN •

Existen dos tipos comunes de chokes

Positivo • Un orificio con diámetro fijo • Se desensambla para cambiar el

estrangulador

Ajustable • Se puede cambiar el diámetro del

orificio por ajuste externo


Choke positivo –

–

–

–

Denominados también fijos, porque para cambiar el diámetro hay que cambiar toda la unidad Alojan partes que se pueden reemplazar Sus rangos de operación de acuerdo con la presión de trabajo en las conexiones de entrada y salida de la válvula Existen chokes positivos en las dimensiones variables, desde 1/64’’, 2/64’’, 3/64’’,…., 126/64’’ de diámet


Choke positivo



Choke ajustable Para cambiar su dimensión no es necesario desmontar la unidad de choke, solo se procede a ajustar en su misma instalación de acuerdo a las especificaciones que vienen señaladas en los catálogos respectivos donde indica el número de vueltas que se debe practicar para aumentar o disminuir la dimensión del choke Al igual que los anteriores tipos existen en las dimensiones desde 1/64’’, 2/64’’, 3/64’’,…., 126/64’’ de diámetro. •

•


Choke ajustable


Flujo por restricciones CRITICO Ocurre cuando la velocidad del fluido en la sección más pequeña (restricción) es igual a la velocidad del sonido en ese medio •

SUB CRITICO Ocurre cuando la velocidad del fluido es menor a la velocidad del sonido •

SUPERCRITICO Ocurre cuando la velocidad del fluido es mayor a la velocidad del sonido •


Flujo por restricciones •

•

•

La diferencia básica entre los flujos critico y subcritico se presenta en como el caudal a través de la restricción es afectado por la caída de presión en la restricción. Si el flujo es subcritico, el caudal está relacionado a la caída de presión por la restricción Si el flujo es critico, el caudal solo se relaciona a la presión aguas arriba. –

La reducción de la presión aguas abajo no afecta el caudal



•

•

En un flujo subcritico, para una determina presión aguas arriba, la reducción de la presión aguas abajo resultará en un incremento posterior del caudal. Una vez que se alcanza el flujo crítico en la restricción, la posterior reducción de la presión no afecta el caudal. Para el flujo critico, la única forma de incrementar el caudal, es incrementando la presión aguas arriba



Entonces: –

–

Si el propósito es aislar las fluctuaciones aguas debajo de las condiciones aguas arriba, es buena idea operar la restricción bajo condiciones críticas Si el propósito por el contrario es solamente controlar el caudal, o utilizar un equipo de seguridad para que se cierre en una emergencia, se debe minimizar la caida de presión en la restricción. Cualquier caida de presión adicional cruzando la restricción puede afectar el comportamiento de todo el sistema.


Flujo por restricciones


Choke (Estrangulador de Flujo) El “Choke ó Estrangulador” es una derivación directa del

Tubo Venturi

http://fisicaiiunefa.blogspot.com/2006/11/bienvenidos-en-la-actualidad-la.html




Criterios de selección Se utiliza los siguientes criterios: a)Presión estática (Ps) y presión fluyente (Pw) del pozo, programado. (*) b)Caudal de producción en función a las presiones. (*) c)Relación RGP y RAP. d)Tipo de árbol de navidad, líneas de descarga del árbol de navidad (*) Más importantes


PROBLEMAS Mientras mayor diferencia exista entre las presiones de entrada y salida, existe mayor potencial de daño en el choke •

•

Los problemas que pueden ocurrir son: • • • •

Flashing: no causa daño significativo Cavitación: erosión de la superficie en y alrededor del choke Erosión: Sólidos, gotas, burbujas a alta velocidad de flujo Congelamientos: por la expansión de gases


Flashing

Se vaporizan los componentes livianos, pero no causan daño significativo en esta región, dado que las burbujas no llegan a condensarse

La recuperación de la presión ocurre aguas abajo


CAVITACIÓN

La región de presión ultra baja en e inmediatamente después del choke causa la formación de burbujas del liquido vaporizado. La recuperación de la presión causa la formación de líquido

Burbujas y ondas de impacto

El rápido cambio de fase causa movimiento de alta velocidad y daño a los alrededores Limite de recuperación de presión, limite de daño


CONGELAMIENTO La expansión de gas (y soluciones que contengan gas), enfría los alrededores. La pérdida excesiva de temperatura y la presencia de vapor de agua pueden formar un además hidratos, taponando el canal de flujo


