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OBJETIVO BASICOOBJETIVO BASICO
-Determinar mediante el analisis de datos de Fondo
(Presion y Temperatura),datos de superficie (Presion y
Temperatura de cabeza,Cantidad de liquido, Cantidad de
Gas, Caracteristicas del fluido del pozo) , las caracteristicas
geologicas y de productividad del yacimiento.
-Definir la completacion optima a utilizar en dicho
yacimiento
-
TIPOS DE ARREGLOSTIPOS DE ARREGLOS (Dependiendo del Edo. Mecánico y Objetivos de la Prueba (Dependiendo del Edo. Mecánico y Objetivos de la Prueba)
Asentando empacadura
en hueco abierto
Hueco revestidozona de interes
perforada con TCP
Doble empacadurapara aislar
zonas sin interes
Asentando empacadura en hueco entubado
yacimiento en hueco abierto
(Prueba Barefoot)
Pf
Ph
Pc
SISTEMA DE ADQUISICIONSISTEMA DE SELLO ( EMPACADURA )
Yacimiento
Pc < P f < Ph
ELEMENTOS BASICOS DEL DSTELEMENTOS BASICOS DEL DST
SISTEMA DE CIRCULACIÓN y CONTROL
SISTEMA DE CIERRE EN FONDO
OPERACIONES BASICASOPERACIONES BASICAS
Pf
Ph
Válvula de Prueba
Sensores
Empacador
Válvula de circulación
UNA VEZ BAJADA LA SARTA DE PRUEBA Y UNA VEZ BAJADA LA SARTA DE PRUEBA Y ASENTADA LA EMPACADURA, SE PROCEDE ASENTADA LA EMPACADURA, SE PROCEDE ABRIR LA VALVULA DE CIRCULACION PARA ABRIR LA VALVULA DE CIRCULACION PARA DESPLAZAR EL FLUIDO DEL COLCHON Y ASI DESPLAZAR EL FLUIDO DEL COLCHON Y ASI ALIGERAR LA COLUMNA SOBRE LA ALIGERAR LA COLUMNA SOBRE LA FORMACION .LUEGO SE CIERRA LA VALVULA FORMACION .LUEGO SE CIERRA LA VALVULA DE CIRCULACION.DE CIRCULACION.
SE PROCEDE A ABRIR LA VALVULA DE PRUEBA SE PROCEDE A ABRIR LA VALVULA DE PRUEBA PERMITIENDO EL FLUJO DEL PETROLEO A PERMITIENDO EL FLUJO DEL PETROLEO A TRAVES DE LA TUBERIA HACIA LA SUPERFICIE. TRAVES DE LA TUBERIA HACIA LA SUPERFICIE. ..
DESPUES DE UN PERIODO ESTABLECIDO ( DE DESPUES DE UN PERIODO ESTABLECIDO ( DE
LIMPIEZA ) LA VALVULA DE FONDO SE LIMPIEZA ) LA VALVULA DE FONDO SE
CIERRA .PRODUCIENDO UN INCREMENTO DE CIERRA .PRODUCIENDO UN INCREMENTO DE
LA PRESION DE FORMACION BAJO ESTA.LA PRESION DE FORMACION BAJO ESTA.ESTE CIERRE ES REGISTRADO POR LOS ESTE CIERRE ES REGISTRADO POR LOS
SENSORES DE PRESION Y TEMPERATURA. SENSORES DE PRESION Y TEMPERATURA.
DICHO PERIODO ES DENOMINADO BUILD UP.DICHO PERIODO ES DENOMINADO BUILD UP.
POSTERIORMENTE LA VALVULA SE ABRE POSTERIORMENTE LA VALVULA SE ABRE NUEVAMENTE Y EL PERIODO DE FLUJO SE NUEVAMENTE Y EL PERIODO DE FLUJO SE
REPITE SEGUIDO DE OTRO CIERRE CON LA REPITE SEGUIDO DE OTRO CIERRE CON LA
FINALIDAD DE DETERMINAR LOS FINALIDAD DE DETERMINAR LOS
PARAMETROS DELPARAMETROS DEL
YACIMIENTO.YACIMIENTO.
