Unidad 4. Terminación del Pozo

Expositores: Uriel Perea Armando Morales

TemarioTERMINACIÓN DEL POZO •Evaluaciones previas. •Tipos de terminación. •Terminación vertical sencilla, doble y triple. •Otras modalidades de terminación. •Bombeo mecánico y Bombeo hidráulico. •Levantamiento artificial por gas. •La sarta de producción. •Aditamentos para la sarta de producción. •Terminación de pozos horizontales. •Tubería continua o devanada de producción. •Terminación de pozos costafuera.

Evaluaciones Previas

Un término genérico utilizado para describir el arreglo de tubulares y equipos de fondo de pozo requeridos para posibilitar la producción segura y eficiente de un pozo de petróleo o gas. El punto en el cual comienza el proceso de terminación de un pozo puede depender del tipo y el diseño del pozo. No obstante, durante la fase de construcción de un pozo, se aplican muchas opciones o se ejecutan muchas acciones que producen un impacto significativo sobre su productividad.

Fases Principales de la TerminaciónEstablecimiento de los objetivos y las bases

del diseño

Determinación del desempeño óptimo del pozo

Procuramiento de los componentes y servicios requeridos

Establecimiento de los diseños conceptuales para la terminación

Revisión de las estrategias para la vida del pozo y del campo

Desarrollo del diseño detallado de la terminación

Planeación de las actividades de servicio asociadas al pozo

Planeación fuera del pozo

Planeación dentro del pozo

Instalación de la terminación

Evaluación de la terminación

Sísmica, Perforación, DST, Completación, Evaluación,

Estimulación

Perfil Modificado

Recobro Mejorado Estimulación

WorkoverThru-tubing Taponamiento y

Abandono

Producción NO

OptimizadaProducción Optimizada

-$

R

even

ue

+$

Tiempo de Vida del Pozo

Evaluaciones PreviasLas apreciaciones más importantes que conducen a una buena terminación son:

• El tipo de hoyo que penetra los estratos perforados: vertical, desviado convencional, desviado de largo alcance, inclinado u horizontal.

• El rumbo y el aspecto de la circunferencia de la trayectoria del hoyo, para que las sartas de revestimiento queden bien centradas y la cementación de las mismas sea eficaz. Y, posteriormente, que tanto la inserción y manejo de otras sartas y herramientas como su extracción se realicen sin causar desgastes y/o daños a las TR’s.

Evaluaciones Previas• En el caso del hoyo desviado de largo alcance, el inclinado o el

horizontal se tomarán las precauciones requeridas para evitar atascos durante las operaciones de revestimiento y cementación de las sartas. Si la sarta horizontal se utiliza como TR y como sarta de producción, la corrida en el hoyo requiere esmerada atención para que quede bien centrada, y la cementación y el cañoneo se hagan sin inconvenientes.

• Los gradientes de presión y de temperatura para mantener el fluido de perforación o los especiales de terminación dentro de las exigencias requeridas. Igualmente la selección de cementos y aditivos para la cementación de sartas, especialmente la última sarta.

Evaluaciones Previas• Interpretaciones cualitativas y cuantitativas de pruebas hechas con la sarta de

perforación en el hoyo descubierto para discernir sobre: presiones, régimen de flujo, tipo y calidad de fluidos: gas, petróleo, agua.

• Registros y/o correlaciones de registros para determinar: tope y base de los estratos, espesor de intervalos presuntamente productivos, zonas de transición, porosidad, permeabilidad, tipo de rocas, buzamientos, accidentes geológicos (fallas, plegamientos, adelgazamientos, discordancia, corrimientos, etc.), características del petróleo a producirse.

• Estudio de historias de perforación, terminación y producción de pozos contiguos, cercanos o lejanos para apreciar procedimientos empleados antes, comportamiento mecánico de las terminaciones, posibles reparaciones realizadas y desenvolvimiento de la etapa productiva de los pozos.

Tipos de TerminaciónLa terminación vertical sencilla contempla, generalmente, la selección de un solo horizonte productor para que descargue el petróleo hacia e l pozo . S in embargo , ex i s ten va r ias modalidades de terminación sencilla.

La terminación sencilla clásica, con la TR cementada hasta la profundidad total del hoyo, consiste en que la TR sea cañoneado (disparos) a bala o por proyectil a chorro, para abrir tantos orificios (perforaciones) de determinado diámetro por metro lineal hélico para establecer el flujo del yacimiento hacia el pozo.

