arreglo sub superficial

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ACCESORIOS DE ARREGLOS DE SUB-SUPERFICIE[Escribir el subtítulo del documento]WinuE

ARREGLOS DE SUB-SUPERFICIE

INDICEPagina

1. INTRODUCCION 22. DESARROLLO 33. ASCESORIOS SUBSUPERFICIALES 4

3.1.CAMISA DESLIZABLE 53.1.1. TIPOS DE CAMISA DESLIZABLE 6

3.1.1.1. CAMISA DESLIZABLE DE ABRIR Y CERRAR 63.1.1.2. CAMISA DE ESTRANGULAMIENTO O CAMISA CHOKE 73.1.1.3. Camisa Deslizable, modelo L 83.1.1.4. Camisas Deslizables, modelos CMD y CMU 93.1.1.5. Herramienta de Posicionar, modelo D-2 103.1.1.6. Herramienta de Posicionar, modelo BO 11

3.2.TAPON DE FONDO 123.2.1. TIPOS DE TAPON DE FONDO 123.2.2. TAPONES RECUPERABLES DE EDUCTOR 12

3.3.ASIENTO NIPLE 163.3.1. NIPLES DE ASIENTO SELECTIVO 163.3.2. NIPLES DE ASIENTO NO SELECTIVO 173.3.3. NIPLES PULIDOS 173.3.4. TIPOS DE NIPLES 17

3.4.PUP JOINT 203.5.BLAST JOINT 223.6.ESTRANGULADORES DE FONDO 233.7.MANDRILES 233.8.CUÑAS 253.9.FILTROS 263.10.PACKER 283.11.CENTRALIZADORES 293.12.PESCADORES 303.13.ANCLA DE TUBERIA 31

4. APLICACIONES 315. EQUIPOS 346. COCLUSION 367. BIBLIOGRAFIA 36

PRODUCCION I 2


TEMA # 5

ARREGLO SUB-SUPERFICIAL

1. INTRODUCCION.-

Durante el curso de la perforación, la obtención y estudio de muestras de arena o de

núcleos convencionales o de pared; el análisis continuo e interpretación del posible

contenido de hidrocarburos en el fluido de perforación; la toma de diferentes registros

petrofísicos e interpretación cualitativa y cuantitativa de la información; la correlación

de la información geológica, sísmica y/o petrofísica; el comportamiento y velocidad de

penetración de la barrena; y la información e interpretación de alguna prueba de

producción hecha con la sarta de perforación en el hoyo desnudo, configuran por sí o

en conjunto la base para decidir la terminación del pozo en determinado(s)

yacimiento(s) y los respectivos intervalos escogidos.

La abundancia y tipo de información para evaluar y correlacionar las perspectivas del

pozo dependen de si la perforación es de exploración, de avanzada o de desarrollo,

en cuyos casos el grado de control geológico y la experiencia acumulada del

personal encargado de formular la terminación determinará cuáles datos son

suficientes e indispensables para realizar la tarea.

PRODUCCION I 3


2. DESARROLLO.-

Estas tareas preliminares conducen a que el ingeniero de producción pueda

determinar un adecuado diseño de terminación de pozo consistente en:

• Evaluar el yacimiento, mediante pruebas y controles

• Terminación de pozo

• Diseñar un adecuado arreglo final que determine:

- Arreglo sub superficial

- Arreglo superficial

- Sistemas de producción

PRODUCCION I 4


La elección de la terminación

debe ajustarse al tipo y a la

mecánica del flujo, del

yacimiento al pozo y del fondo

del pozo a la superficie, como

también al tipo de crudo. Si el

yacimiento tiene suficiente

presión para expeler el petróleo

hasta la superficie, al pozo se le

cataloga como de flujo natural,

pero si la presión es solamente

suficiente para que el petróleo

llegue nada más que hasta

cierto nivel en el pozo, entonces

se hará producir por medio del

bombeo mecánico o hidráulico o

por levantamiento artificial a

gas.

Cuando estas condiciones fueron cumplidas y elegida el tipo de arreglo a

bajar se procede a determinar los accesorios que debe tener el arreglo final

de profundidad o sub superficie existiendo una serie de accesorios

empleados en el arreglo de producción de un pozo, en la etapa de

completación del mismo.

Dichos accesorios contribuyen a establecer: Mecanismos de producción y

control, selección de reservorios o formaciones a producir o características

adecuadas en las zonas de flujo agresivo.

