ESCUELA POLITCNICA NACIONAL
MARCO BRITO FLORES
NIPLES Es un dispositivo tubular que se coloca en la tubera de
produccin a una profundidad determinada. Existen dos tipos de
Niples:
SelectivoMARCO BRITO FLORES
No-Go
NIPLES SELECTIVOSSu principio de funcionamiento est basado en el
conjunto de cerraduras que hacen juego con las llaves colocado en
un mandril de cierre. Pueden ser colocados ms de uno en una corrida
de tubera de produccin, siempre que tengan la misma dimensin
interna. Se utiliza para: Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo
o en ambas direcciones. Probar la tubera de produccin. Colocar
vlvula de seguridad, reguladores de fondo, herramientas de medicin.
Servir como punto de referencia.
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NIPLES NO SELECTIVOS O NO-GOEste tipo de niple es un receptor
para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es
tener una disminucin de dimetro llamado no pasa (NO-GO), para
localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto, el dimetro
exterior del dispositivo deber ser ligeramente mayor que el dimetro
interno ms pequeo.
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NIPLES NO-GO (AF-BAKER)
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STANDING VALVEUn standing valve funciona como una vlvula check
de fondo. Estas vlvulas permiten flujo en una sola direccin y se
pueden asentar en un No-Go. Una vez anclada, permite que el fluido
entre libremente en la tubera, mientras que la presin aplicada por
encima aprisiona la bola contra el asiento de sello.
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CAMISASEs una vlvula de subsuelo, diseada especficamente para
las completaciones de fondo, se utiliza para comunicar el tubing
con el espacio anular, en completaciones de pozos con arenas de
produccin diferentes. Tambin sirve para alojar la bomba jet para
pruebas o produccin. Es muy fcil 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.
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CAMISASMANGAS DE CIRCULACIN Son dispositivos que se colocan
sobre la primera empacadura. Se inyecta a travs del anular un
fluido liviano que permita desplazar el fluido de completacin y
aligerar la columna de fluido existente. MANGAS DE PRODUCCIN Se
colocan unos pies por debajo o por encima del horizonte productor
pero nunca frente, con el propsito de evitar que los fluidos
lleguen directamente a la manga de produccin.
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CAMISAS
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CAMISAS
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CAMISAS
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PULLING TOOLEstas herramientas han sido diseadas para sacar del
pozo, cuando as se desee, ciertos equipos tales como: vlvulas para
levantamiento artificial por gas, vlvulas de seguridad, tapones,
vlvulas de retencin, etc. Componentes Los componentes bsicos de
estos equipos son los siguientes: un ncleo central, cuas o perros,
pasador de seguridad y cabeza de pesca con punta roscada.
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PULLING TOOLAgarre interno Las cuas de enganche estn diseados
para atrapar o asegurar la cabeza de pesca con un bisel, asegura un
contacto firme. Estas herramientas tambin estn diseadas para soltar
el cuello de pesca en caso de un atascamiento, al romper el pasador
colocado en parte superior.
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PULLING TOOL
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PULLING TOOLPenetracin Estas herramientas enganchan en la parte
interna del cuello de pesca y estn equipadas con unas cuas
presionadas por un resorte, qu 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. Funcin Instalar equipos que requieren golpear hacia abajo
para colocarlos; al golpear hacia abajo se cierran las cuas que
ubican la herramienta y al mismo tiempo, se rompe el pasador y se
libera el bajante.
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PULLING TOOL
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RUNNING TOOLLos bajantes han sido diseados 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.
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RUNNING TOOLPara vlvulas de levantamiento artificial por gas La
conformacin de estos bajantes es casi idntica para los diferentes
tipos de vlvulas que existen. Estn formados por un cuerpo y una
cabeza de pesca con punta roscada. Su parte inferior es hueca y
posee agujeros tangenciales, dnde se aloja la cabeza de la vlvula.
El funcionamiento consiste en introducir la cabeza de la vlvula en
la parte hueca del bajante y sujetarla mediante dos pasadores
tangenciales. Al golpear hacia abajo, se asienta la vlvula; luego,
al golpear hacia arriba, se rompen los pasadores y se libera el
bajante.
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RUNNING TOOLTipo J Es similar al utilizado para bajar vlvulas
para levantamiento artificial por gas. Se emplea para bajar
mandriles tipo J, F, S, W (en sus respectivos Niples de
asiento)
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RUNNING TOOLTipo D Este bajante est formado por un cuerpo
principal con un mandril interno sujeto por un pasador; en la parte
inferior tiene dos cuas, las cuales, a su vez, mantienen las cuas
del candado del tapn abiertas, hasta que se localiza el cuello
donde debe anclarse; se ubican las cuas en el receso del cuello, se
golpea hacia arriba y se cierra el candado; luego, se rompe el
pasador para liberar el bajante.