Tipos de Terminación

La terminación vertical sencilla contempla, generalmente, la selección de un solo horizonte productor para que descargue el petróleo hacia el pozo. Sin embargo, existen varias modalidades de terminación sencilla.

Terminación Vertical Sencilla en Open Hole sin empacador (Agujero Descubierto)

Agua Dulce

Esquistos

Agua en arenisca

Areniscas

Esquistos

Esquistos

Calizas

Intervalo Productor

Calizas

Esquistos

La terminación sencilla clásica, con la TR cementada hasta la profundidad total del hoyo, consiste en que la TR sea cañoneado (disparos) con cargas usadas con la unidad de Wireline, Coiled Tubing o Slickline o por técnicas de fracking, para abrir tantos orificios (perforaciones) de determinado diámetro por metro lineal hélico para establecer el flujo del yacimiento hacia el pozo. Esta terminación no usa empacador de producción.

Agua Dulce

Esquistos

Agua en arenisca

Areniscas

Dolomitas

Esquistos

CalizasIntervalo Productor

Esquistos

Calizas

Terminación Vertical Sencilla en Cased Hole (Agujero Entubado)

La terminación sencilla clásica, con la TR cementada hasta la profundidad total del hoyo. Esta terminación usa empacador de producción para aislar el E.A.

Agua Dulce

Esquistos

Agua en arenisca

Areniscas

Intervalo Productor

Esquistos

CalizasIntervalo Productor

Calizas

Esquistos

Terminación Vertical Doble en Cased Hole (Agujero Entubado)

Otra versión de terminación sencilla, permite que selectivamente pueda ponerse en producción determinado intervalo. Para esto se requiere adaptar a la sarta de producción los empacadores requeridos y las válvulas especiales en frente de cada intervalo para permitir que el petróleo fluya del intervalo deseado y los otros estratos se mantengan sin producir. Por las características petrofísicas de la roca, especialmente en el caso de caliza o dolomita, la terminación sencilla puede hacerse C.H.

Terminación Vertical Sencilla en Open Hole (Agujero Descubierto)

Agua Dulce

Esquistos

Agua en arenisca

Areniscas

Esquistos

Esquistos

Calizas

Intervalo Productor

Calizas

Esquistos

La tubería de producción lleva en su parte inferior un empacador adecuad que se ancla contra la pared de la TR. La parte superior de la sarta se cuelga del cabezal del pozo y del cabezal sale la tubería de producción que lleva el petróleo hasta el múltiple de la instalación de separadores donde se separa el gas, el petróleo y el agua. De aquí en a d e l a n t e , e n l a e s t a c i ó n d e f l u j o y almacenamiento, se procede al manejo de estos tres fluidos de acuerdo a sus características.

Agua Dulce

Esquistos

Agua en arenisca

Areniscas

Dolomitas

Esquistos

CalizasIntervalo Productor

Calizas

Esquistos

Terminación Vertical Sencilla en Cased Hole (Agujero Entubado)

Algunas veces se puede optar por revestir el intervalo productor utilizando un liner hanger, tubería ranurada que cuelga del revestidor de producción.

Agua Dulce

Esquistos

Agua en arenisca

Areniscas

Intervalo Productor

Esquistos

CalizasIntervalo Productor

Calizas

Esquistos

Terminación Vertical Selectiva Doble en Cased Hole (Agujero Entubado)

Algunas veces se puede optar por revestir el intervalo productor utilizando un liner hanger, tubería ranurada que cuelga del revestidor de producción.

Terminación Vertical Sencilla en Open Hole sin empacador (Agujero

Descubierto)

Agua Dulce

Esquistos

Agua en arenisca

Areniscas

Esquistos

Esquistos

Calizas

Intervalo Productor

Calizas

Esquistos

Agua Dulce

Esquistos

Agua en arenisca

Areniscas

Intervalo Productor

Esquistos

CalizasIntervalo Productor

Calizas

Esquistos Terminación Vertical Selectiva Doble en Cased Hole (Agujero Entubado)

Otras Terminaciones

Lower Completions - Esto se refiere a la parte del pozo a través de la zona de producción o inyección. El diseño del pozo también tiene muchas herramientas y opciones disponibles para el diseño de la terminación inferior de acuerdo con las condiciones del yacimiento. Por lo general, la terminación inferior se establece a través de la zona productiva utilizando un sistema de colgadores de revestimiento, que ancla la terminación inferior de la sarta de revestimiento en la de producción.