PRODUCCION I

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3. ACCESORIOS SUB-SUPERFICIALES.-

Entre los accesorios más comunes empleados en los arreglos sub-

superficiales, tenemos:

Camisa de circulación

• Comunica la TP con el EA

• Controla el pozo con fluido por el EA

• Permite cambiar el fluido

• Permite terminación selectiva

Niples de asientos selectivos

• Proporciona lugar para anclar y sellar Lock Mandril, válvulas, tapones,

estrangulador de fondo

Tapones de fondo, pup joints y blast joints.

3.1. CAMISA DESLIZABLE.-

Son herramientas de producción que forman parte de la completación de

fondo de un pozo. Instaladas como parte integrante en el tubing de

producción o entre empacaduras, su finalidad es abrir y cerrar la

comunicación entre el espacio anular y el interior del tubing, para seleccionar

zonas productoras o para regular la presión entre zonas Fig. 1.1

PRODUCCION I

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Se pueden instalar múltiples camisas a diferentes profundidades para operar

zonas de producción independiente o en algunos casos producción

commingle.

Pueden ser configuradas para abrir hacia arriba o hacia abajo, dependiendo

de las necesidades de los clientes.

Fig. 1.1

El flujo turbulento cuando se combina con arrastre de abrasivos como la

arena puede dañar rápidamente el tubo de la camisa de deslizamiento y sus

accesorios.

Hay dos categorías principales de camisas deslizables: de abrir y cerrar y de

estrangulamiento.

3.1.1. TIPOS DE CAMISA.-

3.1.1.1. Las camisas deslizables de abrir y cerrar:

PRODUCCION I

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Se desplazan entre una posición completamente abierta y una posición

cerrada. Se utilizan para cerrar el flujo de una zona por razones económicas

o para cerrar una zona que está agotada o que producen demasiada agua.

En pozos de multi-zona, se usan para seleccionar las zonas a producir y para

cerrar aquellas que no se quiere producir.

Las camisas accionadas mecánicamente son simples y poco costosas.

Requieren la actuación de un "bloqueador o cierre", que debe ser corrido en

el pozo con equipo de cable o coiled tubing.

Las camisas accionadas hidráulicamente son más complicadas, pero pueden

ser accionadas con una pequeña bomba en la superficie.

Fig. 1.2

3.1.1.2. La camisa de estrangulamiento o camisa choke:

PRODUCCION I

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Estas camisas se pueden ajustar para proporcionar una apertura específica o

un orificio de tamaño. Las camisas de estrangulamiento pueden ser

empleados para regular la presión entre dos o más zonas.

También se utilizan para regular el flujo de líquido en un pozo durante el

fractura miento hidráulico. Las camisas son accionadas hidráulicamente y

tienen un diseño mucho más complejo que las camisas de abrir y cerrar.

3.1.1.3. Camisa Deslizable, modelo L

PRODUCCION I

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La camisa deslizable modelo L se constituye en una herramienta de control

de flujo de fondo de pozo, instalada en la tubería de producción para

promover comunicación entre la tubería y el anular.

Características

• Confiable, simple y de rápida

acción.

• Posee un perfil de niple en la

parte superior y una superficie

de sellado interno arriba y otra

debajo de las puertas de

comunicación.

• Las puertas de comunicación

pueden ser cerradas sin que

la tubería sea obstruida,

habiendo sido completada la

operación de cierre de la

válvula.

• La herramienta modelo “D-2”

es usada para abrir la válvula

(movimiento para arriba) o

para cerrar (movimiento para

abajo).

3.1.1.4. Camisas Deslizables, modelos CMD y CMU

PRODUCCION I

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Las camisas deslizables modelos CMD y CMU son de alto desempeño, que permiten la comunicación entre la tubería y el anular, para la circulación o producción en zonas selectivas.Para el modelo CMD, la camisa deslizable abre con percusión, para abajo, mientras que para el modelo CMU, abre con percusión para arriba.

Características

• Perfil de niple de asentamiento localizado en la parte superior y bore de sello disponible, tanto arriba como abajo de las puertas de comunicación de la camisa deslizable.

• Utiliza la herramienta de posicionar modelo BO, para operar la camisa deslizable (abrir / cerrar).

• Proyecto modular permite conversión de un modelo en el otro (CMU en CMD o viceversa), simplemente cambiando de posición entre sí, el adaptador superior y el adaptador inferior.

• El conjunto de empaque es constituido por sellos especiales, químicamente inertes y con elevada resistencia mecánica.