EROSIÓN Daño causado por la incidencia de partículas, gotas, burbujas incluso líquido en cualquier superficie solida a alta velocidad


CALCULOS Presión en boca de pozo •

Pozos petrolíferos

P bp  17.4

•

QO   RGP 0.5  CK

Pozos gasíferos

 psi

 Q g     g   T  g   P bp    psi  CK  Cd  465.71  1


EJERCICIO 1 Realizar los siguientes cáLculos, e indicar que sucede con el caudal en relación a las variaciones de RGP, Presión en boca de pozo y diámetro de choke a) Determinar el caudal de un pozo en el que se utiliza un díametro de choke de 8/64” . La RGP es de 1500 scf/stb y la presión en boca de pozo de 1000 psi b) Determinar el caudal de un pozo en el que se utiliza un díametro de choke de 8/64” . La RGP es de 2000 scf/stb y la presión en boca de pozo de 1000 psi c) Determinar el caudal de un pozo en el que se utiliza un díametro de choke de 15/64” . La RGP es de 1500 scf/stb y la presión en boca de pozo de 1000 psi d) Determinar el caudal de un pozo en el que se utiliza un díametro de choke de 15/64” . La RGP es de 1500 scf/stb y la presión en boca de pozo de 2000 psi

3. EQUIPOS SUBSUPERFICIALES

SEGUNDO CONTROL 1. Mencione 3 criterios de selección del arbol de navidad 2. ¿Qué es un choke? 3. Indique los tipos de chokes 4. ¿Cómo se regula el diámetro de apertura en un choke ajustable? 5. Indique dos criterios de selección de chokes 6. ¿En qué consiste la cavitación?



EQUIPO SUBSUPERFICIALES Los equipos de subsuelo tienen la finalidad de traer los fluidos desde la formación productora hasta el cabezal del pozo, en forma segura para el personal y las instalaciones.


EQUIPO SUBSUPERFICIALES •

•

Deben existir miles de equipos disponibles, esto si uno considera que hay numerosos componentes y variantes, y además cada proveedor de equipos tiene su diseño particular. Es entendible entonces que para los menos experimentados esta parte de diseño del proceso puede ser de alguna manera confusa


EQUIPO SUBSUPERFICIALES •

•

•

Como todos los servicios, las alternativas se reducen al utilizar (la compañía operadora) un proveedor en particular o que tiene experiencia considerable con tipos de componentes específicos. La selección de los equipos debería realizarse sobre la base de que los componentes poveeran una instalación específica considerada necesaria para el exitoso rendimiento y operación del pozo bajo un rango de escenarios operativos. Cada componente añade complejidad no deseada a la completación y esto debe ser compensado por el hecho de que es necesario o que provee una flexibilidad



EQUIPO SUBSUPERFICIALES En los pozos, en subsuelo usualmente se tienen los siguientes componentes: Tubería

• Para transportar el fluido de fondo de pozo a superficie • Escoger la tubería del material y diámetro correcto contribuye la seguridad y la eficiencia

Sello anular o packer

• Utilizado para proveer un sello entre la tubería y el casing • La selección del tipo de packer tiene un impacto considerable en procesos de corrida y

Accesorios de fondo

• Como camisas deslizables y niples

Válvula de seguridad

• Diseñada para contrarrestar cualquier falla en el árbol de navidad y wellhead

Otros equipos para requerimientos específicos

ajuste

• Mandril • Filtros • Tubería perforada • Componentes tubulares de espesor grueso (flow coupling y blast joint) • Uniones de seguridad (safety joints) • Uniones corredizas (slip joints)

3.1. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN •

•

•

Un tubular de pozo utilizado para producir los fluidos del yacimiento La tubería de producción se ensambla generalmente con otros componentes de la terminación para conformar la sarta de producción La tubería es utilizada conjuntamente con un packer.


