Herramientas DST02

FO-MX-HAL-TSS-102 01-Mar-2010 Hoja 21 de 39

ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO EMPACADOR RECUPERABLE CHAMP IV

El empacador Champ IV es un empacador recuperable con un bypass concntrico. Cuando la Herramienta es introducida dentro del pozo, una ranura en forma de J mantiene al by-pass abierto y controla el anclaje del empacador. Cuando se ancla el empacador un pistn de balance activado por la presin de la tubera mantiene al by-pass cerrado. Cada herramienta incluye un mecanismo en forma de J, cuas mecnicas, elementos de sello, cuas hidrulicas y un by-pass. El by-pass permite que los fluidos pasen a travs del fondo de la herramienta cuando este es desanclado. La circulacin a travs del empacador no se interrumpe si los elementos de sello estn sellando intencionalmente, as como tambin pasa por los puntos de interferencia de la tubera de revestimiento. Caractersticas y Ventajas Este empacador se puede utilizar en pozos altamente desviados o donde el manipular la tubera es difcil. Al quitar peso de empacador se abre el by-pass, no requiere rotacin. Esta herramienta se puede anclar en mltiples zonas durante un solo viaje para realizar estimulaciones, pruebas o cementaciones. Se puede utilizar en conjunto con un tapn puente recuperable para aislar diferentes zonas durante varias operaciones. Operacin La herramienta se baja al pozo a la profundidad necesaria, si va ha se r anclado, se debe hacer un movimiento de tubera hacia arriba y girar a la derecha. En pozos desviados o profundos varias vueltas a la derecha sern necesarias, para que se mantenga la posicin de la herramienta se debe de mantener el torque en la tubera hasta que las cuas mecnicas estn ancladas e inicie a cargar peso sobre este. La presin del pozo hace que las cuas hidrulicas se mantengan adheridas a la TR para prevenir que el empacador sea desanclado.

REVISION: (A)


ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO

REVISION: (A)

FO-MX-HAL-HCT-100E Rev. D 22-ENE-08 Hoja 22 de 43

ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO EMPACADOR RECUPERABLE CHAMP XHP El empacador XHP (DIABLO) es un empacador de 15K recuperable con un by-pass concntrico. Cuando la Herramienta es introducida dentro del pozo, una ranura en forma de J mantiene al by-pass abierto y controla el anclaje del empacador. Cuando se ancla el empacador un pistn de balance activado por la presin de la tubera mantiene al by-pass cerrado. Cada herramienta incluye un mecanismo en forma de J, cuas mecnicas, elementos de sello, cuas hidrulicas y un by-pass. El by-pass permite que los fluidos pasen a travs del fondo de la herramienta cuando este es movido en el pozo. La circulacin a travs del empacador no se interrumpe si los elementos de sello estn sellando intencionalmente, as como tambin pasa por los puntos de interferencia de la tubera de revestimiento. Caractersticas y Ventajas Este empacador se puede utilizar en pozos altamente desviados o donde el manipular la tubera es difcil. Al quitar peso de empacador se abre el by-pass, no requiere rotacin. Esta herramienta se puede anclar en mltiples zonas durante un solo viaje para realizar estimulaciones, pruebas o cementaciones. El verstil empacador Champ XHP con by-pass concntrico, es la herramienta de eleccin para pruebas HPHT, TCP o aplicaciones de estimulacin. Operacin La herramienta se baja al pozo a la profundidad necesaria, si va ha se r anclado, se debe hacer un movimiento de tubera hacia arriba y girar a la derecha. En pozos desviados o profundos varias vueltas a la derecha sern necesarias, para que se mantenga la posicin de la herramienta se debe de mantener el torque en la tubera hasta que las cuas mecnicas estn ancladas e inicie a cargar peso sobre este. La presin del pozo hace que las cuas hidrulicas se mantengan adheridas a la TR para prevenir que el empacador sea desanclad

Numero de Parte Tamao de Empacador TR Temperatura Presin de Trabajo O.D in I.D in Longitud Estallido Colapso Tensin Conexin Caja Conexin Pin Servicio