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3.1.1.5. Herramienta de Posicionar,

modelo D-21

La Herramienta de Posicionar modelo D-2 se constituye en una herramienta operada por wireline, usada para abrir y cerrar la camisa deslizable L.

Varias camisas deslizables, del mismo tamaño, pueden ser operadas en una única corrida, en diversas combinaciones y secuencias.

Características

• Abre y cierra camisas deslizables en una única maniobra.• Encaje de accionamiento automático.• Dispone de mecanismo de liberación por ruptura de pasadores, para ocasiones de emergencia.• Después de la herramienta de posicionar sea colocada en la camisa deslizable, ella puede ser liberada sin que sea necesario mover la camisa deslizable.

3.1.1.6. Herramienta de Posicionar, modelo BO

La Herramienta de Posicionar modelo BO, es usada para abrir y cerrar varios tipos de camisas deslizables con operaciones por wireline.

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PRODUCCION I

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La Herramienta de Posicionar BO es liberada,automáticamente, después que la camisa deslizable alcance la posición totalmente abierta o totalmente cerrada.

La liberación automática acontece porque un perfil de liberación en la traba actúa comprimiendo el resorte de la traba y liberando la herramienta.

La Herramienta de Posicionar BO también tiene a disposición la liberación de emergencia por ruptura de pasadores, aplicable en ocasiones en las que las condiciones de pozo hacen imposible la liberación en condiciones normales.

3.2. TAPON DE FONDO

Los Tapones son herramientas empleadas para aislar completamente

algunos niveles dentro de la cañería de producción o dentro del Tubing.

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En éste último caso se necesitan los níples asiento donde se insertan y

anclan los tapones. Entre los tapones tenemos los de cemento y los

mecánicos. Asimismo existen los permanentes y recuperables.

3.2.1. Tapones Recuperables de Eductor.

Son empleados para taponar la tubería de producción y tener la posibilidad

de realizar así trabajos de mantenimiento y reparación de subsuelo. Existen

tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en

niples o en la tubería de producción. Estos tres tipos se clasifican según la

dirección en que son capaces de soportar presión:

a. Los que son capaces de soportar presión por encima o en sentido

descendente.

b. Los que soportan presión en sentido ascendente o por debajo.

c. Los que soportan presión en ambas direcciones, bajo condiciones

de operación.

En la Tabla 1.1, se muestran en forma esquemática las aplicaciones

recomendadas para taponar la tubería eductora. Se presenta en forma

funcional las aplicaciones de los tipos de tapones, las direcciones de las

presiones que deben soportar cuando se realiza determinada operación en el

pozo y finalmente cual de ellos es aplicable para la operación presentada.

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Tabla 1.1. Aplicaciones Recomendadas para Operaciones más Comunes con

Tapones.

Los tapones son piezas indispensables al momento de reparar y completar

un pozo, debido a su aplicabilidad durante la prueba de tubería y las

operaciones con equipos de superficie.

El tapón que soporta presión por debajo consiste en un ensamblaje con un

tapón de cabezal cargado con un resorte, el cual sella sobre un asiento

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OperacionesDe Presión por

ArribaDe Presión por

Debajo

De Presión por Ambos

Sentidos

Reparar equipos de superficie ------- Aplicable Aplicable

Probar tubería eductora por presurización hacia arriba

Aplicable ------- -------

Desairear tubería eductora a la entrada o salida del pozo

------- Aplicable -------

Asentamiento de la empacadura hidráulica

Aplicable ------- -------

Circular por encima fluidos Aplicable ------- Aplicable

Separación de zonas en completaciones selectivas

------- ------- Aplicable

Fracturamiento en completaciones

Aplicable ------- Aplicable

Matar pozos ------- Aplicable -------

Mover un montaje dentro o fuera de localización

------- Aplicable Aplicable

Para uso como válvula de pie Aplicable ------- -------

Para probar empacaduras ------- ------- Aplicable

Acidif icación en completaciones selectivas

Aplicable ------- Aplicable

Taponamiento de cabezal en completaciones


Taponamiento de cabezal para trabajos de reparación


Tipos de Tapón


metálico dispuesto en el sustituto igualador, pudiéndose realizar este sello

también con un asiento de goma en adición con el metal.

El tapón de circulación soporta presión solamente por encima y puede ser

circulado a través de él. Su diseño varía de acuerdo a los requerimientos,

teniendo así dispositivos de cierre con bola y asiento, válvula de sello o tipo

válvula check de goma. Para finalizar se tiene el tapón de cierre en ambas

direcciones el cual es comúnmente empleado para separación de zonas de

completaciones del tipo selectivas.