APERTURA (Inicio de la Prueba)
OPERACIONES BASICAS IIOPERACIONES BASICAS II
Pf
Ph
Válvula de Prueba
Sensores
Empacador
Válvula de circulación ABIERTA
DURANTE LOS PERIODOS DE FLUJO CON LOS EQUIPOS TEMPORALES DE SUPERFICIE.: ES POSIBLE OBTENER INFORMACION DE CAUDALES DE PRODUCCION, CANTIDAD DE GAS, PRESION Y TEMPERATURA DE CABEZA, ASI COMO MUESTRAS DEL FLUIDO.
UNA VEZ DEFINIDO EL FINAL DE LA PRUEBA, SE CIERRA LA VALVULA DE FONDO, Y SE PROCEDE A ABRIR LA VALVULA DE REVERSA ATRAVES DE LA CUAL SE DESPLAZAN LOS FLUIDOS DE LA FORMACION DE LA TUBERIA DE TRABAJO.
UNA VEZ VERIFICADO HOMOGENIDAD EN EL FLUIDO DE CONTROL, SE PROCEDE A DESANCLAR LA EMPACADURA.
CIRCULACION DIRECTA DE TODO EL VOLUMEN ES REALIZADA PARA ASEGURAR CONTROL DE POZO Y VERIFICAR QUE NO EXISTAN CAPAS DE GAS EN EL SISTEMA.
CIERRE ( Termino de Prueba )
POZO HELECHO No. 1DISPARO TCP
APERTURA Y CIERRE DE PCT
1560
1580
1600
1620
1640
1660
1680
1700
1720
1/19/00 12:43 1/19/00 12:57 1/19/00 13:12 1/19/00 13:26 1/19/00 13:40 1/19/00 13:55 1/19/00 14:09 1/19/00 14:24 1/19/00 14:38 1/19/00 14:52
TIEMPO
PS
I
OPERA PORT
ANCLA EMPACADOR
ABRE PCT
DISPARAN PISTOLAS
FLUJO POR 1/4"
CIERRA PCT
RESUMEN DE OPERACIONESRESUMEN DE OPERACIONES
DETONACION DE CANONES
REQUERIMIENTOS PARA UTILIZAR EL DST REQUERIMIENTOS PARA UTILIZAR EL DST EN HUECO ABIERTO Y BAREFOOTEN HUECO ABIERTO Y BAREFOOT
ASENTANDO ENAGUJERO
DESCUBIERTO YO PRUEBA BAREFOOT
• CONDICIONES ESTABLES DEL AGUJERO Y GEOMETRIA REGULAR, PARA OBTENER UN BUEN SELLO (Hueco Abierto)
• QUE EL INTERVALO EN DONDE SE COLOQUE EL EMPACADOR SEA DE UNA FORMACIÓN ESTABLE
LA CUAL TAMBIÉN SOPORTE LA PRESIÓN DIFERENCIAL ENTRE LA TUBERIA DE TRABAJO Y EL ESPACIO ANULAR. (Hueco Abierto)
• EVITANDO PELIGROS DE COLAPSO DE LAS FORMACIONES, LA EVALUACION ESTA CONDICIONADA A PERIODOS PEQUENOS DE FLUJO Y BAJOS DIFERENCIALES CONRESPECTO A LA PRESION DE LA FORMACION (HUECO Abierto y Barefoot)
CON ESTE TIPO DE PRUEBAS SE OBTIENE:
• UNA MUESTRA DEL FLUIDO A CONDICIONES DE FONDO.• ESTIMACIÓN DEL GASTO PRODUCIDO• LA Pws, EL DAÑO Y LA PERMEABILIDAD• DEPENDIENDO DE LA PERMEABILIDAD , SE PODRIA
DETECTAR FALLAS GEOLOGICAS.
