MX2009009044A - Herramienta para terminacion de pozos petroleros que tiene un disco de barrera en una columna de tuberia que se puede separar. - Google Patents

Abstract

Se describe una herramienta para terminación de pozos petroleros que tiene un ensamble tubular que define un conducto principal alargado que se adapta para conectarse a una sarta de tubería de sección múltiple dentro de una tubería de revestimiento de pozo petrolero. Un tapón que se puede separar se monta en el ensamble tubular en una relación de bloqueo normal para el conducto. Una unidad móvil del cilindro de corte tiene un borde que se separa del tapón que opera para separar un segmento central completo del tapón de una porción periférica remanente del mismo. La estructura de articulación separada tiene una porción de pierna alargada en forma de "U" que se conecta al segmento central del tapón. La porción de pierna de la estructura de articulación, la cual se somete a elongación, opera para retener el segmento central que se separa del tapón en el conducto principal mientras permite que el segmento central del tapón gire en el cuerpo independiente de y en una dirección alejada de la porción periférica del tapón. El segmento central que se separa se recibe en un rebajo para ello en la estructura de la pared del ensamble tubular con objeto de evitar la interferencia del segmento del tapón central que se separa con el conducto principal.

Description

HERRAMIENTA PARA TERMINACION DE POZOS PETROLEROS QUE TIENE UN DISCO DE BARRERA EN UNA COLUMNA DE TUBERIA QUE SE PUEDE SEPARAR Campo de la Invención Esta invención se refiere a una herramienta para terminación de pozos petroleros que se adapta para interponerse en una sarta de tubería de sección múltiple dentro de una tubería de revestimiento de pozo petrolero, más usualmente arriba de otra herramienta del pozo petrolero, tal como un obturador de empaque. La herramienta de terminación permite que se bloquee la sarta de tubería, por ejemplo, con objeto de permitir la colocación de un obturador de empaque o lo similar, y posteriormente abrirse por completo para la producción desde el pozo.

Antecedentes de la Invención Típicamente cuando se perforan pozos de petróleo o de gas en formaciones que llevan hidrocarburos, se aisla posteriormente el agujero del yacimiento circundante por una sarta de secciones de tubo de diámetro relativamente grande, interconectadas , que se refieren generalmente como una tubería de revestimiento del pozo. Las secciones de la tubería de revestimiento pueden, por ejemplo, tener alrededor de 5 pulgadas hasta alrededor de 9 pulgadas (12.7 hasta 22.9 cm) de diámetro. Cemento se coloca más a menudo REF. :204142 alrededor de la tubería de revestimiento a lo largo de su longitud para proporcionar una barrera entre el exterior de la tubería de revestimiento y el interior del agujero del pozo. El cemento actúa para evitar la comunicación de fluidos y gases bajo presión de un yacimiento subterráneo al siguiente .

Una sarta de tubería fabricada de secciones de tubería individuales de diámetro más pegueño interconectadas de extremo a extremo corre comúnmente dentro del pozo dentro de la tubería de revestimiento. Durante la terminación de un pozo revestido típico, se puede proporcionar una herramienta tal como un obturador de empaque en el extremo de la sarta de tubería para aislar el área llamada un anillo entre el interior de la tubería de revestimiento y el exterior de la sarta de tubería. Existen muchos tipos de obturadores de empaque para pozos petroleros en uso, con mangas o cámaras elastoméricas que se enganchan con la interfaz de la tubería de revestimiento que se expande y "fija" ya sea mecánicamente, por inflación, hidráulicamente, o al usar un conjunto de línea de cable. Los obturadores de empaque mecánicos se accionan generalmente por la rotación de la sarta la cual comprime las mangas para traer las superficies externas de las mismas en acoplamiento de sellado con la tubería de revestimiento.

Los obturadores de empaque hidráulicos ofrecen muchas ventajas de instalación y de operación, particularmente donde la tubería de revestimiento del pozo tienen diversos dobleces y por lo tanto no es esencialmente recta a lo largo de su longitud, o requiere la instalación de un agujero de pozo horizontal, haciendo impráctico al obturador de empaque mecánico. En el caso de un obturador de empaque hidráulico, es necesario proporcionar un tapón dentro de la tubería de revestimiento debajo del obturador de empaque para ofrecer resistencia a la presión hidráulica requerida para fijar las cámaras del obturador de empaque. Una vez que se fija el obturador de empaque, se debe abrir por completo el tapón con objeto de que se inicie la producción de petróleo. Los obturadores de empaque hidráulicos son solamente un ejemplo de herramientas para el interior del agujero que requieren de un fluido hidráulico presurizado para funcionar.

En las operaciones de estimulación de pozos, es común "hacer pulsaciones" en el yacimiento con objeto de limpiar los desechos del yacimiento y mejorar el flujo de hidrocarburos. La pulsación se logra al reducir la presión en el interior de la sarta de tubería por una cantidad debajo de aquella de la presión del yacimiento y permitir que esta diferencia en presión se iguale muy rápidamente. Otro ejemplo de estimulación de pozos involucra el incremento de la presión del fluido dentro de una sarta de tubería hasta un valor sustancialmente arriba de la presión del yacimiento. Cuando la presión en la sarta de tubería se libera rápidamente en comparación con la presión del yacimiento, se crean fracturas en el yacimiento tales que los hidrocarburos se pueden producir sin viajar a través de la roca dañada de las operaciones de perforación y terminación de pozos.

En estos ejemplos, como es el caso de otros procesos de terminación ejemplares, es ventajoso que inmediatamente después de que se inicie el funcionamiento como una herramienta o que se someta a estimulación, se remueva completamente el tapón de la trayectoria de flujo del pozo.

El arte previo está repleto de herramientas ejemplares para ayudar a fijar el obturador de empaques y dispositivos similares para aislamiento del anillo del pozo. Muchas de estas herramientas utilizan un tapón para bloquear temporalmente una sarta de tubería con objeto de que la presión hidráulica en un obturador de empaque o lo similar se pueda aplicar a la herramienta. Ciertos tapones se han hecho correr en una línea de cable y se colocan en su lugar. Después de la operación a presión, la línea se recupera para halar el tapón a la superficie. Este tipo de operación se ha encontrado que consume tiempo y presenta riesgos asociados con la intervención del pozo.

Otras herramientas de aislamiento de la tubería de revestimiento del pozo se han suministrado con los dispositivos de bloqueo de la sarta de tubería tales como tapones de vidrio o de cerámica. Estos tapones se han abierto ya sea al arrojar una barra desde la superficie, lo cual provoca la falla del tapón, o sobrepresionar el tapón para que falle. Han aparecido muchos problemas no resueltos y preocupaciones por la seguridad con el uso de estos tipos de tapones, en que el material es frágil y así está sujeto a micro-fracturas que resultan de un manejo severo en la superficie del pozo, ensamble inadecuado en la herramienta, o cuestiones de tolerancias que reducen ampliamente sus especificaciones de presión, lo que provoca una falla impredecible del tapón.