Definición: Son herramientas empleadas para aislar completamente algunos

niveles dentro de la cañería de producción o dentro del Tubing. Hay tapones

de cemento y los mecánicos y además recuperables y permanentes.

Características

• Tapones usados en cementaciones: 5, 5 ½, 9 5/8 y 7 pulg. Estos tapones

llevan mordazas de hierro fundido.

• Se utiliza para aislar una zona.

• Tienen cuñas arriba y abajo.

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• Consta de un resorte.

• Tiene un bloc de arrastre para centralizar.

• Se puede bajar con un packer.

• Los packers hidráulicos se pueden bajar con un tapón pequeño que se

acciona con la presión.

3.3. ASIENTO NIPLE

Son dispositivos tubulares insertados en la

tubería de producción y comunes en el pozo

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Tapones Recuperables


a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un

dispositivo de cierre para controlar la producción de la tubería. Los niples

asiento están disponibles en dos tipos básicos que son: Niples de asiento

selectivo y Niples de asiento no selectivo

3.3.1. Niples de asiento selectivo:

Su principio de funcionamiento está basado en la comparación del perfil del

niple, con un juego de llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser

colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que

tenga la misma dimensión interna.

Las ventajas de este tipo de niple son:

• Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.

• Permite probar la tubería de producción.

• Permite colocar válvulas de seguridad.

• Permite colocar reguladores en fondo.

• Permite colocar un niple de parada.

• Permite colocar empacaduras hidráulicas.

Existen básicamente dos tipos de niples de asiento selectivo:

• Niple de asiento selectivo por la herramienta de corrida.

• Niple de asiento selectivo por el mandril de localización.

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3.3.2. Niples de asiento no selectivo:

Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de

funcionamiento es de impedir el paso de herramientas de diámetro no

deseado a través de él ("NO-GO"), para localizar los dispositivos de cierre,

por lo tanto el diámetro exterior del dispositivo debe ser ligeramente mayor

que el diámetro interno más pequeño del niple. Estos niples son colocados,

generalmente, en el punto más profundo de la tubería de producción.

3.3.3. NIPLES PULIDOS.

Son pequeños niples tubulares construidos del mismo material que el niple

de asiento, el cual no tiene receptáculo de cierre pero es pulido internamente

para recibir una sección de sellos. Estos niples pueden ser usados al mismo

tiempo que los niples de asiento, las camisas deslizantes, juntas de erosión y

otros equipos de completación. Su función primordial radica en la posibilidad

de aislar en caso de filtraciones en la junta de erosión, haciendo uso de

herramientas de guaya fina y mediante un ensamblaje.

3.3.4. Tipos de niples.-

El Niple 'TNT' TACKER es un niple de asiento de tubing tipo NO-GO superior

que se utiliza normalmente como el niple de asiento más alto en una

terminación, o como un niple selectivo en equipos de fluido de SLICK LINE /

WIRE LINE.

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El niple TNT localiza, sella y retiene los accesorios de control de fluido que

posee un dispositivo de cierre tipo "TOP NO-GO".

Aplicaciones

- Instalaciones de producción de petróleo y gas.

Características

- Orificio de sellado pulido y de tolerancia estrecha.

- Material: aleación de acero, tratado térmicamente con propiedades

correspondientes al grado N-80 o mejor.

- El diámetro exterior es igual al diámetro exterior de la cupla del tubing

correspondiente. NIPLES

Características de otros niples.

Niples de 2,7 que tenían diferencia en los hilos.

Los Niples X tienen un pasaje interno de 1,875.

Los Niples XN siempre van al final de la tubería de producción,

porque después de instalar este no se puede insertar otra

herramienta, tiene un go de 1,791 que es la parte más reducida.

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o Tiene dos partes: el gog (donde encaja otra herremienta) y el ping (la

rosca).

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Con ancla y sin

ancla

Ni ple recto


3.4. PUP JOINT.-

Entre las tuberías especiales

tenemos los pup joint. Los pup

joint son Tuberías pequeñas de

distintas longitudes que sirven

para dimensionar la longitud

total de la sarta de tubería.

Definición: Son tuberías

pequeñas de distintas longitudes

que sirven para dimensionar la

longitud total de la sarta de

tubería.

En los diámetros tenemos los siguientes: 2, 4, 6, 8 y 10 pulg.