• LA PRUEBA NO EXCEDE DE 24 hrs EN EL FONDO
Valvula de Cierre en Fondo Valvula de Cierre en Fondo PCTPCT
• Despues de asentar la empacadura, la válvula PCT se abre al aplicar presión en el espacio anular
• Se cierra al desahogar la presión aplicada al anular
• Sella con presiones diferenciales en ambas direcciones de hasta 15,000 psi
• Al bajar cerrado se puede utilizar un colchón parcial (aire) para tener la formacion en bajo balance al disparar, permitiendo la autolimpieza de la formación y una respuesta inmediata de esta
• Permite control adicional del pozo en el fondo, y permite matar el pozo mas facilmente….mas seguridad
• Permite probar la tuberia…evita pérdidas de tiempo debido a fugas.
• Necesario para aislar el espacio anular del intervalo a evaluar. Provee un paso de flujo intervalo a evaluar. Provee un paso de flujo
seguro a traves de la sartaseguro a traves de la sarta• Operación de anclaje sencilla (levantar, girar 1 Operación de anclaje sencilla (levantar, girar 1 vuelta / 3000’ de tuberia, bajar tuberia y aplicar vuelta / 3000’ de tuberia, bajar tuberia y aplicar peso)peso)• Fullbore 2-1/4” o más, permite bajar con cable Fullbore 2-1/4” o más, permite bajar con cable
las herramientas de registrolas herramientas de registro
EMPACADURAEMPACADURA De tipo recuperable, y asentamiento mecanico:De tipo recuperable, y asentamiento mecanico:Rotacion (Positest, Positrieve,FlexPac HP), Rotacion (Positest, Positrieve,FlexPac HP), Reciprocacion de tuberia (Positest Longstroke).Reciprocacion de tuberia (Positest Longstroke).Modulo Hold Down para soportar fuerzas hidraulicas Modulo Hold Down para soportar fuerzas hidraulicas hacia arriba durante estimulaciones o inyeccionhacia arriba durante estimulaciones o inyeccion
Válvulas de Reversa y CirculaciónVálvulas de Reversa y Circulación
• SHORT(SHRV)SHORT(SHRV)– Válvula de reversa operada por presión
anular (Disco de Ruptura)–Se utiliza en la etapa final de la prueba
para el control del pozo– La Presión anular rompe el disco de
ruptura. Abriendo puertos que comunican el anular con la tuberia.–No puede volver a cerrarse.
• MCCVMCCV– Válvula de reversa / circulacion de varios
ciclos
– Operada por ciclos de presion de tuberia, abre luego de cierto numero de ciclos (6 o 12) en posicion de reversa.
– La aplicación de otro ciclo cambia su posicion a desplazamiento directo.
– No es afectada por la operación de las otras herramientas, con presión en el espacion anular
– Permite desplazar colchon de fluidos para aligerar la columna, fluidos de estimulacion como acido, y fluidos de control del pozo
Válvulas de Reversa y CirculaciónVálvulas de Reversa y Circulación
Herramientas AdicionalesHerramientas Adicionales • Martillo Hidraúlico
– Provee golpes hacia arriba en caso de que la empacadura no desancle facilmente – Opera por Tensión aplicada en superficie – Fullbore 2-1/4”
• Junta de Seguridad– Permite recuperar la sarta dejando el empacador abajo en caso de estar pegado
– Al recuperar la sarta se puede usar la junta para bajar con un martillo mas potente y recuperar la empacadura
– Fullbore 2-1/4”
Herramientas OpcionalesHerramientas Opcionales
• TFTV– Válvula de tipo flapper que sirve para
llenar (by-pass) y probar (Flapper) la sarta durante la bajada
– Operada por presion, una vez en fondo se presuriza el anular hasta romper el disco de ruptura, con lo que el flapper queda totalmente abierto.
– Fullbore 2-1/4” cuando el flapper esta abierto
• SBSV
– Válvula de bola de seguridad adicional durante la prueba
– Permanentemente cierra el pozo con presión en el espacio anular al romper un disco de ruptura
– Fullbore 2-1/4”, corta linea y cable 0.23”
Herramientas OpcionalesHerramientas Opcionales
Valvula de Cierre en Fondo Valvula de Cierre en Fondo PCTPCT
• Despues de asentar la empacadura, la válvula PCT se abre al aplicar presión en el espacio anular
• Se cierra al desahogar la presión aplicada al anular
• Sella con presiones diferenciales en ambas direcciones de hasta 15,000 psi
• Al bajar cerrado se puede utilizar un colchón parcial (aire) para tener la formacion en bajo balance al disparar, permitiendo la autolimpieza de la formación y una respuesta inmediata de esta
• Permite control adicional del pozo en el fondo, y permite matar el pozo mas facilmente….mas seguridad
• Permite probar la tuberia…evita pérdidas de tiempo debido a fugas.