Una válvula de ruptura con respuesta a la presión, especialmente útil para incrementos súbitos en un pozo petrolero, en la patente de E.U.A. No. 3,779,263, emplea un mango de corte tubular impulsado por un pistón tubular con respuesta a la presión. El conducto principal de la válvula se comunica directamente con la cámara del pistón. Con la presurización de la cámara del pistón por el fluido introducido dentro del conducto de la válvula, el mango de corte accionado por el pistón se gira hacia un disco de ruptura que bloquea normalmente el conducto a través de la válvula. El disco se marca profundamente por una serie de líneas de marca orientadas radialmente. Cuando el borde de corte de ángulo múltiple de la manga de corte se acopla al disco, se rompe como una serie de pétalos individuales que se pliegan hacia afuera en dirección de la estructura de la pared de la válvula.

La válvula de la patente de E.U.A. No.4, 609, 005 se basa en un mandril de corte tubular para separar una porción de un disco que bloquea normalmente el paso a través del alojamiento de la válvula mientras deja una sección estrecha sin corte en virtud de una ranura alargada en el borde de operación del mandril de corte. Como es evidente de la Figura 2 de los dibujos de la patente '005, el mandril, en su posición completamente accionada, no puede asegurar que un diámetro de desplazamiento requerido se mantenga a través de la válvula abierta, en parte debido al espaciamiento entre el mandril y la pared del alojamiento de la válvula adyacente.

Una herramienta de pulsación con respuesta a la presión del anillo del pozo se describe en la patente de E.U.A. No. 4,658,902. Un mandril de cortador tubular que se lleva dentro del alojamiento de la herramienta y que gira por un mandril de potencia separado se opera para enganchar y cortar una sección en forma de "C" fuera de un disco quebradizo que bloquea normalmente el conducto a través de la herramienta. El mandril cortador tiene una ranura que se extiende longitudinalmente, lo cual deja una porción de aleta del disco sin cortar. La sección que se separa del disco, asi como la porción de aleta, se dice que se desvian lateralmente por el mandril y se retienen entre la superficie exterior del mandril y la superficie interior del alojamiento. Uno o más pernos deben someterse a corte antes de que el mandril de potencia pueda efectuar el giro del mandril cortador hacia el disco. Debido a la disposición de la ranura alargada en el mandril cortador, el mandril se debe girar a través de un desplazamiento significativamente mayor que la longitud de la ranura en el mandril. Con objeto de alcanzar esta trayectoria extendida de recorrido del mandril, se requiere una estructura de mandril de dos etapas, la cual, junto con los pernos que controlan la liberación de los mandriles, le añade asi la complejidad del mecanismo y su costo involucrado, y a costa de la conflabilidad global.

El tapón para un agujero del pozo de gas o aceite en la solicitud PCT PCT/GB97/02043 se describe para ser el reemplazo de tapones convencionales del tipo de ruptura que, cuando se presionan arriba de un determinado nivel, se rompen con objeto de abrir una sarta de tubería. Una sección de estos primeros tapones se puede romper y soltar de la sarta de la tubería, con lo que resulta en una pieza de equipo indeseable en el fondo del pozo provocando problemas posteriormente. El tapón de la solicitud '043 se hace de un extremo de caja roscada, un extremo de perno roscado, un miembro de cuerpo tubular superior, y un miembro de cuerpo tubular inferior. Una placa de barrera de acero, maquinada desde el miembro del cuerpo inferior, se extiende a través del agujero central de la tubería. Un cortador que tiene una cuchilla de corte abocinada se asegura al miembro del cuerpo inferior por un perno de corte. El cortador se hace girar por un mango de pistón móvil sostenido temporalmente en una posición retraída en el miembro del cuerpo inferior por pasadores de cierre y un mango de cierre ranurado. Al hacer ciclos en la presión dentro del tubo, el mango del pistón se mueve hacia arriba y hacia abajo contra la acción de un resorte hasta que un pasador deslizable entre en una posición seleccionada en el mango ranurado. Esto resulta en una liberación de los pasadores de cierre lo que permite que el mango se mueva hacia abajo en enganche con el cortador, efectuando el esfuerzo de corte del perno de corte y permitiendo que el cortador se impacte contra la placa de barrera. Debido a que solamente una parte de la placa se separa, el segmento de corte de la misma se desvía hacia afuera por el cortador dentro de una sección rebajada en el extremo de la caja. Esta herramienta es muy grande y se puede usar solamente en tuberías de revestimiento de diámetros grandes. La conflabilidad funcional de este mecanismo muy complicado y costoso bajo las difíciles condiciones que existen en las profundidades extremas de los pozos de perforación es inherentemente problemática, y hace a la unidad inadecuada para la mayoría de los pozos.

Una herramienta de aislamiento de la sarta de tubería que emplea un disco de vidrio frágil se describe en la patente de E.U.A. No. RE39,209. La presencia del disco de vidrio permite que el fluido del pozo de la superficie del suelo se introduzca dentro de la sarta de tubería a una presión creciente para establecer una carga hidrostática que permita que un obturador de empaque o cualquier otro dispositivo auxiliar se fije hidráulicamente en una forma convencional. Cuando el obturador de empaque u otro dispositivo auxiliar se ha fijado, y se desea recuperar el fluido de producción del yacimiento, la presión del fluido del pozo en la sarta de tubería se incremente, aplicando con ello una carga de fluido presurizado contra un pistón el cual vence la resistencia del perno de corte y se mueve hacia abajo con una fuerza suficiente para quebrar el disco de vidrio. Los desechos que resultan del rompimiento del disco puede significar la formación de trozos de vidrio que son tan grandes como un cuarto a media pulgada de diámetro. Se deben evitar los desechos de esta naturaleza debido a la diversidad de tolerancias cercanas en el fondo del pozo. Si se pretende usar una barra de metal para fracturar el disco de vidrio, los dobleces en la sarta de tubería pueden interrumpir realmente el movimiento descendente de la barra, o impedir su movimiento hasta un grado en que no tenga la fuerza de impacto adecuada para romper el disco de vidrio.

En la patente de E.U.A. No. 5,996,696, cedida al cesionario de la misma, un disco de ruptura se usa para bloquear la trayectoria de flujo a través de una sarta de tubería con objeto de permitir la prueba de la integridad de las conexiones de la sarta de tubería. Después de que se ha establecido que ninguna de las secciones de tubería tiene fugas, los discos se pueden romper por la aplicación de una sobrepresión predeterminada al disco a través de la sarta. Todas las secciones de tubo de la sarta de tubería tienen un diámetro de desviación requerido para un diámetro interno particular de una tubería.

Aunque el aparato de prueba de la integridad de la sarta de tubería de la patente ' 696 se ha encontrado satisfactorio para muchas aplicaciones, en ciertos casos, se ha encontrado que la sección central del disco que se rompe bajo una presión excesiva no se abre por completo y falla en plegarse contra el alojamiento del aparato, con lo que no se proporciona un diámetro de desplazamiento requerido a través el aparato de prueba.