Otras Terminaciones1.1 Barefoot completion

1.2 Open Hole

1.3 Open hole completion

1.3.1 Pre-holed liner

1.3.2 Slotted liner

1.3.3 Open hole sand control

1.3.4 Horizontal open hole completions

1.4 Liner Completions

1.5 Perforated Liner

1.6 Perforated Casing

1.7 Cased hole completion

1.8 Conventional completions

Intervalo Productor

Calizas

Otras TerminacionesBarefoot Completion- Este tipo es el más básico, pero puede ser una buena opción para formaciones duras, multi-laterales y perforación bajo balance. Se trata de dejar la sección del intervalo productor sin tubulares. Esto elimina de manera efectiva el control de flujo de fluidos de la formación; que no es adecuado para las formaciones más débiles que podrían requerir control de arena, ni por las formaciones que requieren aislamiento selectivo de intervalos de petróleo, gas y agua. Sin embargo, los avances en las intervenciones como tubería flexible y cavidades progresivas significa que los pozos en Barefoot pueden producir con éxito.

Intervalo Productor

Calizas

Otras TerminacionesOpen Hole - La TR de producción se fija por encima de la zona de interés antes de perforar la zona. La zona está abierto al agujero del pozo. En este caso se necesitan disparos. El pozo puede profundizarse fácilmente y se convierte fácilmente a entubado con un liner. Sin embargo, la producción de gas y agua en exceso es difícil de controlar, y puede requerir frecuentes limpiezas. También el intervalo no se puede estimular de forma selectiva.

Otras TerminacionesOpen Hole Completions - Esta designación se refiere a una serie de terminaciones donde ningún revestimiento o liner se cementan en el lugar a través de la zona de producción. En las formaciones competentes de producción, la zona podría dejarse totalmente al descubierto, pero algún tipo de control de arena y / o medios de control de flujo se incorporan por lo general.

Terminaciones a pozo abierto han visto un aumento de forma significativa en los últimos años, y hay muchas configuraciones, a menudo desarrollado para hacer frente a los desafíos de yacimiento específicos. Ha habido muchos acontecimientos recientes que han impulsado el éxito de terminaciones a pozo abierto, y también tienden a ser popular en los pozos horizontales, ya que las terminaciones cementadas son más caras y técnicamente más difíciles. Las opciones comunes para terminaciones a pozo abierto son:

Intervalo Productor

Calizas

Otras TerminacionesLiner Pre-perforados

También a menudo llamado revestimiento pre-perforados. El liner se prepara con múltiples orificios perforados pequeños, a continuación, establecidos a través de la zona de producción para proporcionar la estabilidad del pozo y un conducto de intervención. Revestimiento pre-agujereado se combina a menudo con empacadores de producción para O.H. con elastómeros hinchables, empacadores mecánicos o empacadores con flejes externos, para proporcionar aislamiento de la zona productora. Ahora es muy común tener una combinación de revestimiento pre-perforado, TR y empacadores hinchables para proporcionar un aislamiento inicial de las zonas de agua o gas no deseados. Múltiples camisas deslizables también se pueden utilizar en conjunto con los empacadores de agujero descubierto para proporcionar una flexibilidad considerable en el control de flujo zonal para la vida del pozo.

Este tipo de realización también está siendo adoptado en algunos pozos de inyección de agua, aunque estas requieren una mucho mayor sobre el rendimiento de los empacadores de agujero descubierto, debido a los constantes cambios de presión y temperatura que ocurren en los pozos inyectores de agua.

Hay un número creciente de las ideas que entran en el mercado para ampliar las opciones para terminaciones a pozo abierto; por ejemplo, la electrónica se puede utilizar para accionar un auto-apertura o válvula de revestimiento de cierre automático. Esto podría ser utilizado en una realización de pozo abierto para mejorar la limpieza. Dispositivos de control de flujo de entrada y terminaciones inteligentes también se instalan como terminaciones a pozo abierto.

Revestimiento pre-agujereado puede proporcionar algún control básico de la producción de sólidos, donde se cree que el pozo a fracasar en trozos agregados de escombros, pero no se considera normalmente como una culminación de control de arena.