Cuando se instala un pup joint se debe saber el tipo de rosca que se debe

utilizar como por ejemplo el tipo cónico en la rosca es el pup joint 1,992

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Pup jointCónico


Expandable Pup Joint

El Expandable Pup Joint (EPJ) consiste en un cilindro cuya parte central

es deformable y está recubierta exteriormente de caucho vulcanizado para

lograr un conjunto totalmente hermético.

Los extremos del Pup Joint están roscados según la norma API.

El EPJ puede integrarse desde la construcción del pozo y puede conectarse

a tuberías de revestimiento o a tubos perforados convencionales.

Esta anticipación permite, una vez el EPJ instalado en el pozo, bajar la

herramienta DHCT de deformación para expandir un EPJ a demanda.

La expansión del EPJ permitirá aislar zonas del pozo definidas previamente.

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3.5. BLAST JOINT (tubo reforzado).-

Los blast joint son tuberías reforzadas para soportar grandes presiones y que

se colocan frente a los baleos. Tienen un buen espesor.

Junta contra el efecto de flujo (Blast Joint)

• Se colocan frente a los baleos

• Tiene el mismo ID de la TP y mayor OD

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3.6. ESTRANGULADORES DE FONDO.-

Son choques instalados en el fondo del pozo, en la terminación de la tubería,

pueden asentar sobre un niple y ser instalados y retirados con herramientas

de cable.

El propósito de estos estranguladores de fondo es:

a) reducir la presión de superficie y atenuar la caída de temperatura causada

por las grandes reducciones de presión a través del estrangulador en

superficie, reduciendo la tendencia al congelamiento.

b) Se aumenta la vida de flujo de un pozo mediante la disminución de salida

de gas, reduciendo la RGP.

c) La presión de fondo se mantiene más constante retardando la posible

invasión de agua.

Estos estranguladores de fondo son usados en diámetros mayores como 1’’ –

1.1/2” y pueden utilizarse combinados con un estrangulador de superficie.

3.7. MANDRIL.-

Definición: Es una barra o eje cilíndrico alrededor del cual se disponen o

conectan otras piezas, o que encaja en el interior de un tubo o cilindro.

Es el miembro que bloquea la presión en un empaquetador; el miembro que

se usa para transferir energía a las cuñas; también es el miembro de

alojamiento de una válvula de gas lift.

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Características

Tipo de mandril: el mecanizado (sin orientador) y el hidráulico (con

orientador).

Medidas: 2.3, 2.7 y 3 ½ pulg.

Por lo general se los hace sin rosca (blandos) para luego hacer la rosca

a pedido del cliente.

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3.8. CUÑAS.-

Definición: Piezas de metal de forma cónica con dientes u otros elementos

de agarre que se utilizan para evitar el deslizamiento de la tubería pozo

abajo o para mantenerla en su lugar.

Las cuñas rotativas se ajustan alrededor de la tubería y se encajan contra el

buje maestro para sostenerla.

Las cuñas de potencia se activan en forma neumática o hidráulica evitando

a la dotación el manipuleo de las cuñas al realizar una conexión. Los

empacadores (packers) y otros equipos de fondo de pozo quedan

asegurados en su posición mediante cuñas que sostienen la tubería y que

son comandadas desde la superficie.

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Una de las herramientas con cuñas utilizadas en terminación de pozos

es el packer; en las siguientes imágenes muestra claramente a las

cuñas.

También los tapones tienen cuñas.

3.9. PACKER.-

El packer aísla y ayuda en el control de la producción de fluidos a altas presiones, protegiendo el casing y otras formaciones por encima y por debajo del nivel productor.

Llamados también obturadores o

empacadores, son herramientas

diseñadas a fin de ayudar en la

eficiente producción del petróleo y

gas de un pozo con uno o más

niveles productores, aislando los

niveles de interés.

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Se utilizan packers con el propósito de efectuar un sello entre el exterior de

la tubería y el interior de la cañería de producción a fin de evitar el

movimiento vertical de fluidos desde el packer por el espacio anular hacia

arriba, debido a la presión diferencial sobre y debajo el punto sellado.

Características Packers

Existen desde el simple y económico Packer de tubería STP-1

Packer de tracción compacto,

Packer de ajuste mecánico, Integrator X, que se puede ajustar para

tracción, para compresión o en posición neutral.

Hay en distintos tamaños para todos los pesos comunes de casing.

Se pueden acondicionar con cualquier sistema de sellado requerido,

para brindare protección hasta en los entornos más hostiles.

