ARREGLOS SUPERFICIALES presentacion

CONTENIDO

1. INTRODUCCION.

2. DESARROLLO

3. ASCESORIOS SUBSUPERFICIALES

3.1. CAMISA DESLIZABLE

3.1.1. TIPOS DE CAMISA DESLIZABLE

3.1.1.1. CAMISA DESLIZABLE DE ABRIR Y CERRAR

3.1.1.2. CAMISA DE ESTRANGULAMIENTO O CAMISA CHOKE

3.2. TAPON DE FONDO

3.2.1. TIPOS DE TAPON DE FONDO

3.2.2. TAPONES RECUPERABLES DE EDUCTOR

3.3. ASIENTO NIPLE

3.3.1. TIPOS DE ASIENTO NIPLE

3.3.2. NIPLES DE ASIENTO SELECTIVO

3.3.3. NIPLES DE ASIENTO NO SELECTIVO

3.3.4. NIPLES PULIDOS

3.4. PUP JOINT

3.5. BLAST JOINT

3.6. ESTRANGULADORES DE FONDO

3.7. MANDRILES

3.8. CUÑAS

3.9. FILTROS

3.10.PACKER

3.11.CENTRALIZADORES

3.12.PESCADORES

4. APLICACIONES

5. EQUIPOS

6. COCLUSIONES

7. RECOMENDACIONES

8. BIBLIOGRAFIA

PRODUCCION I 1document.docP

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.


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:

o Arreglo sub superficial

o Arreglo superficial

o Sistemas de producción

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.

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

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 TIPOS DE CAMISA

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

empaquetaduras, 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.


3.1.1.-Las camisas deslizables de abrir y cerrar:

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

3.1.2.-La camisa de estrangulamiento o camisa choke:

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.


Camisa Deslizable, modelo L

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).

Camisas Deslizables, modelos CMD y CMU

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.

Herramienta de Posicionar, modelo D-2

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.

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.

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.

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.


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 Acidificación en

completaciones selectivas Aplicable ------- Aplicable

Taponamiento de cabezal en completaciones ------- Aplicable Aplicable

Taponamiento de cabezal para trabajos de reparación ------- Aplicable Aplicable

Tipos de Tapón

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.

r


determinada operación en el pozo y finalmente cual de ellos es aplicable para la

operación presentada.

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 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.

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.

• 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

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


Tapones Recuperables

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.


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.

3.4.- 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.

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.

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.

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


Con ancla y sin

ancla

Ni ple recto

3.5.- 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.

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


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.

3.6.- BLAST JOINT (tubo reforzado)


Pup jointCónico

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

3.7.- 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.

3.8.-MANDRIL

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.

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.

3.9.-CUÑAS

Son 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.


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.

3.10. 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.


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.

3.11.-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.

Características.

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.

3.12.-CENTRALIZADORES

Son dispositivo que se utiliza para “centrar” el casing en el pozo, o el tubing en el

diámetro interior del casing.

Características


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

centralizadores.

3.13.-PESCADORES

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.


Pescadores

Hay diferentes tipos de pescadores, de espiral y de canasta; también de

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 subsuperficiales.

Las diferentes completaciones serán diseñadas para cada pozo perforado, pudiendo ser

estas simples, duales o tres líneas.


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

como complicadas.

Un sin número de compañías ofrecen diferentes accesorios para los arreglos de sub-

superficiales, 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.


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.

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

6.- CONCLUSIONES

Los accesorios Sub-Superficiles son herramientas necesarias para la terminación de un

pozo, para luego pasar a la producción del mismo.

Los accesorios Sub-Superficiales; no todos se usan en la perforación del pozo, existen

algunos que no son siempre necesarios como los pescadores, los estranguladores o


tapones. Esto quiere decir que los accesorios Sub-Superficiales se usan de acuerdo a la

necesidad que se necesita en la explotación del pozo y el problema que se esta

atravesando en el pozo.

7.-RECOMENDACIONES

Se debe tener en cuenta que tipo de accesorio Sub-Superficial que se tiene que utilizar de

acuerdo a la tarea que vamos hacer en el pozo y realizar estudios sobre la herramienta

que mas nos conviene utilizar.

Un ejemplo: Si tenemos un problema de atasco de tubería de Producción se debe

introducir los pescadores.

También nos interesa saber el tipo de perforación que realizamos como perforación:

horizontal o vertical y el tipo de diseño de arreglo que tenemos para la producción como:

arreglo convencional simple y doble.

8.- BIBLIOGRAFIA

Texto de Producción I Autor: Ing. Rene Alarcón Vila

Visita a la Empresa EQUIPETROL.

La wef-internet.


ARREGLOS SUPERFICIALES presentacion

Documents

Transcript of ARREGLOS SUPERFICIALES presentacion