Breve Descripción de la Invención La herramienta para terminación de pozos petroleros de esta invención supera los problemas presentados por las herramientas previamente disponibles. La herramienta incluye un ensamble tubular que define un conducto principal alargado que se extiende axialmente con un tapón que se puede separar al montarse en el ensamble tubular en una relación de bloqueo normal al conducto axial. Una unidad del cilindro de corte móvil dentro del ensamble tubular tiene un borde que separa el tapón que opera para separar un segmento central completo del tapón de la porción periférica restante del mismo cuando la unidad del cilindro de corte se mueve a través de un desplazamiento que separe el tapón. La estructura de articulación separada alargada dentro del ensamble tiene una porción de pierna alargada interior que se asegura al segmento central del tapón de cara a la unidad del cilindro de corte y una porción de pierna exterior unida a un miembro anular conectado a la porción periférica del tapón. La porción de pierna alargada de la estructura de articulación, la cual opera en virtud de su conexión al miembro anular, retiene el tapón en el cuerpo principal del ensamble después de separarse del segmento central del mismo. La estructura de articulación permite que el segmento del tapón central que se separa gire en el cuerpo independiente de y en una dirección alejada de la porción anular periférica restante del tapón. Una lengüeta en forma de "L" se proporciona en la periferia de la sección central del tapón opuesta a la estructura de articulación. La lengüeta que se recibe en una muesca en el borde que separa el tapón del cilindro de corte, mantiene la alineación de la porción del borde guia del cilindro de corte con el segmento central del tapón.

El tapón de bloqueo que se separa se monta preferiblemente en el ensamble tubular de la herramienta entre un auxiliar inferior y un alojamiento conectado al auxiliar superior. Una unidad del cilindro de corte que se cambia en el alojamiento se mueve a través de un desplazamiento que separa el tapón por una estructura de pistón que actúa de forma sencilla que forma parte del alojamiento. El borde abocinado que separa el tapón de la unidad del cilindro de corte funciona para separar progresivamente el segmento central completo del tapón desde la porción periférica restante del mismo. La porción de pierna alargada de la estructura de articulación, que retiene el segmento central que se separa del tapón en el conducto principal del ensamble cuando la estructura de articulación se somete a elongación, permite con ello que el segmento del tapón central gire independiente de y en una dirección alejada de la porción periférica remanente del tapón. Al proporcionar una articulación que tiene una porción de pierna alargada que está separada de pero conectada al segmento central del tapón y que se puede someter a elongación cuando el segmento central del tapón se separa y luego se desvia lateralmente por la unidad del cilindro de corte, la sección que se separa del tapón puede moverse tanto lateral como longitudinalmente del conducto principal de la herramienta y dentro de un rebajo y por lo tanto en la estructura de la pared de la herramienta. En consecuencia, la sección que se separa del tapón no bloquea el conducto principal, con lo que se asegura que se mantenga el diámetro requerido de la desviación a través de la herramienta .

La estructura de la pared del ensamble tubular de la herramienta y la unidad móvil del cilindro de corte cooperan para presentar una cámara normalmente a presión atmosférica con una superficie del pistón de cara hacia el tapón que bloquea normalmente el conducto a través del ensamble tubular. Cuando se presuriza el fluido en la cámara, con lo que se ejerce una fuerza en la superficie del pistón suficiente para cambiar la unidad del cilindro de corte, el extremo de guia del borde de separación del tapón abocinado de la unidad del cilindro de corte hace contacto primero con un segmento central del tapón para iniciar la separación del tapón, la cual continúa alrededor de la circunferencia del tapón hasta que el segmento central del tapón completo se separe de la porción periférica del mismo. Se prefiere que el tapón se proporcione con una cavidad en una superficie del mismo en alineación con el extremo de guia de la unidad del cilindro de corte que hace contacto primero con la superficie del tapón. La cavidad, que puede tener un área central de una profundidad mayor a las áreas de la cavidad en cada lado de la misma, facilita el inicio de la separación del segmento central del tapón por la unidad del cilindro de corte.

Se puede proporcionar alguno de varios dispositivos que se accionan por presión o fuerza para controlar el giro de la unidad del cilindro de corte a través del desplazamiento que separa el tapón del mismo. Los dispositivos pueden ser ya sea un disco de ruptura, o una tapa ciega activada por una barra de caída Kobe. El uso de un disco de ruptura, ya sea en la estructura de la pared del ensamble de la herramienta o la unidad del cilindro de corte, que se comunica con la cámara del pistón, permite accionar la unidad del cilindro de corte por presión atmosférica o diferencial que se controla desde la superficie. La utilización de un disco de ruptura para este propósito se prefiere debido a que permite que la respuesta de presión se controle selectivamente por la elección de un disco de ruptura de características predeterminadas de ruptura.

La herramienta de esta invención tiene utilidad en tuberías de revestimiento verticales de pozos petroleros así como en una o más secciones horizontales de tubería de revestimiento que se llevan desde un pozo vertical que se extiende a la superficie. Es especialmente útil en aplicaciones múltiples de pozos debido a que no se dejan desechos en el agujero, ya sea vertical u horizontal, después de abrir el tapón para permitir la producción de un pozo .

Otro aspecto importante de la invención es la capacidad para variar selectivamente las propiedades de presión de soporte del tapón de bloqueo al cambiar el grosor del tapón, los materiales de construcción, y la forma global del tapón, sin afectar adversamente la abertura completa del tapón.

Las herramientas de terminación del arte previo para la mayor parte, operan bajo parámetros específicos y procedimientos de operación que no permiten cambios de herramientas y configuraciones opcionales con objeto de representar condiciones y procedimientos variables del pozo.

El diseño de la herramienta para terminación de pozos petroleros es tal que en la mayoría de las operaciones típicas, la cámara atmosférica que recibe el pistón interno se sella contra la presión del anillo que rodea el pistón y el alojamiento del pistón. Así, la cámara atmosférica no se afecta negativamente por las presiones normales del anillo.

Donde se deben ajustar condiciones muy altas de presión cuando se usa la herramienta para terminación de pozos petroleros de esta invención, debe haber una compensación adecuada para el diferencial de presión, es decir, la diferencia entre la presión del anillo y la presión dentro de la sarta de tubería y por ello la herramienta, con objeto de evitar un daño por presión excesiva al alojamiento o la estructura del pistón de la herramienta. Esa compensación por alta presión se debe proporcionar mientras se retiene un control complete sobre la operación selectiva de la herramienta. En los pozos en donde se encuentran altas presiones excesivas, la diferencia entre la presión del anillo del pozo y la presión atmosférica puede ser de una magnitud suficiente para colapsar el alojamiento de la herramienta o la pared del cilindro de corte del pistón en una dirección hacia el interior hacia la cámara atmosférica. Para evitar estos eventos potencialmente negativos y catastróficos, se pueden proporcionar una serie de orificios en el alojamiento de la herramienta de manera que la presión diferencial entre el interior de la herramienta y el anillo circundante se reduzca hasta un nivel mecánicamente aceptable, u orificios que compensen la presión suministrados en el pistón.