TUBERÍA DE PRODUCCIÓN •

•

•

•

El mejor flujo de fluidos es logrado seleccionando el correcto diámetro interno para la tubería. La tubería tendría que ser reemplazada para reparar o adaptarla a un cambio en los parámetros de producción El material y tipo de conexión da a la tubería cierta resistencia a químicos y al transporte de líquido o gas. Los grados de acero utilizados y el espesor permiten que la tubería soporte esfuerzos mecánicos y contribuye a su resistencia a la corrosión


CARACTERÍSTICAS 1. Diámetro nominal y características geométricas

2. Peso Nominal 3. Grado de acero 4. Tipo de conexión


1. DIÁMETRO NOMINAL Y CARACTERÍSTICAS GEOMÉTRICAS DIAMETRO NOMINAL • OD (inch)

DIAMETRO MINIMO INTERNO • Necesario para

DIAMETRO EXTERNO MAXIMO • Corresponde a

correr herramientas

DIAMETRO INTERNO Y ESPESOR • Es el diametro utilizado

para calculo de perdidas de presión y velocidad

las conexiones, depende del diámetro nominal y tipo de conexión LONGITUD DE LA TUBERÍA

• Las tuberías tienen dos

rangos de longitud • Estos rangos deben ser los adecuados para la capacidad de





correr herramientas










correr herramientas







2. PESO NOMINAL •

Corresponde al peso promedio de una longitud de tubería, incluyendo las conexiones, expresado en libras por pie (lb/ft o #)


3. GRADO DE ACERO estándar API de acero y grados

GRADO DE ACERO

Grados mejorados

Resistentes a H2S (aleaciones)

Acero inoxidable, aleación y tuberías especiales

CO2


3. GRADO DE ACERO estándar API de acero y grados

GRADO DE ACERO

Grados mejorados

Resistentes a H2S (aleaciones)

Acero inoxidable, aleación y tuberías especiales

CO2


ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN LA TUBERÍA •

•

El análisis de esfuerzos es fundamental para el diseño de completación Este análisis se lo realiza para: –

–

–

–

–

establecer el peso y grado de tubería Asegurar que la tubería soportará todas las instalaciones que se requieran instalar Ayudar a definir el packer a utilizar Ayudar a seleccionar los equipos superficiales Asegurar que la tubería se pueda correr en el pozo, y también se pueda retirar del pozo



•

•

Hay muchos métodos de análisis de esfuerzos que cubren un rango de detalles En algunas instancias, cálculos de colapso y reventamiento son suficientes y pueden realizarse manualmente. En la mayoría, es requerido un análisis de fuerzas axiales y puede involucrar cálculos iterativos



Existen cargas a lo largo de la longitud de una tubería que son afectadas por varios factores incluyendo: •

•

•

•

Presión Temperatura Peso de la tubería

Estas cargas pueden: AXIALES • Tensión • Compresión

RADIALES • Colapso • Reventamiento


ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN LA TUBERÍA ESFUERZO

ELONGACIÓN


ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN LA TUBERÍA


ANÁLISIS DE ESFUERZOS EN LA TUBERÍA

3.1. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN

CARGAS AXIALES •

•

Son fuerzas a lo largo de la longitud de la tubería y que son afectadas por una variedad de factores incl ncluyendo: presión, temperatura y peso de la tubería. Las fuerzas axiales pueden ser de tensión (+) o comp comprresió esión n (-) (-)


CARGAS AXIALES •

•

SFuerza on fuaxial erzas a lo largo de la longitud de la tuPeso berde ía laytubería que son afectadas por una variedad de factores incl ncluyendo: presión, temperatura Fuerzas pistón y peso de la tubería. Cambios de temperatura Las fuerzas axiales pueden ser de tensión (+) o Arrastre fluido comp co mprresió esdeión n (-) (-) Doblamiento Entre otros


FUERZA AXIAL •

Máxima fuerza axial antes de exceder el límite de esfuerzo mínimo de la tubería

PESO DE LA LA TUBERÍA


FUERZAS PISTON

CAMBIOS DE TEMPERATURA

CT= Coeficiente de expansión térmica (°F -1) 5,5 x10-6 °F -1 acero al carbon 6 x10-6 °F -1 aleación 13% Cr 7,5x10-6 °F -1 Acero duplex T=

Cambio de temperatura promedio de las condiciones iniciales a las de análisis


ARRASTRE DE FLUIDO Fuerza axial causada por el flujo de fluido en la tubería.

FRICCIÓN

DOBLAMIENTO


CARGAS RADIALES COLAPSO •

Las presiones (esfuerzos generados de afuera hacia adentro) a las que esta sometido, ocasionen el colapso de la tubería.

REVENTAMIENTO •

las presiones interiores a las que esta sometido ocasionen el reventamiento o estallido de la tubería (esfuerzos generados de adentro hacia afuera que generan deformación).