101418778 7 5/8 in 7 5/8 39# (6.37) 400 F 15,000 psi 6.25 2.25 3.09 m 16,200 psi 15,050 psi 163,300 lbs 3 7/8 CAS 3 IF H2S, CO2

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ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO JUNTA DE SEGURIDADLA JUNTA DE SEGURIDAD RTTS, es una herramienta de respaldo para cualquier emergencia, esta se conecta inmediatamente arriba del empacador recuperable RTTS o Champ IV, es una herramienta necesaria para cualquier operacin donde se utilice este tipo de empacador en caso de que haya dificultades. Caractersticas y Beneficios Ayuda por cualquier atropamiento del empacador. Nos permite recuperar la sarta arriba de la junta de seguridad y conectar con accesorios de pesca. Operacin La junta de seguridad RTTS, es corrida arriba del empacador RTTS o Champ IV, nos da la opcin de conectar cualquier tipo de herramienta arriba de esta, de acuerdo al diseo del aparejo de prueba. Por seguridad esta vlvula de seguridad contiene una camisa de tensin, que esta conectada en el mandril principal que impide el desenrosque prematuro, dicha camisa se rompe tensionando la sarta, y se activa el mecanismo de desconexin, se necesita dar troqu a la derecha y trabajar la sarta con movimientos hacia arriba y hacia abajo las veces que sean necesarias hasta liberar la tubera

Numero de Parte Servicio y Temperatura Presin de Trabajo O.D in I.D in Longitud Estallido Tensin Conexin Caja Conexin Pin

696.5922 H2S 400 F 15,000 psi 5 2.25 1.10 M 17,000 psi 226,000 lbs 3 7/8 CAS 3 7/8 CAS

REVISION: (A)


ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO MARTILLO HIDRULICO.El martillo hidrulico Jar es incluido como parte de una sarta de prueba para ayudar a remover herramientas atoradas. Cuando la sarta de prueba esta atorada, se opera el martillo tensionando la sarta y mantenindola por unos cuantos minutos hasta que un impacto hacia arriba es originado para ayudar a sacar la herramienta atorada. Caractersticas y Ventajas Debido al diseo de su sistema hidrulico asegura una duracin prolongada de la herramienta. Se reducen los tiempos de costo de las plataformas. Su sistema de tiempo de golpe puede ser ajustado. Puede ser reactivo rpidamente. Operacin La resistencia temporal que opera al Jar es originada por un sistema retardador de tiempo. Esta resistencia cede cuando la camisa deslizable dentro del Jar se mueve dentro de la seccin de by-pass. Esta accin permite al aceite hidrulico especial pasar rpidamente. Cuando las herramientas que estn por debajo del Jar estn atoradas, se tensiona el aparejo creando un impacto hacia arriba, removiendo las herramientas atoradas, el martillo puede ser activado nuevamente cargando peso sobre el.

Especificaciones MARTILLO HIDRAULICODimetro Nominal Dimetro exterior In. (cm) Dimetro interior In. (cm) Conexiones finales Longitud de la herramienta In.(cm) Rango de tensin lb (kg) Presin de Trabajo psi (kPa) Servicio y Temperatura 5 in. 5.03 (12.77) 2.25 (5.03) 3 7/8 CAS 62.63 (159.1) 294,000 (128 000) 17,000 (131 000) H2S 400 F 5 in. 5.03 (12.77) 2.30 (5.84) 3 IF 3 7/8 CAS 62.98 (160.0) 226,000 (102 000 15,000 (103 000) H2S 400 F

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ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO PORTA REGISTRADORES DE MEMORIA.El porta sensor externo para H2S tiene un dimetro exterior de 5.0 x 2.25 in de dimetro interno y pueden instalarse dos sensores mecnicos o electrnicos. El dimetro interno de esta herramienta es concntrico con la tubera de prueba de tal forma que el dimetro interno de 2.25 in siempre es el mismo para permitir el paso libre de herramientas con cable o lanzar alguna barra. Dependiendo de cual de los varios conectores se utilicen en la herramienta el dimetro exterior varia entre 5.0 in o 5.40 in. La caracterstica de la herramienta es el sello metal-metal soportado por sellos. En el porta sensor estndar (626.08010) se pueden conectar sensores de longitud estndar. El porta sensor versin larga (626.01820) puede almacenar sensores los cuales son requeridos con una batera adicional. Ambos porta sensores estn diseados para manejar sensores de memoria de dimetro exterior de 1.25 in. Estas herramientas estn diseadas para trabajar en las ms severas condiciones de los pozos, incluyendo ambientes de H2S y altas temperaturas.