Intervalo Productor

CalizasIntervalo Productor

Otras TerminacionesLiner Ranurados - Liners ranurados se pueden seleccionar como una alternativa revestimiento de pre-agujereado, a veces como una preferencia personal o de la práctica establecida en un campo. También se puede seleccionar para proporcionar un control de bajo costo de arena / producción de sólidos. El liner ranurado se maquina con múltiples ranuras longitudinales, por ejemplo 2 mm x 50 mm, a lo largo y circunferencia de cada junta. Los recientes avances en el corte por láser significa que ranurado ahora se puede hacer mucho más barato que los anchos de ranura mucho más pequeñas y en algunas situaciones se utiliza ahora para la misma funcionalidad que las mallas de control de arena.

Intervalo Productor

CalizasIntervalo Productor

Otras TerminacionesOpen hole sand control - La instalación de equipamientos o la aplicación de técnicas para prevenir la migración de arena de yacimiento hacia el pozo o la región vecina al pozo. En las formaciones débiles, puede ser necesario el control de la producción de arena para mantener la estructura del yacimiento alrededor del pozo. En otros tipos de formaciones, la migración de arena y finos hacia la región vecina al pozo puede restringir severamente la producción. Cada una de estas condiciones requiere un tratamiento diferente. Las principales técnicas de control de la producción de arena son el empaque de grava y la consolidación de la arena. Un medio de control de la producción indeseable de arena de formaciones de arenisca débiles. La consolidación de la arena se une químicamente los granos de arena que conforman la matriz de la formación mientras se mantiene la permeabilidad suficiente para lograr tasas de producción viables.

Otras TerminacionesHorizontal Open hole Completion - Esta es la terminación en agujero descubierto más utilizado hoy en día. Se trata básicamente de la misma que se describe en la perforación de agujero descubierto vertical, pero en un pozo horizontal que se amplía significativamente el contacto con el yacimiento, el aumento de las tasas de producción o inyección de su pozo. El control de la arena en un pozo horizontal es completamente diferente de un pozo vertical. Ya no podemos depender de la gravedad de la colocación de grava. La mayoría de las empresas de servicios utiliza un diseño de ondas alfa y beta para cubrir la longitud total del pozo horizontal con grava. Se sabe que los pozos muy largos (alrededor de 6.000 pies) fueron exitosamente empacados con grava en muchas ocasiones, incluyendo depósitos en aguas profundas en Brasil.

Otras Terminaciones

Lower Completions - Esto se refiere a la parte del pozo a través de la zona de producción o inyección. El diseño del pozo también tiene muchas herramientas y opciones disponibles para el diseño de la terminación inferior de acuerdo con las condiciones del yacimiento. Por lo general, la terminación inferior se establece a través de la zona productiva utilizando un sistema de colgadores de revestimiento, que ancla la terminación inferior de la sarta de revestimiento en la de producción.

Varilla de succión

Émbolo

Válvula viajera

Válvula de pie

Barril de trabajo

Valv. de Mariposa

Choke

Asiento de AP

Valv. de TR

Manometro de Presión

de TR

Asiento de TR Producción

Asiento de TR Intermedia

Asiento de TR Superficial

Wellhead This is the pressure containing equipment at the surface of the well where casing strings are suspended and the  blowout preventer or Christmas tree is connected. Esto es está conectado el equipo de presión que contiene en la superficie del pozo, donde se suspenden sartas de revestimiento y la prevención de explosiones o árbol de Navidad.

Christmas Tree This is the main assembly of valves that controls flow from the well to the process plant (or the other way round for injection wells) and allows access for chemical squeezes and well interventions. Este es el conjunto principal de las válvulas que controla el flujo desde el pozo hasta la planta de proceso (o al revés para pozos de inyección) y permite el acceso de apretones químicos e intervenciones en pozos.

Tubing hanger This is the component, which sits on top of the wellhead and serves as the main support for the production tubing. Este es el componente, que se encuentra en la parte superior de la cabeza del pozo y sirve como el principal soporte de la tubería de producción.

Production tubing Production tubing is the main conduit for transporting hydrocarbons from the reservoir to surface (or injection material the other way). It runs from the tubing hanger at the top of the wellhead down to a point generally just above the top of the production zone. Tubería de producción es el conducto principal para el transporte de hidrocarburos desde el depósito a la superficie (o material de inyección a la inversa). Se extiende desde el colgador de tubería en la parte superior de la cabeza del pozo hasta un punto generalmente justo por encima de la parte superior de la zona de producción.

