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NIPLES Es un dispositivo tubular que se coloca en la tubería de producción a una profundidad profund idad deter determinada minada.. Existen dos tipos de Niples:
NIPLES Es un dispositivo tubular que se coloca en la tubería de producción a una profundidad profund idad deter determinada minada.. Existen dos tipos de Niples:
NIPLES SELECTIVOS 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: Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones. Probar la tubería de producción. Colo loca carr válv lvu ula de segur urid ida ad, reguladores de fondo, herramientas de medición. Servir como punto de referencia.
NIPLES NO SELECTIVOS O NO-GO Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es tener una disminución de diám di ámet etro ro llllam amad ado o no pa passa (NO NO--GO GO), ), pa para ra loc oca alilizzar lo loss dispositivos de cierres; por lo tanto, el diámetro exterior del dispo dis posit sitiv ivo o de deber berá á ser lilige gera rame mente nte ma mayo yorr que el di diám ámetr etro o interno más pequeño.
NIPLES NO-GO (AF-BAKER)
STANDING VALVE Un standing valve funciona como una válvula check de fondo. Estas válvulas permiten flujo en una sola dirección y se pueden asentar en un No-Go. Una vez anclada, permite que el fluido entre libremente en la tubería, mientras que la presión aplicada por encima aprisiona la bola contra el asiento de sello.
CAMISAS Es una válvula de subsuelo, diseñada específicamente para las completaciones de fondo, se utiliza para comunicar el tubing con el espacio anular, en completaciones de pozos con arenas de producción diferentes. También sirve para alojar la bomba jet para pruebas o producción. Es muy fácil de abrir y cerrar con equipo de slick line y el shifting tool. Se fabrica con medidas que van desde 2-3/8´, 2-7/8´, 3-1/2´ y 41/2´, con las roscas solicitadas por el cliente.
CAMISAS MANGAS DE CIRCULACIÓN
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. MANGAS DE PRODUCCIÓN
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.
CAMISAS
CAMISAS
CAMISAS
PULLING TOOL Estas herramientas han sido diseñadas para sacar del pozo, cuando así se desee, ciertos equipos tales como: válvulas para levantamiento artificial por gas, válvulas de seguridad, tapones, válvulas de retención, etc. Componentes
Los componentes básicos de estos equipos son los siguientes: un núcleo central, cuñas o perros, pasador de seguridad y cabeza de pesca con punta roscada.
PULLING TOOL Agarre interno
Las cuñas de enganche están diseñados para atrapar o asegurar la cabeza de pesca con un bisel, asegura un contacto firme. Estas herramientas también están diseñadas para soltar el cuello de pesca en caso de un atascamiento, al romper el pasador colocado en parte superior.
PULLING TOOL
PULLING TOOL Penetración
Estas herramientas enganchan en la parte interna del cuello de pesca y están equipadas con unas cuñas presionadas por un resorte, qué se retraen a medida que la herramienta entra en el cuello de pesca y se fuerza hacia abajo por el resorte y se coloca en un canal ubicado en el tope del cuello de pesca. Función
Instalar equipos que requieren golpear hacia abajo para colocarlos; al golpear hacia abajo se cierran las cuñas que ubican la herramienta y al mismo tiempo, se rompe el pasador y se libera el bajante.
PULLING TOOL
RUNNING TOOL Los bajantes han sido diseñados para colocar equipos dentro del curso. Funciona similarmente a los mandriles y candados (Herramientas de agarre de los equipos), utilizado en operaciones de subsuelo. Es posible utilizar el mismo tipo de bajante para diferentes equipos.
RUNNING TOOL Para válvulas de levantamiento artificial por gas
La conformación de estos bajantes es casi idéntica para los diferentes tipos de válvulas que existen. Están formados por un cuerpo y una cabeza de pesca con punta roscada. Su parte inferior es hueca y posee agujeros tangenciales, dónde se aloja la cabeza de la válvula. El funcionamiento consiste en introducir la cabeza de la válvula en la parte hueca del bajante y sujetarla mediante dos pasadores tangenciales. Al golpear hacia abajo, se asienta la válvula; luego, al golpear hacia arriba, se rompen los pasadores y se libera el bajante.