EJERCICIO 2 Calcular la resistencia al colapso para una sección de tubería API de 2 7/8” y 6,4 lb/ft, GRADO J-55 con una longitud aproximada de 10000 ft suspendida en el cabezal de un pozo productor de gas


EJERCICIO 2


EJERCICIO 3 Calcular la resistencia al colapso para una sección de tubería API de 3 1/2” y 9,2 lb/ft, GRADO H-40 con una longitud aproximada de 12000 ft suspendida en el cabezal de un pozo productor de gas


EJERCICIO 4 Considerar una tubería API de 2 7/8” 6,4 lb/ft, grado P105 anclada con un packer a 10000ft. La producción de crudo a través de la tubería desde el fondo de pozo es de 1000 STB/día. A su vez se tiene un fluido de terminación de de KCl con un peso de 9,8 LPG. Asumiendo una temperatura en superficie de 60 °F y un gradiente geotérmico de 0,01 °F/ft, determinar la tensión requerida para evitar el doblamiento de la tubería considerando la variación de temperatura. El material de la tubería es acero al carbono E = 3 0 x 1 06 psi


EJERCICIO 5 Considerar una tubería API de 3 1/2” 9,2 lb/ft, grado N80 anclada con un packer a 12000ft. La producción de crudo a través de la tubería desde el fondo de pozo es de 1500 STB/día. A su vez se tiene un fluido de terminación de KCl con un peso de 9,6 LPG. Asumiendo una temperatura en superficie de 75 °F y un gradiente geotérmico de 0,01 °F/ft, determinar la tensión requerida para evitar el doblamiento de la tubería considerando la variación de temperatura. El material de la tubería es una aleación con 13%Cr E = 3 0 x 1 06 psi






Accesorios de fondo

• Como camisas deslizables y niples




ajuste

• Mandril • Filtros • Tubería perforada • Componentes tubulares de espesor grueso (flow coupling y blast joint) • Uniones de seguridad (safety joints) • Uniones corredizas (slip joints)

3.2 PACKERS

PACKERS •

Un dispositivo de fondo de pozo utilizado en las terminaciones para aislar el espacio anular, posibilitando un proceso controlado de producción, inyección o tratamiento.

3.2 PACKERS

PACKERS •

•

Protege los elementos del anular de la corrosión Limita la presión en el anular, para que el casing y el cemento no sean sometidos a grandes variaciones de esfuerzos

3.2 PACKERS

PACKERS •

Un arreglo de empacadores típico incluye: –

–

un mecanismo de fijación del empacador contra la pared de la tubería de revestimiento, tal como un arreglo de mordazas un mecanismo para la generación de un sello hidráulico que aísla el espacio anular, generalmente por medio de un elemento elastomérico expansible.

3.2 PACKERS

Mandriles de Flujo: Es un conducto interior que permite mantener todas las secciones del packer como un sistema individual (unidades de sellos, conos, cuñas, válvulas y bloques de fricción) Mandril Mandril

Conos

Madril de Flujo

Cuñas

Elementos Sellantes

Dispositivo de fricción

3.2 PACKERS

Conos:

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.

Mandril Mandril

Conos

Madril de Flujo

Cuñas

Elementos Sellantes


3.2 PACKERS

Cuñas:

Son

piezas

de

acero

metálicas

recubiertas con material de

alta

dureza

(tungsteno), son las que anclan

el

packer

al

casing

impidiendo

su Mandril

Mandril

Conos

Madril de Flujo

Cuñas

movimiento.

Elementos Sellantes


3.2 PACKERS

Cuñas: Son piezas Conos: Son dispositivos que Mandriles de Flujo: Es un conducto Dispositivos de fricción: Son piezas metálicas de

metálicas transmiten de la tuberíade bien acero sea interior que permite mantener las acero, sonsellantes: una parte esencial de muchos tipostodas de Elementos Son los sistemas recubiertas con material los movimientos de compresión o packers para asentarlos en algunos casosun parasistema fundamentales para logrardel elyaislamiento secciones packer como de alta para dureza de tensión a las cuñas su hidráulico. Están constituido bien sea recuperarlos. individual (unidades de ysellos, conos, cuñas, (tungsteno), son las que expansión anclaje al revestidor. por una pieza o varias hasta tres anillos válvulas y bloques de fricción) de elastómeros, construidos de nitrilo y anclan el packer al Cada dispositivo proporciona las fuerzas de que pueden ser fabricados de diferentes casing impidiendo su sostenimiento necesarias para asentar el packer. dureza de acuerdo a rangos de presión movimiento. Conos Cuñas Elementos Sellantes y temperaturas donde se vayan a usar. Mandril

Mandril

Madril de Flujo


3.2 PACKERS

Elementos sellantes: 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 rangosCuñas de presión Elementos Sellantes Conos y temperaturas donde se vayan a usar.