Uno de los accesorios ofrecidos para Packers es el niple de sello y

overshot CT-2. Este conector de dos piezas y liberación rápida está

diseñado para un servicio sencillo y confiable para todas las condiciones

de diámetro de pozo.

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3.10. FILTROS.-

Son herramientas para controlar la producción de arena en pozos verticales

u horizontales, dependiendo del grado de consolidación de la arena a

producir, basados en el ancho de las ranuras o aperturas para el flujo,

denominado también calibre, creando así un filtro que permite la producción

de petróleo.

Caracteristicas.

Tienen dos capas de malla.

Para hacer mantenimiento o limpieza se lo hace con Jet a presión de

0 a 8000 psi.

Tienen una longitud de 3,5 metros.

No se pueden poner frente al baleo porque los perforan, se deben

poner mínimo a 1 mt. por encima del primer baleo.

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3.11. CENTRALIZADORES

Definición: Dispositivo que se utiliza para “centrar” el casing en el pozo, o

el tubing en el diámetro interior del casing.

Caracteristicas

A parte de los casings y los tungs; los packers y los tapones

también tienen centralizadores.

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3.12. PESCADORES.-

Definición: Es una herramienta de rescate o instrumento que se agrega al

tubing o a la tubería de perforación, y se y se baja por fuera de la tubería

rescatada, la tubería o varillas de succión perdidas o atascadas en el pozo.

Dispositivo de fricción del pescador, por lo general, una canasta o arpeo en

espiral, que agarra con firmeza la tubería rescatada, permitiendo su

extracción del pozo.

Hay diferentes tipos de pescadores, de espiral y de canasta

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3.13. Anclas de Tubería.-

Se trata de herramientas sencillas y confiables que actúan como anclas de

tubería para mantener la tensión en la sarta de tubería durante el ciclo de la

bomba, y como sujetadores de tubería para evitar la caída de tubos

desprendidos al fondo del pozo.

4.- Aplicaciones

Son necesarias en terminaciones de pozos de diferentes yacimientos, que

les da las características necesarias de producción, estos accesorios deben

ser diseñados previamente para su utilización en los estados sub-

superficiales.

Las diferentes completaciones serán diseñadas para cada pozo perforado,

pudiendo ser estas simples, duales o tres líneas.

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De acuerdo a los requerimientos de producción y diseño estas pueden ser

tan sencillas como complicadas.

Un sinnúmero de compañías ofrecen diferentes accesorios para los arreglos

de subsuperficie, dando las ventajas y desventajas de los mismos.

El informe final de terminación o completacion de pozo nos da como

resultado el arreglo final del pozo, con las características de cada uno de

los accesorios que llevara este pozo o su estado sub superficial.

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PRODUCCION I

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5. Equipos

Un equipo de perforación puede realizar la completacion de pozo, pero esto

representa un costo adicional a la terminación del pozo.

Existen equipos de terminación de pozos y otros auxiliares como los Wire line y

Slick línea, equipos de registro.

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Bajando el arreglo final

Existen diferentes condiciones para realizar el bajado o colocado del arreglo

final, lógicamente las iniciales deben ser las condiciones del reservorio.

Condiciones del pozo

Profundidad

Capacidad en bbl

Condiciones del fluido

Volumen en pozo y superficie

Salinidad, densidad

Propiedades reológicas

Condiciones de la sarta

Numero de tiros

Peso del tiro

Tensión

Condiciones de equipos auxiliares

Revisión del camión cementador

Prueba de presión

Recuento de aditivos

Revisión del camión de registros

Recuento de herramienta

Revisión del camión de cable

Recuento de herramientas

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6. CONCLUSION.-

De acuerdo a las condiciones de terminación del pozo se puede llegar a

construir un arreglo de sub-superficie con los diferentes accesorios para la

producción óptima del yacimiento de acuerdo a sus características y

condiciones que presente dicho yacimiento y el fondo del pozo.

En cada pozo perforado las características y condiciones del yacimiento son

diferentes a los cuales se tiene que llegar diseñar con los diferentes

accesorios un arreglo de sub-superficie los cuales son fabricados

previamente con las características a emplearse.

7.BIBLIOGRAFIA.-

www.lupatechpetroima.com.br/pdf_produtos/prod2_02.pdf

www.google.com

www.petrolium.com

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http://www.petrolium.com/

http://www.google.com/

http://www.lupatechpetroima.com.br/pdf_produtos/prod2_02.pdf

arreglo sub superficial

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