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RUNNING TOOLTipo X Se usa para instalar los mandriles tipo X, R
y H. Cuando se baja el mandril, el bajante lo mantiene abierto
(cuas retradas). Al llegar al niple donde se desea asentar el
mandril, mediante un dispositivo especial, el bajante pone las cuas
del mandril en situacin de localizador y entrar en el perfil del
niple de anclaje.
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RUNNING TOOL
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SHIFTING TOOLEs una herramienta de fondo, ms comnmente asociado
con las operaciones de cable de acero, que se utiliza para abrir,
cerrar o cambiar la posicin de herramientas de control de flujo de
fondo de pozo o dispositivos de circulacin, como las camisas
deslizantes.
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SHIFTING TOOL
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EMPACADURASEs una herramienta de fondo que se usa para
proporcionar un sello entre la tubera de produccin y la tubera de
revestimiento a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos
desde la empacadura por el espacio anular hacia arriba. Tienen
dimetros de: 4 1/2, 7, 9 5/8.
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EMPACADURASComponentes 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
tubera bien sea los movimientos de compresin o de tensin a las cuas
para su expansin y anclaje al revestidor. Cuas: Son piezas metlicas
de acero recubiertas con material de alta dureza. Elemento
sellante: Son los sistemas fundamentales para lograr el aislamiento
hidrulico. Dispositivos de friccin: Estos son una parte esencial de
muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para
recuperarlas. Ancla hidrulica: Evita el movimiento de la empacadura
cuando se aplica una tensin contraria al de las cuas
principales.MARCO BRITO FLORES
EMPACADURASEMPACADURAS
Recuperables
Permanentes
RecuperablesPermanentes
Empacaduras de compresin
Empacaduras de tensin
Empacaduras de compresintensin
Empacaduras sencillas y duales de asentamiento hidrulico
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EMPACADURASRecuperables o mecnicas Estas empacaduras son bajadas
con la tubera de produccin y su asentamiento se logra girando la
tubera en el sentido de las agujas del reloj. El nmero de vueltas
est determinado por profundidad y el diseo de cada fabricante.
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EMPACADURAS
Compresin
Compresin dobles
Tensin sencillaMARCO BRITO FLORES
Tensin y compresin
EMPACADURASPermanentes o hidrulicas Son equipos compuestos de
iguales materiales que las empacaduras mecnicas, la diferencia
estriba en el mecanismo de anclaje de stas que es mediante presin
hidrulica. Se baja con la tubera hasta la profundidad establecida.
Se coloca presin a travs de la tubera la cual energiza unos
pistones en la parte interna del obturador. Finalmente, el
movimiento de estos pistones efecta el anclaje de las cuas as como
la expansin de los elementos sellantes contra el revestidor.
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EMPACADURASPermanentes - Recuperables
Tienen las mismas caractersticas que las permanentes, pero se
las puede recuperar cuando se requiera. Se usa preferiblemente en
condiciones medianas de presin y temperatura: 7 000 psi y 350
F.
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EMPACADURA
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EMPACADURA
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EMPACADURA FH-BAKER
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EMPACADURA PARA BESVa instalada en la sarta de tubera de
produccin, permitiendo un tubing de produccin con su completo ID,
adems del paso de un cable elctrico y la lnea de control.
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SENSORES DE FONDO Los sensores de fondo son dispositivos
electrnicos, componentes de un sistema de levantamiento artificial,
especficamente del sistema BES. Su principal funcin, como su nombre
indica es el de medir las condiciones del fondo del pozo, sea
temperatura, presin, entre otras. Se a tomado en cuenta 3 sensores
disponibles en el mercado, y son: REDA WOOD GROUP CENTRILIFT
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REDA MAXIMUS PROMOTOR UNITEste 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 rpida y
eficiente.
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WELL LIFT H DOWNHOLE SENSOREste sensor puede determinar
informacin como: Toma de presin Temperatura del fluido. Temperatura
del motor. Temperatura de la electrnica. Temperatura de descarga.
Vibracin (Eje x y y). Corriente de fuga. Fase de voltaje a tierra
(A, B, C). Tiempo de corrida. Porcentaje de ruido. Medida de
voltaje. Frecuencia de salida.
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WELL LIFT H DOWNHOLE SENSOR
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WOOD GROUP ESPS OSIRIS DOWNHOLE SENSORDiseo robusto sin parte
mviles. Hasta 6 canales de informacin y 35 das de memoria.
Comunicacin va cable de poder del BES. Clasificado a 302 F (150C)
Precisin hasta 0.1% psi/bar, temperatura hasta 34 F (1C) Adaptable
a todas las marcas de motores BES. Completamente compatible con
sistemas de proteccin catdica. Materiales de acero inoxidable,
resistente a la corrosin. Estndares de calidad ISO 9001.
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