REVISION: (A)


ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO VLVULA DE CIERRE EN FONDO SELECT TESTER.La vlvula de cierre en fondo Select Tester es una Herramienta completamente abierta operada con presin en espacio anular. Al aplicar presin la herramienta puede estar abierta en candado y regresar a la posicin de operacin normal en cualquier momento. La vlvula de bola opera independientemente de los cambios de presin de las operaciones tales como acidificaciones o fracturamientos. Esto le da a la select tester mejor compatibilidad y flexibilidad con otras herramientas de prueba. Caractersticas y ventajas Incorpora materiales avanzados y procesos haciendo un nico sello metal-metal para mantener presin de gas de la formacin. Sometida a una extensiva prueba de calificacin de 5 das a 400F y 15,000 psi incluyendo una prueba de 16,500 psi de ruptura y colapso. Permite al operador circular a el punto bajo de circulacin por debajo de la select tester. Esto facilita operaciones de control de pozos, ahorrando tiempo y dinero. Permite al operador correr o recuperar la vlvula en posicin abierta aumentando la seguridad y maximizando las opciones de control de pozos. Simplifica los diseos de los aparejos de prueba, eliminando la necesidad de utilizar by-pass cuando se conecta a un empacador de produccin. Mxima flexibilidad durante operaciones de control de pozos, ya que la Select Tester puede ser operada con el empacador desanclado. Operacin Una ves que el empacador ha sido anclado, se aplica presin en el espacio anular para operar esta vlvula. Esta crea una presin diferencial que acta a travs de la seccin de operacin para mover el mandril hacia abajo, permitiendo que la vlvula gire a la posicin abierta. Para cerrar la vlvula desfogue la presin en el espacio anular. La seccin de N2 acta para mover el mandril hacia arriba. Este movimiento hacia arriba del mandril hace que la vlvula de bola gire nuevamente a la posicin cerrada.

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ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO VLVULA DE CIERRE EN FONDO SELECT TESTER.Para activar el candado, se incrementa 1,300 psi ms a la presin normal de operacin. Este mayor nivel de presin previene que el mandril de operacin se mueva hacia arriba. En esta posicin la vlvula de bola permanecer abierta cuando la presin en espacio anular es desfogada. Para reactivar a la herramienta, se incrementa nuevamente la presin en el espacio anular a 1,300 psi por arriba de la presin de operacin normal.

REVISION: (A)


ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO VLVULA DE DRENE. La vlvula de drene consiste de un cuerpo con puertos, camisa deslizable y tuerca rotativa, la cual controla la posicin de la camisa deslizable. La camisa cubre o expone los puertos en el cuerpo de la vlvula. Un collar de desfogue es requerido para liberar presiones. Caractersticas y ventajas: Permite presin entrampada entre dos vlvulas cerradas, para ser desfogada en una manera controlada. Usada para recuperar volmenes grandes de muestra Operacin: La vlvula de drene es instalada entre cualquiera dos vlvulas que pudiesen salir con presin entrampada entre ellas. La presin es desfogada instalando un collar y nicles de desfogue, vlvulas, lneas o botella para fluido pueden ser conectadas. Despus de que el ensamble del collar es conectado, los puertos de la herramienta son expuestos usando una llave cadena y rotando la tuerca, la cual mueve la camisa deslizable