Mandril

Mandril

Madril de Flujo


3.2 PACKERS

Dispositivos de fricción: Son piezas metálicas de

acero, sonsellantes: una parte esencial de muchos tipos de Elementos Son los sistemas packers para para asentarlos en algunos casos para fundamentales lograr elyaislamiento hidráulico. Están constituido bien sea recuperarlos. por una pieza o varias hasta tres anillos de elastómeros, construidos de nitrilo y Cada dispositivo proporciona las fuerzas de que pueden ser fabricados de diferentes sostenimiento necesarias para asentar el packer. dureza de acuerdo a rangos de presión Conos Cuñas Elementos Sellantes y temperaturas donde se vayan a usar.

Mandril

Mandril

Madril de Flujo


3.2 PACKERS

CRITERIOS DE SELECCIÓN Resistencia del packer a esfuerzos mecánicos e hidráulicos • Presiones diferenciales, compresión y tensión, temperatura máxima para

elastómeros

Proceso de asentamiento y recuperación Costos Experiencia de uso

3.2 PACKERS

CARACTERÍSTICAS Recuperables Recuperabilidad Mecánicamente

Permanentes Características

Habilidad para soportar presiones diferenciales

Compresión Tensión Compresión y tensión

Packer bore

Mecanismo de asentamiento

Hidraulicamente Electricamente

3.2 PACKERS

RECUPERABILIDAD Se caracteriza por cuán fácil es liberar el packer, después de que ha sido asentado. Este aspecto es importante dado que no solo afecta al grado de dificultad del trabajo en el pozo, sino también puede reducir la aplicabilidad introduciendo limitaciones de diseño en términos la presión diferencial que puede soportar •

3.2 PACKERS

RECUPERABILIDAD PACKERS RECUPERABLES Es un tipo de packer que es corrido y recuperado en una sarta de producción Los packers recuperables son más comunmente utilizados en actividades de intervención de pozos, aunque en algunos diseños de completación son preferidos los packer recuperables a los permanentes Estos son diseñados para bajos

3.2 PACKERS

RECUPERABILIDAD PACKERS PERMANENTES •

•

•

•

Que no puede ser fácilmente recuperado Es usualmente corrido y asentado separadamente de la tubería Posteriormente es corrida la sarta de tuberías y ancla el packer para obtener un sello Para recuperar el packer es necesario moler el intervalo empacado para que colapsen los elementos de goma

3.2 PACKERS

MECANISMO DE ASENTAMIENTO El asentamiento de un packer se puede lograr por numerosos mecanismo, todos ellos generan compresión y extrusión de los elementos sellantes

Mecánicamente •Compresión •Tensión

3.2 PACKERS

MECANISMO DE ASENTAMIENTO Hidraulicamente • Este mecanismo utiliza la presión hidraúlica generada dentro de la sarta

de completación • Por necesidad, la sarta es aislada o taponada por debajo del packer para prevenir que se ejerza presión a la formación o el anular durante el asentamiento 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 packer Finalmente, el movimiento de estos pistones efectúan el anclaje de las cuñas así como la expansión de los elementos sellantes contra el casing.

3.2 PACKERS

MECANISMO DE ASENTAMIENTO

Eléctricamente • Con este mecanismo, un adaptador especial

es conectado al packer, lo que permite al packer ser bajado al casing en un cable conductor electrico y a la profundidad de asentamiento requerida una pequeña carga explosiva puede ser detonada, haciendo actuar el mecanismo de sello.