Annular safety valve On wells with gas lift capability, many operators consider it prudent to install a valve, which will isolate the A annulus for the same reasons a DHSV may be needed to isolate theproduction tubing  in order to prevent the inventory of natural gas downhole from becoming a hazard as it became on Piper Alpha. En pozos con capacidad de elevación de gas, muchos operadores consideran que es prudente instalar una válvula, que aislará la A anillo por las mismas razones que una DHSV puede ser necesaria para aislar la tubería de producción con el fin de evitar que el inventario de fondo de pozo de gas natural se convierta en un peligro, ya que se convirtió en Piper Alpha.

Downhole safety valve (DHSV) This component is intended as a last-resort method of protecting the surface from the uncontrolled release of hydrocarbons. It is a cylindrical valve with either a ball or flapper closing mechanism. It is installed in the production tubing and is held in the open position by a high-pressure hydraulic line from surface contained in a 6.35 mm (1/4") control line that is attached to the DHSV's hydraulic chamber and terminated at surface to an hydraulic actuator. The high pressure is needed to overcome the production pressure in the tubing upstream of the choke on the tree. The valve will operate if the umbilical HP line is cut or the wellhead/tree is destroyed. This valve allows fluids to pass up or be pumped down the production tubing. When closed the DHSV forms a barrier in the direction of hydrocarbon flow, but fluids can still be pumped down for well kill operations. It is placed as far below the surface as is deemed safe from any possible surface disturbance including cratering caused by the wipeout of the platform. Where hydrates are likely to form (most production is at risk of this), the depth of the SCSSV (surface-controlled, sub-surface safety valve) below the seabed may be as much as 1 km: this will allow for the geothermal temperature to be high enough to prevent hydrates from blocking the valve.

Este componente está diseñado como un método de último recurso de la protección de la superficie de la liberación no controlada de hidrocarburos. Es una válvula cilíndrica, ya sea con una pelota o mecanismo de cierre de la aleta. Se instala en la tubería de producción y se mantiene en la posición abierta por una línea hidráulica de alta presión de la superficie contenida en un ("1/4) 6,35 mm línea de control que está conectado a la cámara hidráulica de DHSV y termina en la superficie a una actuador hidráulico. Se necesita la alta presión para superar la presión en la tubería de producción aguas arriba de la estrangulación en el árbol. La válvula funcionará si la línea HP umbilical se corta o la cabeza del pozo / árbol se destruye. Esta válvula permite que los líquidos pasen hacia arriba o ser bombeados por la tubería de producción. Cuando está cerrado el DHSV forma una barrera en la dirección del flujo de hidrocarburos, pero aún fluidos puede ser bombeado hacia abajo para así matar a operaciones. Se coloca en la medida debajo de la superficie que se considera a salvo de cualquier posible alteración superficie, incluyendo la formación de cráteres causados por el revolcón de la plataforma. Donde hidratos son propensos a formar (mayoría de la producción está en riesgo de esta), la profundidad de la SCSSV (, válvula de seguridad sub-superficie-controlado superficie) por debajo del lecho marino puede ser tanto como 1 kilometro: esto permitirá la temperatura geotérmica que ser lo suficientemente alta para evitar los hidratos de bloqueo de la válvula.

Side pocket mandrel This is a welded/machined product which contains a "side pocket" alongside the main tubular conduit. The side pocket, typically 1" or 1½" diameter is designed to contain gas liftvalve, which allows hydrocarbon gas from the A annulus to be injected into the flow stream. Este es un producto soldada / mecanizada que contiene un "bolsillo lateral" junto con el principal conducto tubular. El bolsillo lateral, típicamente 1 "o 1½" de diámetro está diseñado para contener la válvula de elevación de gas, lo que permite que el gas de hidrocarburo desde el anillo A que se inyecta en la corriente de flujo.

Electrical submersible pump This device is used for artificial lift to help provide energy to drive hydrocarbons to surface if reservoir pressure is insufficient. Este dispositivo se utiliza para el levantamiento artificial para ayudar a proporcionar energía para impulsar los hidrocarburos a la superficie si la presión del yacimiento es insuficiente.