• Necesario para aislar el espacio anular del intervalo a evaluar. Provee un paso de flujo intervalo a evaluar. Provee un paso de flujo
seguro a traves de la sartaseguro a traves de la sarta• Operación de anclaje sencilla (levantar, girar 1 Operación de anclaje sencilla (levantar, girar 1 vuelta / 3000’ de tuberia, bajar tuberia y aplicar vuelta / 3000’ de tuberia, bajar tuberia y aplicar peso)peso)• Fullbore 2-1/4” o más, permite bajar con cable Fullbore 2-1/4” o más, permite bajar con cable
las herramientas de registrolas herramientas de registro
EMPACADURAEMPACADURA De tipo recuperable, y asentamiento mecanico:De tipo recuperable, y asentamiento mecanico:Rotacion (Positest, Positrieve,FlexPac HP), Rotacion (Positest, Positrieve,FlexPac HP), Reciprocacion de tuberia (Positest Longstroke).Reciprocacion de tuberia (Positest Longstroke).Modulo Hold Down para soportar fuerzas hidraulicas Modulo Hold Down para soportar fuerzas hidraulicas hacia arriba durante estimulaciones o inyeccionhacia arriba durante estimulaciones o inyeccion
Válvulas de Reversa y CirculaciónVálvulas de Reversa y Circulación
• SHORT(SHRV)SHORT(SHRV)– Válvula de reversa operada por presión
anular (Disco de Ruptura)–Se utiliza en la etapa final de la prueba
para el control del pozo– La Presión anular rompe el disco de
ruptura. Abriendo puertos que comunican el anular con la tuberia.–No puede volver a cerrarse.
• MCCVMCCV– Válvula de reversa / circulacion de varios
ciclos
– Operada por ciclos de presion de tuberia, abre luego de cierto numero de ciclos (6 o 12) en posicion de reversa.
– La aplicación de otro ciclo cambia su posicion a desplazamiento directo.
– No es afectada por la operación de las otras herramientas, con presión en el espacion anular
– Permite desplazar colchon de fluidos para aligerar la columna, fluidos de estimulacion como acido, y fluidos de control del pozo
Válvulas de Reversa y CirculaciónVálvulas de Reversa y Circulación
Herramientas AdicionalesHerramientas Adicionales • Martillo Hidraúlico
– Provee golpes hacia arriba en caso de que la empacadura no desancle facilmente – Opera por Tensión aplicada en superficie – Fullbore 2-1/4”
• Junta de Seguridad– Permite recuperar la sarta dejando el empacador abajo en caso de estar pegado
– Al recuperar la sarta se puede usar la junta para bajar con un martillo mas potente y recuperar la empacadura
– Fullbore 2-1/4”
Herramientas OpcionalesHerramientas Opcionales
• TFTV– Válvula de tipo flapper que sirve para
llenar (by-pass) y probar (Flapper) la sarta durante la bajada
– Operada por presion, una vez en fondo se presuriza el anular hasta romper el disco de ruptura, con lo que el flapper queda totalmente abierto.
– Fullbore 2-1/4” cuando el flapper esta abierto
• SBSV
– Válvula de bola de seguridad adicional durante la prueba
– Permanentemente cierra el pozo con presión en el espacio anular al romper un disco de ruptura
– Fullbore 2-1/4”, corta linea y cable 0.23”
Herramientas OpcionalesHerramientas Opcionales
• PTV–Válvula de bola que normalmente esta cerrada, y es usada para probar la sarta o mantener un colchón.
