Arreglo subsuperficiales (tema 5).doc

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.


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.


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.


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

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.


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.


Tapones Recuperables

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.

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).


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.


Con ancla y sin

ancla

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


Pup jointCónico

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)

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.


Pescadores

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.

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.


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