Debido a que la cantidad de presión requerida para efectuar la operación de la herramienta es un parámetro que se controla, la presión se puede aplicar desde la superficie hacia abajo ya sea a la tubería o, alternativamente a la sarta de la tubería de revestimiento, a un nivel que sea suficientemente mayor que aquel del anillo o tubería con objeto de efectuar la operación de la herramienta como pueda requerirse.

Breve Descripción de las Figuras La Figura 1 es una ilustración en sección transversal, fragmentada, vertical, de una sarta de tubería en la cual un ensamble para herramienta para terminación de pozos petroleros de acuerdo con esta invención se localiza debajo de un obturador de empaque detallado esquemáticamente; La Figura 2 es una vista en sección transversal, vertical de una modalidad del ensamble de la herramienta de terminación, que ilustra la unidad del cilindro de corte en su posición normal arriba de un tapón que se puede separar montado en el ensamble tubular en una relación normal de bloqueo para el conducto axial del ensamble; La Figura 3 es una vista en sección transversal, vertical de la modalidad de la Figura 2, que muestra la posición de la unidad del cilindro de corte después de que se ha movido a través de un desplazamiento que separa el tapón del mismo; La Figura 4 es una vista en perspectiva de la unidad del cilindro de corte móvil del ensamble de la herramienta de terminación; La Figura 5 es una vista en sección transversal, vertical, aumentada, fragmentada que ilustra la posición de la unidad del cilindro de corte previo a la separación del segmento central del tapón que se puede separar montado en el ensamble de la herramienta; La Figura 6 es una vista en sección transversal, vertical, aumentada, fragmentada similar a la Figura 5, pero que ilustra la unidad del cilindro de corte en su posición accionada después de que se ha separado un segmento central del tapón; La Figura 7 es una vista en sección transversal, vertical, aumentada, fragmentada de los componentes mostrados en la Figura 6 a 90° con relación al detalle de la Figura 6; La Figura 8 es una vista en sección transversal, aumentada a través del ensamble de terminación tubular a lo largo de un plano horizontal y que ilustra la parte inferior del tapón que se puede separar; La Figura 9 es una vista en sección transversal, aumentada a lo largo de la misma linea como en la Figura 8 sin el tapón que se puede separar y la articulación unida a ello; La Figura 10 es una vista superior en perspectiva del tapón que se puede separar con la estructura de articulación unida al segmento central de la misma; La Figura 11 es una vista inferior en perspectiva del tapón que se puede separar como se muestra en la Figura 10; La Figura 12 es una vista inferior detallada en perspectiva del tapón que se puede separar con el miembro de articulación y su miembro de soporte anular asociado para unirse al cuerpo del tapón; La Figura 13 es una vista en sección transversal, vertical de una segunda modalidad del ensamble de la herramienta de terminación; La Figura 14 es una vista en sección transversal, vertical de una tercera modalidad del ensamble de la herramienta de terminación, y que se proporciona opcionalmente con orificios en el pistón que se comunican con la cámara atmosférica que aloja en forma reciprocante una porción del pistón durante el cambio del último; La Figura 15 es una vista en sección transversal horizontal, tomada sustancialmente en la línea 15-15 de la Figura 14 y que se orienta en la dirección de las flechas; La Figura 16 es una vista en sección transversal, vertical de una cuarta modalidad del ensamble de la herramienta de terminación; y La Figura 17 es una vista en sección transversal, vertical de una quinta modalidad del ensamble de la herramienta de terminación.

Descripción Detallada de la Invención Una herramienta para terminación de pozos petroleros 20 de acuerdo con una modalidad preferida de esta invención, que se muestra en elevación en la Figura, se detalla como que se monta en una sarta de tubería de sección múltiple 22 debajo de una obturador de empaque ilustrada en el diagrama 24 dentro de una tubería de revestimiento de pozo petrolero 26. La herramienta 20 comprende un ensamble tubular 28 que tiene un auxiliar superior de caja roscada 30 adaptado para recibir un extremo roscado de la sección de tubería 22a. El alojamiento 32 del ensamble 28 se conecta de forma roscada con el auxiliar superior 30 y se interpone entre el auxiliar 30 y un auxiliar de perno roscado inferior 34. El auxiliar de perno 34, unido de forma roscada al alojamiento 32, se adapta para roscarse dentro de una sección 22b de la sarta de tubería 22. Una unidad del cilindro de corte 36 se monta de manera que se gira en el alojamiento 32 para movimiento axial del conducto principal 38 de la herramienta 20. Un tapón que se puede separar, designado ampliamente 40, se monta entre los extremos adyacentes del alojamiento 32 y el auxiliar inferior 34. El tapón 40 en su posición normal, bloquea el conducto principal 38 de la herramienta 20. El tapón 40 es preferiblemente de un metal tal como Inconel, acero inoxidable, o un metal equivalente. El borde abocinado que se separa del tapón en la parte más inferior 42 de la unidad del cilindro de corte 36, en la orientación de la unidad 36 como se muestra en la Figura 2, tiene un segmento del borde de guía 42a que está en la proximidad más cercana a la superficie adyacente del tapón 40, y a los segmentos opuestos del borde terminal 42b que están cada uno en un ángulo desde alrededor de 7o hasta alrededor de 18°, y más preferiblemente desde alrededor de 11° hasta alrededor de 16°, y lo más preferiblemente a un ángulo de alrededor de 15° con respecto al eje longitudinal del conducto 38. Los segmentos de borde 42a y 42b cooperan para definir un borde que separa el tapón abocinado, circular. También se prefiere a este respecto que el borde 42 esté biselado en un ángulo de alrededor de 15° desde el diámetro exterior hasta el diámetro interior de la unidad del cilindro de corte 36.

El tapón 40 comprende un ensamble que tiene un cuerpo circular sólido 44 que incluye una sección central de superficie plana 46 que tiene una sección exterior abocinada 48 que se une con la porción inclinada, periférica anular 50 que incluye un segmento circular interior 50a y un segmento circular exterior 50b. Se verá de la Figura 5, por ejemplo, que la superficie 52 del tapón 40 opuesta a la sección 46 del mismo está esencialmente plana, excepto por una porción saliente que se extiende en circunferencia 54 en la periferia de la misma.

La estructura de articulación ampliamente designada 56 dentro del ensamble 28 incluye un miembro anular 58 que se asegura a la superficie periférica inclinada más exterior 50b del tapón 40. El componente alargado en forma de "L" 60 de la estructura de articulación 56 incluye una sección generalmente más exterior en forma de "U" 62 y una sección exterior de pierna 64. La sección en forma de "U" 62 incluye porciones de pierna 66 y 68, con la porción de pierna 68 que se une a la sección exterior de pierna 64. La porción de pierna 66 de la sección 62 es integral con el miembro anular 58. El tapón 40 y la estructura de articulación 56 se pueden fabricar de cualquiera de diversos metales usados convencionalmente en la manufactura de los discos de ruptura, prefiriéndose el Inconel, pero también es útil el acero inoxidable 316, solamente como ejemplos.