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ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO VLVULA OMNI La vlvula de circulacin OMNI es operada con presin en espacio anular y es reciclable por medio de una presin anular determinada y posteriormente se desfoga. La vlvula OMNI consiste de una seccin de nitrgeno, un sistema de aceite, una vlvula de circulacin y una vlvula de bola. La seccin de nitrgeno contiene el gas nitrgeno que balancea las presiones hidrosttica y anular. La carga de nitrgeno en la herramienta depende de la hidrosttica del pozo (peso del lodo y profundidad) y la temperatura del fondo. Esta informacin debe ser conocida para preparar adecuadamente la herramienta para ser introducida al pozo. Nota: Con ciertos fluidos de terminacin el peso del lodo en la superficie pude ser significantemente diferente del actual peso del lodo en el fondo del pozo. Los mecanismos de operacin y control son contenidos en un sistema de aceite cerrado activado por presin en el espacio anular actuando sobre la cmara de nitrgeno permitiendo un ilimitado nmero de ciclos de presin. La vlvula de circulacin y la vlvula de bola trabajan juntas para permitir hacer operaciones de circulacin. La vlvula de bola cerrara antes de que los puertos de circulacin abran. Permite prueba del pozo, pruebas de presin y circulacin de fluidos.

Operacin El pozo puede ser probado cuando la vlvula esta en la posicin de prueba, en esta posicin los puertos de circulacin estn cerrados y la vlvula de bola esta abierta. Durante un periodo de cierre en fondo, la vlvula esta en la posicin de prueba durante los periodos de flujo y cierre. La tubera de trabajo puede ser probada con esta vlvula en la posicin de Blank, ya que la vlvula de bola cierra antes de que los puertos de circulacin abran. Fluidos pueden ser bombeados en cualquier direccin a travs de la herramienta en la posicin de circulacin, en esta posicin los puertos de circulacin estn abiertos y la vlvula de bola esta cerrada.

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ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO VLVULA OMNI

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ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO VLVULA DE CONTROL DEFINITIVO RD.La vlvula de circulacin RD funciona como vlvula de de circulacin establece comunicacin entre el espacio anular y la T.P., por arriba de la herramienta. Esta herramienta se convierte en una vlvula de circulacin cuando se quita la seccin de la bola de la herramienta. Caractersticas y Ventajas La herramienta esta compuesta de tres secciones principales. La seccin de fuerza consiste de un mandril de fuerza y un disco de ruptura el cual esta disponible para un amplio rango de presiones. El disco de ruptura rompe a una predeterminada presin, permitiendo que la presin anular acte en un rea diferencial sobre el mandril de fuerza. El mandril de fuerza se mueva hacia abajo y abre un conjunto de puertos de circulacin. La seccin de circulacin consiste de un conjunto de puertos que estn inicialmente sellados por el mandril de fuerza. Cuando el disco de ruptura rompe, el mandril de fuerza de mueve hacia abajo, permitiendo la comunicacin entre el anular y la T.P.

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ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USOJUNTA DE EXPANSION Esta junta telescpica, como otras juntas aceptan el movimiento asociado con el ocano o los cambios de temperatura sin permitir el movimiento de las herramientas de fondo. Esta junta telescpica tiene las siguientes caractersticas: Mantiene su rango completo de tensin cuando se cierra y tiene su seguro, que cuando esta en la posicin cerrada para su manejo, lo cual reduce el riesgo de dao del mandril interno. El aparejo de prueba puede ser levantado con la junta en candado y posteriormente se le quita el candado antes de iniciar a bajar al pozo. La junta telescpica opera por medio de volmenes balanceados, Como la junta telescpica se contrae y tensiona en sus volmenes internos, un pistn diferencial dentro de la junta permite el movimiento del mismo volumen de fluido dentro de la T.P. El resultado neto es no cambio en el volumen interno. Cada junta tiene 5 ft (1.52 m) de carrera pero puede ser utilizado con otras juntas para proporcionar una carrera adicional. Cuando mltiples juntas son corridas, son conectadas una tras otra preferiblemente que localizadas en diferentes posiciones dentro de la sarta de prueba. El nmero de juntas requeridas depende el movimiento del ocano y de los efectos de expansin y tensin esperados. Caractersticas y Ventajas Proporciona una longitud variable para permitir que la tubera se expanda y contraiga durante una prueba o estimulacin. Proporciona un constante peso sobre el empacador durante una prueba o una estimulacinNmero de Parte Di. Ext. In. (cm) Di. Int. In. (cm) Conexiones finales Long. de la hta. In. (mm) Rango de Tensin lb (kg) Presin de Trabajo Psi (bar) Peso lb (kg) Servicio y Temperatura 614.52000 5.03 (127.76) 2.31 (58.67) 3 7/8 CAS 180.00 (4572) 225,000 (102 058.30) 15,000 (1034.21) 550 (249.48) H2S 400 F 614.52040 3.90 (99.06) 1.80 (45.72) 2 7/8 CAS 180.00 (4572) 150,000 (68 038.84) 15,000 (1034.21) N/A H2S 400 F

