87701985 dst presentacion general de testing

PRUEBAS DE FORMACION DSTPRUEBAS DE FORMACION DST

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

EQUIPO UTILIZADO EN EQUIPO UTILIZADO EN LAS PRUEBAS DE LAS PRUEBAS DE

FORMACIONFORMACION

DSTDST

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


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”


EQUIPO UTILIZADO EN EQUIPO UTILIZADO EN LAS PRUEBAS DE LAS PRUEBAS DE

FORMACIONFORMACION

DSTDST

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


• 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


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”


• 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”


• 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



• 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

RECOMENDACIONES DE RECOMENDACIONES DE SARTAS DE PRUEBASARTAS DE PRUEBA

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


SHORT de Reversa

DataLatch

IRIS Cierre de fondo De Circulacion

Martillo

Junta de Seg’d

Emp. Positrieve

Amortiguador

Soltador Cabeza Disparo

Pistolas TCP


SHORT de Reversa

SHORT de Reversa

SBSV de un Cierre de fondo

PTV de probar TP

Martillo

Junta de Seg’d

Emp. Positrieve

Amortiguador


Pistolas TCP

Sondas memoria


SHORT de Reversa

PTV de probar TP

Sondas memoria

Martillo

Junta de Seg’d

Emp. Positrieve

Amortiguador


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

ADQUISICION DE DATOS DE ADQUISICION DE DATOS DE FONDOFONDO

DataLatchDataLatch

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 DISPAROSSISTEMA DE DISPAROS

TCPTCP

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 Presion DiferencialCabeza de Presion Diferencial

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


Cabeza de Presion AbsolutaCabeza de Presion Absoluta

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


Cabeza de Disparo con BarraCabeza de Disparo con Barra

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

SPAN Programa de Simulacion

-28 -21 -14 -7 7 14 21 28

-28-21

-14

-7

7

14

21

28

Cement

Formation

Cross-Sectional Plot

Perforator CharacteristicsGun/Charge Type : ¹4-5/8 HSD 72,5 51J UJ HMX

Simulacion del performance de

las cargas acorde con las

caracteristicas del reservorio

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