Aunque la modalidad preferida del tapón 40 es como se muestra en las figuras, que tiene superficies opuestas esencialmente planas que definen la sección central 46 del mismo, el tapón que se puede separar puede tener una sección central que sobresale en una forma cóncavo-convexa, con la superficie cóncava de cara ya sea hacia arriba o hacia debajo de la fuente de presión, dependiendo del perfil de presión del pozo y el propósito pretendido de la herramienta para terminación de pozos petroleros 20.

El auxiliar inferior 34 tiene una porción de cavidad roscada internamente 34a que se configure para recibir la porción de extremo roscada externamente 32a del alojamiento 32. La porción del extremo más inferior 32a del alojamiento 32 se proporciona con un canal anular más exterior 70 que recibe complementariamente la porción saliente 54 del tapón 40. La porción saliente 54 sirve para restringir el acuitamiento del cuerpo 44 bajo presión del fluido en su contra. También se observa de la Figura 5 que el tapón 40 se sujeta entre la porción del extremo más inferior 32a del alojamiento 32 y la porción acanalada interna que se extiende en circunferencia 34b del auxiliar inferior 34. Mediante un apriete adecuado de la interconexión roscada entre el alojamiento 32 y el auxiliar 34, se suministra un sello a prueba de fugas de metal a metal entre el tapón 40 y el alojamiento 32 y el auxiliar 34, haciendo obvia asi la necesidad de proporcionar empaquetaduras de anillos en "O" o similares, los cuales pueden deteriorarse con el tiempo. La porción interior cilindrica del auxiliar 34 tiene un segmento de muesca 34d para recibir la sección 62 de la estructura de articulación 56.

La unidad del cilindro de corte 36 tiene una porción alargada de un cuerpo tubular 72 recibida dentro de un rebajo alargado que se extiende en circunferencia 74 en la estructura de la pared 76 del auxiliar 30, asi como el rebajo anular alargado 78 en la estructura de la pared 80 del alojamiento 32. El rebajo 78 en el alojamiento 32 está inclinado y es de un diámetro mayor que el rebajo 74. La proyección del pistón en circunferencia 82, que se extiende hacia afuera de la pared cilindrica 36a de la unidad del cilindro de corte 36, hace contacto con la superficie del rebajo 78 y coopera con la superficie para definir cámaras que se extienden en circunferencia, espaciadas axialmente 84 y 86, respectivamente. La cámara 86 es de un área mayor que la cámara 84, y en la modalidad de las Figs. 2 y 3, está generalmente aproximadamente a presión atmosférica.

Una lengüeta en forma de "L" 88 montada en la periferia de la superficie 52 del tapón 40 se engancha en el extremo más inferior de la unidad del cilindro de corte 36. La lengüeta 88 tiene una porción de pierna 88a fijada a la superficie 52 del tapón 40 y una porción de pierna que se dirige hacia afuera 88b, la cual se recibe en la muesca 89 en el extremo más inferior 36b de la unidad del cilindro de corte 36. Se puede observar de la Figura 11, que la porción de pierna 88b de la lengüeta 88 está curvada transversalmente de la misma para enganchar de forma complementaria la superficie biselada 36c de la muesca 89. La porción de pierna 88b de la lengüeta 88 es de un ancho igual al ancho de la sección transversal de la muesca 89, por lo que los bordes laterales de la porción de pierna 88b se enganchan en lados opuestos de la muesca 89. La sección de la pared 36c del extremo más inferior 36b de la unidad del cilindro de corte 36 es de un grosor reducido en donde se alinea con la lengüeta 88 para acomodar la extensión del extremo exterior 88b, como se muestra en las Figs. 2, 3, y 5.

Durante el ensamble de la herramienta para terminación de pozos petroleros 20, ya que la unidad del cilindro de corte 36 se inserta en el alojamiento 32, la porción de pierna 88b de la lengüeta 88 se atrapa entre la superficie exterior de la sección de la pared recortada de grosor reducido 36c del extremo inferior 36b de la unidad del cilindro de corte 36, y la superficie más interior del alojamiento 32. La curvatura de la sección transversal de la porción de pierna 88b de la lengüeta 88 generalmente conforma la configuración de la superficie transversalmente biselada 36c del extremo más exterior 36b de la unidad del cilindro de corte 36. El enganche de los bordes de lado de la porción de pierna 88b de la lengüeta 88 con márgenes opuestos 89a de la muesca 89 durante la inserción de la unidad del cilindro de corte 36 dentro del ensamble tubular 28 evita la rotación de la unidad del cilindro de corte 36 dentro del conducto 38 que se presentaría como resultado del torque aplicado al pistón cuando el auxiliar de la caja superior 30 se rosca en su lugar. Consecuentemente, el segmento del borde de guia 42a de la unidad del cilindro de corte 36 permanece en alineación correcta con la porción 40a del tapón 40, no solamente durante la instalación, sino también durante el cambio operativo de la unidad del cilindro de corte 36.

Cuando la herramienta de terminación para petróleo 20 se somete a altas presiones en el fondo del pozo, las cuales pueden ser tan altas como 10,000 psi (703 kg/cm2) o más, la sección central 46 del tapón 40 se doblará hasta un cierto grado en una dirección hacia la presión aplicada sobre el tapón 40. Los bordes del lado opuesto de la porción de pierna 88b de lengüeta 88 permanecen en acoplamiento con los márgenes opuestos 89a de la muesca 89, incluso cuando la sección central 46 se desvia hasta un cierto grado por el fluido de alta presión dentro del pozo. Consecuentemente, no hay tendencia para la unidad del cilindro de corte 36 para girar dentro del alojamiento 32 gue provocarla que el segmento de borde 42a del borde 42 se mueva fuera de su posición correctamente alineada predeterminada con respecto a la sección 46 del tapón 40.

El apoyo superior del pistón 90 de la proyección 82 está frente a la cámara 84, mientras que el apoyo inferior 92 de la proyección 82 está en una relación frente a frente con la cámara 86. Un par de accesorios tubulares 94 roscados dentro de los lados opuestos de la pared 36a de la unidad del cilindro de corte 36 en alineación con la cámara 84 llevan cada uno un componente de ruptura 96, que comprende preferiblemente discos de ruptura abultados activados por presión que están en comunicación con el conducto 38 del ensamble tubular 28. Al incrementar la presión del fluido en el conducto 38 del ensamble tubular 28 suficiente para efectuar la ruptura de los discos 96, la presión del fluido en la cámara 84 que actúa sobre el apoyo del pistón 90 provoca que la unidad del cilindro de corte 36 gire hacia el tapón 40. Debido a que la cámara 86 está a presión atmosférica, la cámara 86 no ofrece ninguna resistencia importante a la presión aplicada para el apoyo 90 con la ruptura del disco 96.