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ANEXOS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LAS HERRAMIENTAS EN USO CABEZA DE PRUEBA. La Cabeza de prueba HES, esta diseada para diferentes requerimientos de las operaciones de prueba, Estos pueden adaptarse a diferentes conexiones de tubera de perforacin o produccin. El rbol de Prueba consiste de un cuerpo central conteniendo: Cuatro vlvulas de compuerta Un actuador de Seguridad Swivel para poder rotar la tubera. Permite la inyeccin qumica, inhibidores, espumantes, o los rompedores de emulsin segn las necesidades de la prueba. Cada rbol se contiene una tubo madrina para poder manipular el aparejo. Contiene unos ganchos para maniobras de gra en superficie. Caractersticas y Beneficios Tiene varias conexiones para permitir la instalacin auto ajustable y segura. Cumple con las normas aplicables de industria para la seguridad. Puede utilizarse para equipos semi-sumergibles, en plataformas marinas. La Operacin El sistema de seguridad puede ser tan simple como una bomba manual, o puede controlarse automticamente por el paro de emergencia (ESD) que pilotea el equipo a lo largo de la prueba El rbol de Prueba, tiene normalmente la vlvula de flujo que es controlada por un actuador hidrulico, este se puede actuar desde cualquier punto, manualmente. El rbol permite sondear con lnea elctrica, tubera flexible, lnea de acero y otras operaciones, Contiene un panel de control automtico que maneja las presiones del actuador hidrulico.

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Reel Pack Assembly-10000ft cable

2009 Halliburton. AllAll Rights Reserved 2010 Halliburton. Rights Reserved.

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Reel Pack Assembly-500ft cable

2009 Halliburton. AllAll Rights Reserved 2010 Halliburton. Rights Reserved.

2

Statement of DesignI. DESCRIPTION AND SPECIFICATION A. B. C. D. Part Number 101698361 Description Dynastring Gauge Carrier, SG10, 102 IN Slot, 7.0 IN OD Size 7.0 OD x 3.50 ID Rated Working Pressure 1. 2. 3. 4. E. Absolute Pressure Rating Greater Than 25,000 psi (1,724 bar)* Differential Burst Pressure Rating 10,000 psi (689 bar) Differential Collapse Pressure Rating 10,000 psi (689 bar) Maximum Tensile Load 754,870 Lbs. (342,403 kg)

Test Pressure 1. Burst 11,000 psi (758 bar) 2. Collapse 11,000 psi (758 bar) Test pressure verified by production testing on file.

F. II.

End Connections 5-1/4 CAS Tool Joint Threads

APPLICATION A. B. Typical wellbore operating temperature range up to 450F Service Environment Immersion in various well fluids including Hydrocarbon, Dilute HCl, Salt Water, and CO2 This tool meets NACE Standard MR0175-2000 requirements for sour gas above 175F

C.

III.

DESIGN BASIS Design calculations and safety factors as per Halliburton Specification 615.41861.

* Hydrostatic pressure plus applied pressure.

THIS INFORMATION CONTAINED HEREON SHALL BE CONSIDERED THE SOLE PROPERTY OF HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC. THE RECIPIENT THEREOF AGREES NOT TO DISCLOSE SAID INFORMATION FOR ANY PURPOSE EXCEPT AS SPECIFIED BY HALLIBURTON WITHOUT THE WRITTEN PERMISSION OF HALLIBURTON. D00331716 REV B

Service Tools Manual

Note: Where available, SAP numbers are listed first for the parts and tools in this section. Former (legacy) part numbers are listed in parentheses. N/A in place of the SAP number denotes that a SAP number has not yet been assigned for that part.

Halliburton CAS Tool JointsThis section provides specification information for CAS tool joints and related materials for your reference.