–También es útil en las pruebas de Producción
–Queda permanentemente abierta al romper el disco de ruptura
–Fullbore 2-1/4” al abrir
Herramientas OpcionalesHerramientas Opcionales
Herramientas OpcionalesHerramientas Opcionales
• HOOP– Permite mantener la válvula PCT abierta sin presion anular al llegar al su ciclo de Hold-Open– Permite colocar fluidos / ácido hasta abajo del PCT– Permite circular completamente por debajo de la PCT– Permite quitar la presion anular y mantener la PCT abierta durante trabajos con cable para mayor seguridad
• FASC-D– Permite tomar una muestra de fondo, del fluido en la
tubería, en cualquier momento durante la prueba – Operada por presion en el espacion anular al romper un
disco de ruptura.– ID 1 7/8” “D” (en Venezuela) FASC-E, ID 2 ¼” – Muestras de calidad PVT de 600, 1000 ó 1200 cc
• Junta con Traza Radioactiva– Permite correlacionar los canones TCP con un registro de Rayos Gama
NUEVA GENERACION NUEVA GENERACION DSTDST • IRIS
– Válvula de cierre en fondo y válvula de circulacion en una sola herramienta
– Operada por pulsos de baja presión en el espacion anular
– Pulsos detectados por un sensor de presión en la herramienta
– Cuenta con un microprocesador que verifica la secuencia de pulsos y transmiste vía sistema electrónico e hidraúlico
permitiendo abrir o cerrar las válvulas dependiendo del tren de pulsos de presion recibido desde la superficie
– Permite el uso de mandos automáticos para optimizar la operación
– Su Diseño hidraúlico no permite la contaminacion por lodo, asegurando menos posibilidad de fallas
– La operación de la herramienta es independiente de las condiciones de presión, temperatura o desviación en el fondo
– Todas las operaciones de la herramienta estan grabados en su memoria, lo cual puede ser leído en superficie al final del trabajo
– Fullbore 2-1/4”, compatible con DataLatch, y herramientas del sistema PCT
Resumen de Sartas PropuestasResumen de Sartas Propuestas
Juntas de Deslizamiento
SHORT de Reversa
MCCV de Circulacion
DataLatch
PCT/PORT Cierre de fondo
Martillo
Junta de Seg’d
Emp. Positrieve
Amortiguador
Soltador
Cabeza Disparo
Pistolas TCP
Juntas de Deslizamiento
SHORT de Reversa
DataLatch
IRIS Cierre de fondo De Circulacion
Martillo
Junta de Seg’d
Emp. Positrieve
Amortiguador
Soltador Cabeza Disparo
Pistolas TCP
Juntas de Deslizamiento
SHORT de Reversa
SHORT de Reversa
SBSV de un Cierre de fondo
PTV de probar TP
Martillo
Junta de Seg’d
Emp. Positrieve
Amortiguador
Soltador Cabeza Disparo
Pistolas TCP
Sondas memoria
Juntas de Deslizamiento
SHORT de Reversa
PTV de probar TP
Sondas memoria
Martillo
Junta de Seg’d
Emp. Positrieve
Amortiguador
Soltador Cabeza Disparo
Pistolas TCP
PCT IRIS SBSV PTV MFE Juntas de Deslizamiento
SHORT de Reversa
SHORT de Reversa
Martillo
Junta de Seg’d
Emp. Bobtail
Anclas perforadas
MFE Cierre de fondo
Registradores de fondo
Adquisición de Datos en Tiempo RealAdquisición de Datos en Tiempo Real Sistema DataLatchSistema DataLatch
• DGA (portaregistradores) con capacidad de 4 sondas
• DLWA esta conectada arriba del DGA y permite la comunicacion para lectura en tiempo real de las 4 sondas en el DGA (redundancia total)
• LINC permite comunicacion con el DLWA con Unidad
de wireline
• Fullbore 2-1/4”
• Sondas pueden leer por debajo o por arriba de la válvula PCT o la presion anular
• No hay conexion eléctrica entre el LINC y LDCA
• Información transmitida del LDCA al LINC por un acoplamiento inductivo
LDCA
LINC
Sondalecturaanular
PCTcerrada
DGA
SondalecturaBajo PCT
Ventajas de usar DataLatchVentajas de usar DataLatch • Se puede configurar los sensores para leer la presión del yacimiento, la presión anular o la presión encima de la válvula, antes de bajar la sarta DST
• Se puede leer cualquiera de las 4 sondas, en cualquier orden, cuando el LINC esta conectado inductivamente
• Redundancia total de la sonda de lectura en tiempo real sin sacar el LINC o la sarta DST
Con la lectura DataLatch y Cierre en el fondose puede concluir los periodos de cierre y la prueba en si misma antes de lo previsto, una vez obtenida la
informacion necesaria.