El disco de ruptura 96 se proporciona preferiblemente en un amplio intervalo de aplicaciones de presión en incrementos de 200 psi (14.06 kg/cm2) cada uno, tal que el disco de ruptura apropiado se pueda seleccionar de acuerdo con las condiciones y operaciones del pozo. Típicamente, un disco de ruptura se elige que requiera la aplicación de presión del fluido del orden de al menos alrededor de 3500 psi (246 kg/cm2) con objeto de efectuar la ruptura del disco 96, aunque los valores de ruptura del disco tan altos como 10,000 psi (703 kg/cm2) se pueden emplear dependiendo de los parámetros operativos de un pozo en particular. Además, el diámetro de la abertura del accesorio 94 que se abre con la ruptura del disco 96 se puede variar dependiendo de la velocidad deseada de la unidad del cilindro de corte 36 hacia el tapón 40. Cuando se deben ajustar diferenciales muy altos de presión entre el conducto interior 38 del ensamble tubular 28 y el anillo circundante, el diámetro del orificio a través del accesorio 94 se puede seleccionar para asegurar que el flujo de fluido presurizado dentro de la cámara 84 se controle para evitar que la unidad del cilindro de corte 36 se dirija hacia el tapón 40 a una relación excesivamente alta de movimiento.

El segmento del borde de guia 42a del borde 42 de la unidad del cilindro de corte 36 se mueve al contacto con la superficie 52 del cuerpo del tapón 44 para iniciar la separación progresiva del segmento central 46 del tapón 40 (indicado por la linea punteada 46a de la Figura 8) desde la porción periférica 50 del tapón 40. Se observará de las Figs. 2, 5, y 10, que la superficie 52 del tapón 40 se proporciona con una cavidad alargada 98 en la porción periférica 50 del tapón 40 opuesta a la estructura de articulación 56. La cavidad 98, la cual es de una configuración longitudinalmente curvilínea de la misma, se localiza estratégicamente hacia adentro de la saliente 54 en el área del tapón 40 inicialmente en contacto por el segmento del borde de guía 42a de cilindro de corte 36. La cavidad 98 tiene un área central 100 que es de mayor profundidad que las áreas 102 y 104 en los extremos opuestos de la misma. El miembro 58 se proporciona preferiblemente con al menos tres proyecciones integrales 58a, b, y c que se extienden hacia afuera desde el margen más exterior en circunferencia del miembro 58. El espaciamiento entre las proyecciones 58a y 58b es menor que el espaciamiento de la proyección 58b a la proyección 58c. Así, las proyecciones 58a-c, las cuales se reciben complementariamente en los rebajos respectivos 58d para ello (Figura 9) en el auxiliar 34, aseguran que el tapón 40 se coloque con respecto al auxiliar 34 en una orientación tal que el segmento del borde de guia 42a de unidad del cilindro de corte 36 se alinee directamente con el área central 100 de la cavidad 98 en el tapón 40. Las proyecciones 58a, b, y c son de un tamaño, forma y cantidad suficientes para evitar que el tapón 40 gire fuera de su orientación predeterminada en el sentido del reloj con respecto al segmento del borde de guia 42a del cilindro de corte 36 cuando el alojamiento 32 se instala en el auxiliar 34.

Durante el giro de la unidad del cilindro de corte 36 por la presión del fluido aplicada contra el apoyo 90 de la proyección del pistón 82 a través de un desplazamiento para efectuar la separación del segmento central completo 46 del tapón 40, la cavidad 98 en el tapón 40 asegura que la fuerza d deformación inicialmente aplicada a la superficie 52 del tapón 40 por el segmento del borde de guia 42a se enfoca en un área del tapón 40, la cual es relativamente estrecha en su sección transversal en comparación con el resto de la porción periférica 50. El borde de guia 42 del borde 42 de la unidad del cilindro de corte 36 hace contacto primero con el tapón 40 en el área central 100 de la cavidad 98. Asi, la fuerza disponible aplicada al tapón 40 por la unidad del cilindro de corte 36 se enfoca directamente en un área del tapón 40 que asegura el inicio del esfuerzo cortante del tapón 40.

Con la separación completa del segmento central 46 de la porción periférica 50 del tapón 40 por el borde abocinado 42 del cilindro de corte 36, el movimiento continuo hacia abajo del extremo más exterior cilindrico 36b de la unidad del cilindro de corte 36 desvia el segmento central que se separa 46 hacia afuera en dirección a la posición del mismo como se muestra en las Figs. 6 y 7. La pared lateral del auxiliar 34 tiene una cavidad 108 localizada para recibir el segmento central desviado 46 del tapón 40 y componentes de la estructura de articulación 56.

Como es más evidente de las Figs. 3, 6, y 7, cuando el segmento central 46 se separa de la porción periférica 50 del tapón 40 por la unidad del cilindro de corte 36, la sección en forma de "U" 62 de estructura de articulación 56 se somete a elongación, con lo que se permite que el segmento central que se separa 46 no solamente se desvie lateralmente, sino también gire con el cuerpo independiente de y en una dirección alejada de la porción periférica 50 del tapón 40. La muesca 89 en el extremo más inferior 36b de la unidad del cilindro de corte 36 limpia la sección 62 de la estructura de articulación 56 cuando la unidad del cilindro de corte 36 se separa y luego desvia la sección central 46 del tapón 40. La desviación completa asi como el giro axial del segmento central 46 del tapón 40 por la unidad del cilindro de corte 36 asegura que la sección central que se separa 46 del tapón 40 se mueva completamente dentro de la cavidad 108, con lo cual se evita que la sección central 46 interfiera con el diámetro de la desviación del ensamble tubular 28. La porción de pierna 88b de lengüeta 88 se hace recta dentro de una relación generalmente paralela con la porción de pierna 88a cuando la porción de pierna 88b gira lateralmente en el área entre la sección de grosor de pared reducida 36c de la unidad del cilindro de corte 36, y la superficie más interior del alojamiento 32. El enganche continuo de los bordes laterales de la porción de pierna 88a con las superficies opuestas respectivas de la cavidad 89 evita que gire la unidad del cilindro de corte 36 cuando la unidad del cilindro 36 gira a través de un desplazamiento que efectúa la separación de la sección central 46 del tapón 40 por el borde de guia de la unidad del cilindro de corte 36.

La cavidad 98 en el tapón 40 funciona para propagar el esfuerzo cortante del tapón 40 en el punto de mayor carga mecánica sin efecto negativo en la calibración global de presión del tapón. El grado de giro en el cuerpo de la sección separada 46 del tapón 40 axialmente del conducto 38 del ensamble tubular 28 puede variarse como se desee al incrementar o disminuir la longitud de las porciones de piernas 66 y 68 de sección en forma de "U" 62 de estructura de articulación 56.

Una parte inferior 112 del extremo 106 de la unidad del cilindro de corte 36 se maquina hasta un diámetro más pequeño que la porción superior de la unidad 36 con objeto de proporcionar una tolerancia para el extremo 106 cuando el cilindro de corte 36 se mueve a través de su desplazamiento que separa el tapón. Una sección de la superficie de corte que se extiende longitudinalmente 36c del extremo 106 en el mismo lado que la muesca 89, también proporciona una tolerancia para la superficie 52 de la sección central que se separa 46 del tapón 40 cuando se desvia dentro de la cavidad 108.