DescriptionHalliburtons field-proven CAS tool joints are O-ring sealed, tapered-stub, Acme thread tool joints. The O-ring seal allows pressure-sealing without high makeup torque, which facilitates easier prejob testing. The tapered thread also provides faster makeup, and stub Acme threads provide high strength. The overall result is a tool joint comparable to most industry test strings and compatible with most industry procedures.

SpecificationsFigures and specification tables follow.

ABox 4 Stub CAS TJ Pin TJ Axis

B

CBox 6 Stub CAS TJ Pin TJ Axis

Figure 16.1CAS thread connection

Table 16.2Specifications (Rc 28-32 Heat Treat)Torque Threads 2 1/4 in. 6 stub CAS TJ 2 7/8 in. 6 stub CAS TJ 3 7/8 in. 6 stub CAS TJ 3 7/8 in. 6 stub CAS TJ 5 1/4 in. 4 stub CAS TJaIf

A (in.) 4.12 4.50 4.50 4.50 5.80

B (in.) 3.06 3.92 4.68 5.00 7.00

C (in.) 1.125 1.80 2.00 2.25 3.50

Tensile (lb) 202,000 269,000 668,000 590,000 974,000

Burst (psi) 20,000 20,500 13,000 18,000 16,500

Collapse (psi) 31,000 24,000 32,000 28,000 25,500

Recommended Maximum (ft-lb) (ft-lb)a 800 to 1,200 800 to 1,200 800 to 1,200 800 to 1,200 1,800 to 2,200 2,000 3,800 7,800 11,000 25,500

the maximum allowable torque value is exceeded, the component should not be used. Remove the component and inspect the thread with a thread gage. In addition, perform a magnetic particle inspection before reusing the component. March 14, 2007 Page 3 of 20Copyright 2007 HalliburtonCompany All rights reserved.

Section 16Miscellaneous



Table 16.3Specifications (CAS Tool Joint Blanks)2 7/8 in. 6 stub CAS TJ Type Pin Box (Legacy No.) 100064932 (603.17195) (44.12124) 3 7/8 in. 6 stub CAS TJ SAP No. 101270273 100064931 100067227 100067229 100067220 100067221 100067228 (640.72113) (603.17194) (640.72115) (640.72175) (640.72177) (640.72112) (640.72114) (640.72176) (640.72185) OD (in.) 3.92 3.92 OD (in.) 4.68 4.68 6.25 5.0 5.0 4.68 6.25 5.0 5.0 ID (in.) 1.8 1.8 ID (in.) 2.5 2.0 2.5 2.25 2.25 2.0 2.5 2.25 2.25 L Hardness

L 24.0 24.0

Rc 28-32 Rc 28-32 Hardness Rc 28-32 Rc 28-32 Rc 28-32 Rc 28-32 Rc 18-22 Rc 28-32 Rc 28-32 Rc 28-32 Rc 18-22

Pin Pin Pin Pin Pin Box Box Box Box

Table 16.4Specifications (CAS Thread Gages)aGage Type 6SA-CAS-TJ 6SA-CAS-TJ 6SA-CAS-TJ 6SA-CAS-TJ 4SA-CAS-TJaThese

Gage Size (in.) 2 2 3 4 51/ 4 7/ 8 7/ 8 1/ 8 1/ 4

Part Number SAP Legacy N/A 615.41511 615.41512 615.41513 615.41514

thread gages were designed for inspecting CAS threads produced by Halliburton and must be calibrated after 1,500 engagements or once every 2 years.


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March 14, 2007



Table 16.5Specifications (Backup Seal)Backup Seal Size (in.) 2 1/4 6SA-CAS-TJ 2 7/8 6SA-CAS-TJ 3 7/8 6SA-CAS-TJ 4 1/8 6SA-CAS-TJ 5 1/4 6SA-CAS-TJb

Part Numbers for Narrow Backup Seal SAP N/A 100064566 100064514 N/A N/A Legacy N/A 600.00394 600.00270 N/A N/A

For high temperatures and pressures, a narrower backup seal is available. (Specifications and illustrations follow.) This will allow placement of a backup on both sides of the O-ring.

Detail At Right

Backup Seal

Figure 16.2 Box (left) and pin (right)

March 14, 2007

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