Ventajas de usar DataLatchVentajas de usar DataLatch • Se puede eligir bajar el LINC solamente durante los
periódos de cierre, para minimizar riesgos de tener cable en el pozo cuando esta fluyendo
• Se puede recuperar información de la memoria de las sondas antes de un disparo y posterior a los periódos de flujos al bajar el LINC durante un cierre para continuar en tiempo real
• Durante los periódos de flujo no hay ninguna obstrucción en la tuberia
• Fallas eléctricas reducidas con el acople inductivo
Sensores de Alta ResoluciónSensores de Alta Resolución• Mejor medición de presión en terminos de ruido,precisión, resolución,
estabilidad y respuesta dinámica
• Medicion de presión y temperatura en un punto del mismo cristal de cuarzo (no en cristales separados)
• No hay error por corrección de temperaturaESPECIFICACIONES CQR WTSR-A
TIPO DE SENSOR CUARZO SAFIRO
RANGO DE PRESION 16,000 psi 20,000 psi
RANGO DE TEMPERATURA 177 Oc 190
oC
DIAMETRO EXTERNO 1.2 in 1.2 in
LONGITUD 28 cm 27 cm
Max. DE DATOS QUE SE ALMACENAN 400,000 ( 1Mbytes ) 480,000 (1 Mbytes)
DURACION DE BATERIA 8/50 DIAS 50 DIAS
PRECISIÓN DE PRESIÓN 1.0- 2.5 psi + - 0.5 psi
RESOLUCIÓN PARA MUESTREO DE 1seg 0.01 psi 0.05 psi
DRIFT ( por 6 meses, 10,000 psi y 150 oC) 1.5-2.0 psi 1 psi/semana
PRECISIÓN EN TEMPERATURA 0.5 oC + - 0.08 oC
RESOLUCIÓN EN TEMPERATURA 0.01 oC 0.001 oC
Sistema de Disparos TCPSistema de Disparos TCPCabeza de Disparo• Presión Diferencial (No recomendada)• Presión Absoluta• Barra Redundancia
Pistolas TCP • HSD 4 1/2” y HSD 7” (recomendado)• HSD 4 5/8” (alternativa)• HSD 4.72” (depende de la presión
esperada)
HDF-DAHDF-DA
Seguridad con Sistema TCPSeguridad con Sistema TCPUso restringido de explosivos primarios• solamente en la cabeza de disparo• detonación accidental muy dificil porque no hay explosivos
primarios en las conexiones de canon a canon
Espaciador de seguridad• un espaciador de 3 metros minímo por encima de las cargas
asegurando que estas estarán por debajo de la mesa rotaria al conectar la cabeza de disparo
Disparo de arriba hacia abajo• la cabeza de disparo siempre se conecta al útimo• personal no expuestos a canones armados durante la
introducción o recuperación de la tubería
Presión hidrostatica minima para disparar• normalmente más de 500 psi, cabeza muy segura en
superficie
Pistolas TCPPistolas TCP Cañon Carga Penet. Hueco Presion Temp. Diametro Dens. Fase
(in) Ent. (in) Max.(psi) Max. (oC) Max.(in.) Disp. (grados)
4-1/2 34JL UJ HMX 28.6 0.34 12,000 200/150 4.77 40 135/45
4-1/2 PJ4505 HMX 54.1 0.42 12,000 200/150 4.74 16 72
4-5/8 PJ4505 HMX 54.1* 0.42* 17,000 200/150 16 72
4.72 PJ4505 HMX 54.1* 0.42* 20,000 200/150 4.89 16 72
7 PJ4505 HMX 54.1* 0.42* 10,000 200/150 7.04 40 135/45
7 PJ4505 HMX 54.1* 0.42* 10,000 200/150 7.04 46 140/20
* Estimado de los datos API del cañon de 4-1/2”
Cañones recomendados
Cabeza de Presion DiferencialCabeza de Presion Diferencial• Este sistema utiliza la