Landing nipple A completion component fabricated as a short section of heavy wall tubular with a machined internal surface that provides a seal area and a locking profile. Landing nipples are included in most completions at predetermined intervals to enable the installation of flow-control devices, such as plugs and chokes. Three basic types of landing nipple are commonly used: no-go nipples, selective-landing nipples and ported or safety-valve nipples. Un componente de terminación fabricados como una sección corta de pared gruesa tubular con una superficie interna mecanizada que proporciona un área de sellado y un perfil de bloqueo. Pezones aterrizaje se incluyen en la mayoría de terminaciones a intervalos predeterminados para permitir la instalación de dispositivos de control de flujo, tales como enchufes y estrangulaciones. Tres tipos básicos de pezón de aterrizaje son comúnmente utilizados: no-go pezones, pezones selectiva de aterrizaje y pezones portados o de seguridad de la válvula.

Sliding sleeve The sliding sleeve is hydraulically or mechanically actuated to allow communication between the tubing and the 'A' annulus. They are often used in multiple reservoir wells to regulate flow to and from the zones. El manguito deslizante está hidráulicamente o mecánicamente accionado para permitir la comunicación entre el tubo y el anillo "A". A menudo se utilizan en múltiples pozos de depósito para regular el flujo hacia y desde las zonas.

Production packer The packer isolates the annulus between the tubing and the inner casing and the foot of the well. This is to stop reservoir fluids from flowing up the full length of the casing and damaging it. It is generally placed close to the foot of the tubing, shortly above the production zone. El empacador aísla el espacio anular entre la tubería y la carcasa interior y el pie del pozo. Esto es para dejar de fluidos del yacimiento fluya hasta la longitud completa de la carcasa y dañarlo. Por lo general, se coloca cerca de los pies de la tubería, poco por encima de la zona de producción.

Downhole gauges This is an electronic or fiberoptic sensor to provide continuous monitoring of downhole pressure and temperature. Gauges either use a 1/4" control line clamped onto the outside of the tubing string to provide an electrical or fiberoptic communication to surface, or transmit measured data to surface by acoustic signal in the tubing wall. The information obtained from these monitoring devices can be used to model reservoirs or predict the life or problems in a specific wellbore. Este es un sensor electrónico o de fibra óptica para proporcionar la supervisión continua de la presión de fondo de pozo y de la temperatura. Medidores de utilizar una línea de 1/4 "de control fijada a la parte exterior de la sarta de tubería para proporcionar una comunicación eléctrica o de fibra óptica a la superficie, o transmitir datos medidos a la superficie mediante una señal acústica en la pared del tubo. La información obtenida de estos dispositivos de control puede ser utilizado para modelar embalses o predecir la vida o problemas en un pozo específico.

Perforated joint This is a length of  tubing  with holes punched into it. If used, it will normally be positioned below the packer and will offer an alternative entry path for reservoir fluids into the tubing in case the shoe becomes blocked, for example, by a stuck perforation gun. Este es un tramo de tubo con agujeros perforados en él. Si se usa, normalmente se posicionará por debajo del envasador y ofrecerá una trayectoria de entrada alternativa para los fluidos del yacimiento en el tubo en caso de que el zapato se bloquea, por ejemplo, mediante una pistola de perforación atascado.

Formation isolation valve his component, placed towards the foot of the completion string, is used to provide two way isolation from the formation for completion operations without the need for kill weight fluids. Their use is sporadic as they do not enjoy the best reputation for reliability when it comes to opening them at the end of the completion process. su componente, colocado hacia el pie de la cadena de terminación, se utiliza para proporcionar el aislamiento de dos camino de la formación para las operaciones de terminación sin la necesidad de líquidos de peso kill. Su uso es esporádico ya que no gozan de la mejor reputación de fiabilidad a la hora de abrirlos al final del proceso de finalización.

Centralizer In highly deviated wells, this component may be included towards the foot of the completion. It consists of a large collar, which keeps the completion string centralised within the hole. En los pozos altamente desviados, este componente puede ser incluido hacia el pie de la finalización. Se compone de un gran cuello, lo que mantiene la cadena de finalización centralizado dentro del agujero.

Wireline entry guide This component is often installed at the end of the tubing, or "the shoe". It is intended to make pulling out wireline tools easier by offering a guiding surface for the toolstring to re-enter the tubing without getting caught on the side of the shoe. Este componente está instalado a menudo en el extremo de la tubería, o "el zapato". Se tiene la intención de hacer sacando herramientas de línea fija más fácil, ofreciendo una superficie de guía para la sarta de herramientas para volver a entrar en el tubo sin quedar atrapados en el lado del zapato.