3.2 PACKERS

HABILIDAD PARA SOPORTAR PRESIONES DIFERENCIALES Compresión • Alta presión debajo del packer comparada con la presión

superior, contraresta el mecanismo de asentamiento • Este tipo de packer es deseable para pozos de inyección donde la presión diferencial soporta el mecanismo de asentamiento

Tensión • Soporta el mecanismo de asentamiento

Tensión y compresión • Estos packer pueden soportar presión de cualquier dirección

3.2 PACKERS

EL AGUJERO DEL PACKER •

•

Es necesario que el packer tenga una agujero para cada sarta de tubería. Packers para terminación simple, doble, triples, están disponibles

3.2 PACKERS

EL AGUJERO DEL PACKER •

•

Es necesario que el packer tenga una agujero para cada sarta de tubería. Packers para terminación simple, doble, triples, están disponibles

3.2 PACKERS

EJERCICIO 6 Calcular el peso sobre el packer con Wwork= 171626 lb y hallar el factor de seguridad antes de iniciar la producción con los siguientes datos: profundidad de 1822 m, con el packer anclado a 1803 m (GFE=0,38 psi/pie, GFO=0,465 psi/pie). Sea la tubería de producción a utilizarse: 1 pieza de tubería de 2 7/8” Hydrill Cs N-80 4,7 lb/ft, longitud 9,71 m. 1 pieza de tubería de 2 7/8” Hydrill Cs N-80 4,7 lb/ft, longitud 9,52 m. 185 piezas de tubería de 2 7/8” 8RD N-80 6,5 lb/ft, longitud 1765,48 m. 1 piezas de tubería de 2 7/8” 8RD N-80 6,5 lb/ft, longitud 9,51 m. • • •

•

tubería

ID= 2 3/8” OD= 2 7/8”

casing ID= 7 ” OD= 7 7/8”

3.2 PACKERS

EJERCICIO 7 Calcular el peso sobre el packer con Wwork= 151826 lb y hallar el factor de seguridad antes de iniciar la producción con los siguientes datos: profundidad de 7600 ft, con el packer anclado a 7530 ft (GFE=0,36 psi/pie, GFO=0,465 psi/pie). Sea la tubería de producción a utilizarse: 1 pieza de tubería de 2 5/8” Hydrill Cs N-80 4,7 lb/ft, longitud 9,64 m. 254 pieza de tubería de 2 5/8” Hydrill Cs N-80 3,25 lb/ft, longitud 2420,56 m. 4 piezas de tubería de 2 5/8” 8RD N-80 4,7 lb/ft, longitud 37,43 m. 1 piezas de tubería de 2 5/8” Cs N-80 3,25 lb/ft, longitud 9,66 m. • •

• •

tubería

ID= 2,42” OD= 2 5/8”

casing ID=4,92 ” OD=5 1/2”






Accesorios de fondo

• Como camisas deslizables , niples, mandril




ajuste

• Filtros • Tubería perforada • Componentes tubulares de espesor grueso (flow coupling y blast joint) • Uniones de seguridad (safety joints) • Uniones corredizas (slip joints)

3.3. ACCESORIOS DE FONDO

ACCESORIOS DE FONDO Herramientas utilizadas por encima o debajo del packer Herramientas de circulación • Permiten la comunicación entre la

tubería y el espacio anular Niples


HERRAMIENTAS DE CIRCULACIÓN Herramientas de circulación • Camisas deslizables • Mandril


CAMISA DESLIZABLE •

•

También conocida como sliding side door o sliding sleeve SSD o SS.

Es una válvula de circulación que lleva en su cuerpo una ventana lateral que funciona a través de un mecanismo de abertura que sirve de elemento de comunicación entre el espacio anular y la sarta de producción para dejar pasar fluidos



•

También conocida como sliding side door o sliding sleeve SSD o SS.

Es una válvula de circulación que lleva en su cuerpo una ventana lateral que funciona a través de un mecanismo de abertura que sirve de elemento de comunicación entre el espacio anular y la sarta de producción para dejar pasar fluidos



•

•

•

varían entre 1 y 1.5 metros de longitud en diámetros coincidentes en la tubería de producción. Consiste en dos camisas (mangas, sleeves) concentricas con sellos elastoméricos entre ellas y con ranuras o agujeros El desplazamiento se realiza con una herramienta bajada con cable o coiled tubing La camisa interna puede moverse hacia arriba o hacia abajo, para que se alinien las dos camisas



•

Se espera que los sellos se deterioren una vez después que el slee sleeve ve ha sido sido desp despla laza zado do vari varias as veces No se recomienda operarlo, excepto en etapas iniciales de completación o workover

APLICACIONES Para ara ahog hogar el poz pozo Localizar fluidos en la tubería o espacio anul anular ar por por circ circul ulac ació ión n Para igualar presiones entre una forma ormaci ción ón aisl aislad adaa y la tu tube berí ríaa Comp Comple leta taci ción ón de dos dos zonas onas prod produc ucto torras • •