diferencial de presión entre el anular por encima del empacador, y la presion por debajo del empacador (rathole) para disparar los cañones
• Generalmente la presión es aplicada por el espacio anular después de abrir la válula de fondo
• Permite facilmente aplicar una presión de bajo balance sobre la formacion con un colchon parcial
• Sistema ‘fullbore’ permite soltar los cañones al disparar
• Muy seguro porque no hay presion diferencial sobre la cabeza hasta asentar el empacador
Especificaciones: DPF
Diametro Externo (pulg.) 3-1/8
Longitud(pulg. 23.1
Rango de presion differencial (psi)
500 to 12000
Presion minima en ‘Rathole’ (psi)
No Dispara 600
Todo Dispara 800
Presion Diff. Maxima (psi) 20000
Temperatura Maxima (ºC) 200
Cabeza de Presión AbsolutaCabeza de Presión Absoluta• Activada por presion de
tuberia, posee una camara de aceite para dar un tiempo de espera antes de detonar. De esta manera se puede desahogar la presion aplicada para activar la cabeza, detonando los canones bajo-balance
• Tiempo de retraso de minutos a horas
• Compatible con las otras cabezas de disparo permitiendo redundancia
• Es necesario llenar la tuberia, o usar nitrogeno si se requiere un colchon parcial, para aplicar la presion a la cabeza
Especificaciones: HDF
Diametro Externo (pulg.) 1.38”
Rango de presion absoluta (psi)
500 to 25000
Presion minima en ‘Rathole’ (psi)
No Dispara 150
Todo Dispara 300
Presion Maxima (psi) 25000
Temperatura Maxima (ºC) 200
Cabeza de Disparo con BarraCabeza de Disparo con Barra
• Para pozos con desviaciones menor que 55 grados
• Ideal para pozos verticales
• Compatible con las otras cabezas de disparo permitiendo redundancia
• Puede bajar barra con linea de acero cuando los cañones estan en profundidad
• Permite mantener una presion de bajo balance sobre la formacion con un colchon parcial
Especificaciones: BHF
Diametro Externo (pulg.) 1-1/4
Presion minima de operacion (psi)
No Dispara 150
Todo Dispara 300
Presion Maxima (psi) 20000
Temperatura Maxima (ºC) 200
54.1
47.3
49.3
46.0
48.0
50.0
52.0
54.0
56.0
PowerJet Ultrajet Mejor Competidor
CargasCargas • PowerJet 4505 - Mejor de su clasePowerJet 4505 - Mejor de su clase
– 54.1 in. PEN, 0.42 in. EH (4 1/2-in., 5 spf, 72° )– 4 1/2-in. , 4 5/8-in. , 4.72-, 5-in. HSD guns (5 spf, 72° )
– 7-in. HSD gun (12 spf, 135° /45° ; 14 spf, 140° /20° )
Resumen de Canones RecomendadosResumen de Canones Recomendados • Para revestimiento de 7”Para revestimiento de 7”
– TCP 4-1/2” con cargas Powerjet, 16 CPMts , 72o
– API penetracion de 54.1”, mejor en mercado– mas productividad, menos cargas, menos costo– mejor respuesta de la formacion al alcanzar la
zona no dañada
• Para revestimiento de 9-5/8”Para revestimiento de 9-5/8”– TCP 7” con cargas Powerjet, 40 CPM , 135/45o
– mejor penetración y productividad del mercado
• Para bajar con cable si es necesarioPara bajar con cable si es necesario– PowerPivot 1-11/16”, 13 CPMts, 180o
– mas seguro, diámetro interno sarta DST 2-1/4”– API penetracion de 32.8”, mejor en mercado