RUNNING TOOL Tipo
³J´
Es similar al utilizado para bajar válvulas para levantamiento artificial por gas. Se emplea para bajar mandriles tipo J, F, S, W (en sus respectivos Niples de asiento)
RUNNING TOOL Tipo
³D´
Este bajante está formado por un cuerpo principal con un mandril interno sujeto por un pasador; en la parte inferior tiene dos cuñas, las cuales, a su vez, mantienen las cuñas del candado del tapón abiertas, hasta que se localiza el cuello donde debe anclarse; se ubican las cuñas en el receso del cuello, se golpea hacia arriba y se cierra el candado; luego, se rompe el pasador para liberar el bajante.
RUNNING TOOL Tipo
³X´
Se usa para instalar los mandriles tipo X, R y H. Cuando se baja el mandril, el bajante lo mantiene abierto (cuñas retraídas). Al llegar al niple donde se desea asentar el mandril, mediante un dispositivo especial, el bajante pone las cuñas del mandril en situación de localizador y entrar en el perfil del niple de anclaje.
RUNNING TOOL
SHIFTING TOOL
Es una herramienta de fondo, más comúnmente asociado con las operaciones de cable de acero, que se utiliza para abrir, cerrar o cambiar la posición de herramientas de control de flujo de fondo de pozo o dispositivos de circulación, como las camisas deslizantes.
SHIFTING TOOL
EMPACADURAS 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. Tienen diámetros de: 4 1/2´, 7´, 9 5/8´.
EMPACADURAS Componentes
Mandril: Es un medio o conducto interior que permite mantener
todas las secciones del obturador como un sistema individual. Cono. 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. Cuñas: Son piezas metálicas de acero recubiertas con material de alta dureza. Elemento sellante: Son los sistemas fundamentales para lograr el aislamiento hidráulico. Dispositivos de fricción: Estos son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Ancla hidráulica: Evita el movimiento de la empacadura cuando
EMPACADURAS
EMPACADURAS
Recuperables
Empacaduras de compresión
Empacaduras de tensión
Permanentes
Empacaduras de compresióntensión
RecuperablesPermanentes
Empacaduras sencillas y duales de asentamiento hidráulico
EMPACADURAS Recuperables o mecánicas
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.
EMPACADURAS
Compresión
Compresión dobles
Tensión sencilla
Tensión y compresión
EMPACADURAS Permanentes o hidráulicas 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. 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 efectúa el anclaje de las cuñas así como la expansión de los elementos sellantes contra el revestidor.
EMPACADURAS Permanentes - Recuperables
Tienen las mismas características que las permanentes, pero se las puede recuperar cuando se requiera. Se usa preferiblemente en condiciones medianas de presión y temperatura: 7 000 psi y 350 °F.
EMPACADURA
EMPACADURA
EMPACADURA FH-BAKER
EMPACADURA PARA BES Va instalada en la sarta de tubería de producción, permitiendo un tubing de producción con su completo ID, además del paso de un cable eléctrico y la línea de control.
SENSORES DE FONDO Los sensores de fondo son dispositivos electrónicos, componentes de un sistema de levantamiento artificial, específicamente del sistema BES. Su principal función, como su nombre indica es el de medir las condiciones del fondo del pozo, sea temperatura, presión, entre otras. Se a tomado en cuenta 3 sensores disponibles en el mercado, y son: REDA WOOD GROUP CENTRILIFT
REDA MAXIMUS PROMOTOR UNIT
Este sistema presenta mejoras confiables, y combina los sistemas de motor, protector y sensor en uno, de tal forma que se ensambla y se usa de forma rápida y eficiente.
WELL
LIFT H DOWNHOLE SENSOR
Este sensor puede determinar información como: Toma de presión Temperatura del fluido. Temperatura del motor. Temperatura de la electrónica. Temperatura de descarga. Vibración (Eje ³x´ y ³y´). Corriente de fuga. Fase de voltaje a tierra (A, B, C). Tiempo de corrida. Porcentaje de ruido. Medida de voltaje. Frecuencia de salida.
WELL
LIFT H DOWNHOLE SENSOR