•

•


MANDRIL (SIDE POCKET MANDREL) Un mandril es un acoplamiento permanente lateral en la completación. Perm ermite ite la cone onexión xión de válvu lvulas las •

•

Util Utiliizando ndo cable able o coil oiled tub tubing ing, una válvula puede ser instalada permitiendo el flujo de fluidos entre la tubería y el anular •


MANDRIL (SIDE POCKET MANDREL) APLICACIONES APLICACIONES Válvula álvulass gas lift: lift: permitir la inyección de gas en la tubería quimic micos com como Valvulas de iny inyección quími ímica: qu inhibidores de corrosión abriendo la válvula aplicando una determinada presión en el anular Circulación: de fluidos para ahogar el pozo, o para localizar localizar un colchon colchon de fluido fluido de menor densidad densidad •

•

•

VENTAJAS Los sello llos son faciles les de reemplazar No causa restric riccion iones en el diám iámetro del tubing • •


NIPPLE Es un componente de completación fabricado como una sección corta de tubería de pared gruesa con una superficie interna que provee un área de sello y perfil de fijación, es utilizado para recibir a otra herramienta del pozo Los nipples asiento son incluidos en la mayoría de las completaciones como intervalos predeterminados para permitir la instalación de equipos de control


NIPPLE Los nipples son instalados en la sarta de producción para las siguientes operaciones: Poner un tapon • Pruebas de presión • Localizar packer hidraúlicos • Aislamiento zonal

Instalar equipos de control • Reguladores, valvulas de seguridad • Intalar registradores de presión de fondo


NIPPLE (Clasificación)

Selectivo

No selectivo (no go)

• Esencialmente tiene una

apertura completa • Pueden colocarse varios en una tubería

• Un niple con un perfil interno de diámetro

reducido que impide que la herramienta o el dispositivo a ser asentado pase a través de éste. En el mercado, existen multiples marcas disponibles,


TAPONES 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.






Accesorios de fondo





ajuste


3.4. VALVULAS DE SEGURIDAD

VALVULAS DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIALES Un dispositivo de seguridad instalado en la parte superior del pozo para el cierre de emergencia de los conductos de producción para prevenir un flujo incontrolado. Normalmente son accionadas hidraulicamente, aunque también pueden existen las válvulas accionadas eléctricamente


VALVULAS DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIALES Un dispositivo de seguridad instalado en la parte superior del pozo para el cierre de emergencia de los conductos de producción para prevenir un flujo incontrolado. Normalmente son accionadas hidraulicamente, aunque también pueden existen las válvulas accionadas eléctricamente


VALVULAS DE SEGURIDAD SUBSUPERFICIALES Son las más utilizadas y más confiables Accionadas desde superficie (control remoto)

Se mantiene la presión a través de una línea de control para que esté abierta

Pueden ser instaladas y recuperadas

Válvulas de seguridad

Accionadas desde subsuelo

Está diseñada para mantenerse abierta con un diferencial de presión

Tubería: la válvula como parte de la sarta de producción Cable: sobre un niple

Cualquier incremento en la presión puede causar el cierre de la válvula


RECUPERADAS CON TUBERÍA

RECUPERADAS CON CABLE






Accesorios de fondo





ajuste


3.5. EQUIPOS PARA REQUERIMIENTOS ESPECÍFICOS

Filtros

Tuberías perforadas


•

•

Flow couplings Son componentes de completación relativamente pequeños y de pared gruesa, instalados en áreas donde se anticipa que existirá flujo turbulento. Es espesor adicional previene el quiebre temprano por erosión en áreas de flujo turbulento

•

•

Blast joint Un tubular de espesor grueso localizado en el intervalo baleados . La pared del tubular es generalmente tratada para resistir abrasión que puede resultar cerca de los baleos.


Safety joint •

•

Herramienta de fondo de pozo diseñada para separarse bajo condiciones controladas. Una unión permite que una parte de la sarta de herramientas permanezca en el pozo mientras que la sarta se recupera.

Slip joint •

•

También llamada unión corrediza, componente de la terminación del pozo diseñado para aceptar el movimiento o los cambios de longitud de la tubería El tamaño o la longitud de la unión deslizante depende de las condiciones del pozo y de las características de la terminación.

4. EQUIPOS SUPERFICIALES Y SUBSUPERFICIALES - copia.pdf

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