La herramienta para terminación de pozos petroleros 120 de la Figura 13 difiere de la herramienta 20 en que el accesorio 194 suministrado con un componente de ruptura, tal como un disco de ruptura 196, se monta en la estructura de la pared lateral 180 del ensamble tubular 128. Además, como se muestra en la Figura 13, la unidad del cilindro de corte 136 puede estar constituida de un ensamble que comprende un pistón 122 y un cilindro de corte 124. En este caso, la sarta de tubería conectada al conducto principal 138 a través del ensamble tubular 128 se entiende que está esencialmente a presión atmosférica, como está la cámara 186 que recibe una extremidad terminal del pistón 122. La presión del fluido se aplica debajo del anillo entre la tubería de revestimiento del pozo, tal como la tubería de revestimiento 26 de la Figura 1, y la superficie exterior de ensamble tubular 128 para crear un diferencial de presión entre el anillo y el conducto interior de ensamble tubular 128 suficiente para efectuar la ruptura del disco 196, con lo que se provoca que la presión introducida dentro de la cámara del pistón 184 actúe contra el apoyo del pistón 190 de extensión del pistón 182 para mover el ensamble del cilindro de corte 136 a través de su desplazamiento que separa el tapón de la misma manera descrita con respecto a la operación del ensamble tubular 28.

La herramienta de terminación para petróleo 220 de la Figura 14 es estructuralmente igual como la herramienta 120, excepto que en este caso se entiende que la sarta de tubería y el conducto principal 238 del ensamble tubular 228 conectado a ello está bajo una presión predeterminada del fluido, la cual puede ser el peso del líquido en la sarta de tubería. Con objeto de accionar la unidad del cilindro de corte 236, se aplica presión del fluido al anillo que rodea el ensamble tubular 228 suficiente para romper el disco 296 del accesorio 294 en la estructura de la pared lateral 288 del ensamble tubular 228. Con la ruptura del disco 296, la presión del fluido contra el apoyo 290 de la proyección del pistón 282 provoca que la unidad del cilindro de corte 236 se mueva a través de su desplazamiento de separación del tapón, como se describe con respecto a las herramientas 20 y 120.

La herramienta para terminación de pozos petroleros 220 puede proporcionarse por ejemplo, opcionalmente con seis orificios 298 con un diámetro de 0.25 pulgadas (0.64 cm) en la unidad del pistón del cilindro de corte 236 que está espaciada 60° separada alrededor de la circunferencia del pistón. El propósito de los orificios 298 es proporcionar una compensación para la presión del anillos mayor de la normal en el pozo sin fuerzas destructivas que se apliquen a la herramienta alojamiento 232 y especialmente a la estructura de la pared lateral 288 que rodea y forma parte de la cámara atmosférica 286, o el pistón 236. Con objeto de accionar la herramienta 220, la presión del anillo en la herramienta circundante a la tubería de revestimiento 220 se incrementa hasta una cantidad mayor que la presión en la sarta de tubería y en el conducto principal 238 del ensamble tubular 228, con lo que se provoca la ruptura del disco 296 y el giro del pistón 236 hacia y dentro de una relación de separación con el tapón 240.

La herramienta para terminación de pozos petroleros 320 de la Figura 16 es igual a la herramienta 20 excepto que el tapón accionado por la barra de caída Kobe 330 se substituye por el componente del disco de ruptura 94 de la herramienta 20. Así, cuando una barra de caída convencional se arroja a través de la sarta de tubería conectada al auxiliar superior 376 del ensamble tubular 328, la extensión tubular 332 del tapón Kobe se rompe, con lo que se permite que el fluido presurizado en el conducto principal 338 del ensamble tubular 328 se dirija dentro de la cámara 384. El fluido presurizado que se introduce en la cámara 384 aplicado contra el apoyo del pistón 390 de la extensión del pistón 382 de la unidad del cilindro de corte 336 gira el ensamble a través de un desplazamiento que separa el tapón ajustado por la cámara atmosférica 341 como se describió previamente con respecto a las herramientas 20, 120, y 220.

La herramienta para terminación de pozos petroleros 420 de la Figura 17 es igual como la herramienta 20 excepto por la disposición de una serie de orificios 426 en la estructura de la pared lateral 480 del alojamiento 432. Nuevamente, se prefiere que se suministren seis orificios 426 de 0.25 pulgadas (0.64 cm) estén separados espaciados 60° alrededor de la circunferencia de la estructura de la pared lateral 480. En este caso, la cámara 486, más que estar a presión atmosférica, está a una presión igual que la presión del fluido en el anillo entre el ensamble tubular 428 y la tubería de revestimiento circundante de pozo petrolero. Así, al incrementar la presión del fluido dentro del conducto principal 438 del ensamble tubular 428 en comparación con la presión del fluido en el anillo que rodea el ensamble tubular 428 y dentro de la cámara 486, hasta un nivel tal que el diferencial de presión sea suficiente para efectuar la ruptura del disco 496, el fluido introducido dentro de la cámara 486 que actúa contra el apoyo del pistón 490 de extensión del pistón 482 provoca el giro de la unidad del cilindro de corte 436 a través de un desplazamiento para efectuar la separación del tapón 440. Debido a que la presión del fluido en la cámara 486 permanece igual a la presión en el anillo que rodea el ensamble tubular 428 en virtud de la disposición de los orificios 426, el giro de la unidad del cilindro de corte 436 bajo la presión creciente dentro del conducto principal 438 desplaza el fluido en la cámara 486 a través de los orificios 426 dentro del área del anillo alrededor del ensamble tubular 428.

El diseño de la herramienta para terminación de pozos petroleros 420, que tiene una serie de aberturas 426 en la pared lateral del alojamiento 432 es especialmente útil para condiciones variables de pozo, tales como presiones muy altas, como puede suceder en pozos muy profundos. Bajo estas condiciones de pozo a alta presión, puede ser necesario operan la herramienta para terminación de pozos petroleros 420 al usar presión diferencial. La presión diferencial, en este caso, se define como la diferencia entre la presión en el anillo y la presión dentro de la sarta de tubería 22. La presión diferencial se puede presentar como un asunto del diseño o geometría del pozo o se puede crear por la aplicación de presión desde la superficie de ya sea la tubería o el anillo.

En pozos con presiones excesivamente altas, la diferencia entre la presión del pozo y la cámara atmosférica 486 puede resultar en el colapso del alojamiento 432 o estallido de la pared del pistón 436 en la dirección de la cámara atmosférica 486. Debido a que se ha establecido qué presión se requiere para operar la herramienta de terminación 420, luego se puede aplicar la presión desde la superficie debajo de la sarta de tubería 22 en una cantidad que es mayor a aquella del anillo con objeto de efectuar la operación adecuada de la herramienta 420.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (25)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones .

1. Una herramienta para terminación de pozos petroleros adaptada para conectarse a una sarta de tubería de sección múltiple dentro de una tubería de revestimiento de pozo petrolero y caracterizada porque comprende: un ensamble tubular que tiene una estructura de la pared que define un conducto principal alargado que se extiende axialmente, el ensamble que tiene extremos opuestos con al menos uno de los extremos que se adaptan para conectarse a una sección de la sarta de tubería; un tapón que se puede separar montado en el ensamble tubular en una relación de bloqueo normal al conducto axial; una unidad móvil del cilindro de corte en el conducto del ensamble suministrada con un borde que se separa del tapón en una relación espaciada normal de una porción periférica del tapón, la unidad del cilindro de corte que se mueve a través de un desplazamiento que separa el tapón en donde el borde de la unidad del cilindro de corte separa un segmento central completo del tapón de una porción periférica remanente del mismo; y una estructura de articulación separada alargada dentro del ensamble conectado al segmento central del tapón, la estructura de articulación que opera para retener el segmento central que se separa del tapón en el conducto principal del ensamble mientras se permite que el segmento central del tapón haga un giro en el cuerpo independiente de, y en una dirección alejada de la porción periférica del tapón.

2. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la estructura de articulación se configura para permitir la elongación con la separación del segmento central del tapón desde la porción periférica del mismo.

3. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la estructura de articulación se conecta a la porción periférica del tapón.

4. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la estructura de la pared se proporciona con un rebajo para recibir el segmento central que se separa del tapón con lo que se evita que el segmento central que se separa del tapón interfiera con el conducto principal a través del ensamble.

5. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la unidad del cilindro de corte incluye un pistón tubular y un dispositivo de corte del tapón cilindrico, el pistón se monta en el conducto del ensamble en disposición para enganchar y efectuar el giro del dispositivo de corte del cilindro de corte hacia el tapón.

6. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la porción periférica del tapón se proporciona con una saliente, la estructura de la pared del ensamble que tiene un apoyo que se extiende en circunferencia que se engancha con la saliente del tapón.

7. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque una porción circular del segmento central del tapón es de un grosor más grande que una porción periférica anular del tapón.

8. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la estructura de la pared y la unidad del cilindro de corte cooperan para formar una cámara con un apoyo del pistón de cara hacia el borde que separa el tapón de la unidad del cilindro de corte, y medios de acción que permiten activar el fluido a introducirse dentro de la cámara contra el apoyo del pistón para girar la unidad del cilindro de corte a través del desplazamiento que separa el segmento central del mismo.

9. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 5, caracterizada porque se proporciona un componente de ruptura en la estructura de la pared del ensamble que opera para permitir que se aplique la presión del fluido al pistón para girar el último para mover el dispositivo de corte del cilindro de corte a través del desplazamiento que separa el segmento central del mismo con la ruptura del componente.

10. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el segmento central del tapón se proporciona con una cavidad en ello adyacente a la porción periférica del mismo para iniciar la separación del segmento central del tapón por el borde del cilindro de corte.

11. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque la cavidad se coloca opuesta al área de conexión de la estructura de articulación al ensamble.

12. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 11, caracterizada porque la cavidad incluye un área que es de una profundidad mayor que la profundidad de una porción restante de la cavidad.

13. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 12, caracterizada porque la cavidad incluye porciones en los lados opuestos del área que tienen una menor profundidad.

14. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque la cavidad es de una configuración alargada con un área de la misma que es de una profundidad mayor que una porción restante de la cavidad, el área se localiza intermedia a los extremos de la cavidad.

15. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 10, caracterizada porque la cavidad está en un lado del segmento central del tapón opuesto a la estructura de articulación.

16. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 6, caracterizada porque la cavidad se localiza en el interior y adyacente a la saliente.

17. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el borde de separación del tapón de la unidad del cilindro de corte está abocinado e incluye un segmento del borde de guia y segmentos de borde terminal que se extienden a un ángulo en direcciones opuestas alejadas del segmento del borde de guia.

18. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 17, caracterizada porque los segmentos de borde terminal se extienden cada uno a un ángulo de alrededor de 7 o hasta alrededor de 18° con respecto al eje longitudinal del conducto.

19. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 17, caracterizada porque el segmento central del tapón se proporciona con una cavidad de la misma adyacente a la porción periférica del tapón, el segmento del borde de guia de la unidad del cilindro de corte está en una alineación general con la cavidad para iniciar la separación del segmento central del tapón en la cavidad por el segmento del borde de guia.

20. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 17, caracterizada porque el segmento del borde de guia y los segmentos de borde terminal están biselados.

21. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 19, caracterizada porque los segmentos del borde de guia y los segmentos del borde terminal están biselados a un ángulo de alrededor de 15°.

22. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la estructura de articulación incluye un miembro anular fijado a la porción periférica del tapón, y un componente en forma de "L" generalmente alargado, que tiene una sección de la pierna generalmente en forma de "U" y una sección exterior de pierna, la sección de la pierna en forma de "U" se define por porciones de piernas interconectadas con una de las porciones de piernas que se unen al miembro anular y la otra porción de pierna que se conecta a la sección exterior de pierna, la sección exterior de pierna se fija al segmento central del tapón.

23. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 22, caracterizada porque la sección de la pierna en forma de "U" de la estructura de articulación se construye para ponerse recta al menos parcialmente al separarse del segmento central del tapón desde la porción periférica del mismo, con lo que se permite el giro del cuerpo del segmento central independiente de y en una dirección alejada de la porción periférica del tapón.

24. La herramienta para terminación de pozos petroleros de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque los medios de accionamiento incluyen un accionador que se extiende dentro del conducto principal y se adaptan para engancharse por una varilla de caída para accionar los medios de accionamiento.

25. Una herramienta para terminación de pozos petroleros adaptada para conectarse a una sarta de tubería de sección múltiple dentro de una tubería de revestimiento de pozo petrolero y caracterizada porque comprende: un ensamble tubular que tiene una estructura de la pared que define un conducto principal alargado que se extiende axialmente, el ensamble que tiene extremos opuestos con al menos uno de los extremos que se adaptan para conectarse a una sección de la sarta de tubería; un tapón que se puede separar montado en el ensamble tubular en una relación de bloqueo normal al conducto axial; y una unidad móvil del cilindro de corte en el conducto del ensamble suministrada con un borde que se separa del tapón en una relación espaciada normal desde una porción periférica del tapón, el borde que se separa del tapón de la unidad del cilindro de corte está abocinado y tiene un segmento del borde de guía y segmentos de borde terminal que se extienden a un ángulo en direcciones opuestas alejadas del segmento del borde de guía; el segmento central del tapón que se suministra con una cavidad adyacente en el interior a la porción periférica del mismo en alineación general con el segmento del borde de guía de la unidad del cilindro de corte, la unidad del cilindro de corte que se mueve a través del desplazamiento que separa el tapón en donde el segmento del borde de guía inicia la separación del segmento central del tapón y el segmento del borde de guía y los segmentos de borde terminal de la unidad del cilindro de corte cooperan para separar el segmento central completo del tapón desde una porción periférica remanente del mismo.