El documento clasifica y describe varios tipos de completamientos de pozos, incluyendo completamientos a hoyo abierto, con forro ranurado, con forro liso o camisa perforada, y empacados con grava. Cada tipo se describe brevemente y se enumeran sus ventajas y desventajas principales. Los factores que determinan el diseño del completamiento incluyen la tasa de producción requerida, las reservas de las zonas, los mecanismos de producción y las necesidades futuras como estimulación o control de arena.
La terminación de pozos implica las actividades posteriores a la perforación para preparar el pozo para la producción. Estas actividades incluyen cementación, reperforación, cambio de fluidos, pruebas de evaluación e instalación del equipo de producción. Existen diferentes métodos de terminación como pozo abierto, entubado y baleado o con empaque de grava, dependiendo de factores como la productividad requerida y las características de la formación.
El documento describe los diferentes tipos de aparejos de producción neumática continua, incluyendo su diseño, dimensiones y las cargas a las que están sujetos. Explica que el aparejo de producción neumática reduce la presión hidrostática y permite que el petróleo llegue a la superficie, y que su diámetro debe permitir el flujo deseado sin restringir la producción ni causar flujo intermitente. También cubre los esfuerzos de presión interna, tensión y colapso a los que está sujeto el aparejo, y los diferentes
El documento trata sobre la completación de pozos petroleros. Explica que la elección y diseño adecuado de los esquemas de completación constituyen una parte decisiva para el desempeño operativo y productividad de un campo. Detalla algunos conceptos clave como sartas de producción, empacaduras de producción y sus tipos. Resalta que para seleccionar una empacadura adecuada se debe considerar factores técnicos y económicos como los requerimientos presentes y futuros de los pozos.
1. Introduccion a la Completación de PozosMagnusMG
Este documento trata sobre la introducción a la completación de pozos. Explica conceptos clave como las estrategias de explotación, las pruebas de presión, las propiedades petrofísicas y el comportamiento de presiones. También define la completación de pozos como las actividades que se realizan después de la perforación principal de un pozo para prepararlo para la producción.
Pruebas de inyectividad en pozos inyectores, plt (impresion)Mafe Vergara
El documento presenta información sobre pruebas de inyectividad en pozos inyectores. Describe métodos como el step rate test y el uso de trazadores para evaluar la movilidad de fluidos entre el pozo inyector y productor. Explica el uso de herramientas de registro de producción como medidores de flujo, temperatura y densidad para determinar zonas de contribución e identificar posibles problemas en el pozo. Finalmente, presenta un ejemplo de datos recolectados durante una prueba PLT en el pozo UIS-1.
Este documento resume los principales aspectos del fracturamiento hidráulico. Explica que el proceso consiste en bombear fluidos a alta presión para crear fracturas en la formación rocosa y mejorar la producción de los pozos. Detalla los tipos de fluidos de fractura, agentes apuntalantes, y etapas del proceso como el diseño, pruebas previas y bombeo. El objetivo final es generar fracturas de alta conductividad que permitan una mayor liberación de hidrocarburos desde la formación hacia el pozo.
Este documento proporciona información sobre el proceso de completación de pozos petroleros. Explica que la completación implica el diseño, selección e instalación de tuberías, empacaduras y otros equipos dentro del pozo para permitir la producción controlada, segura y rentable. Describe los principales componentes de los equipos de subsuelo utilizados en la completación, incluidas las sartas de tuberías de producción, empacaduras y criterios para la inspección de tuberías. En resumen, este documento ofrece una descripción general
El documento presenta información sobre el análisis nodal de sistemas de producción, incluyendo la definición e índices de productividad, daño de formación, pérdidas de presión en el sistema de producción, comportamiento del flujo en yacimientos, leyes de Darcy para diferentes regímenes de flujo, y ecuaciones de Vogel para estimar tasas de producción con y sin daño de formación. El análisis nodal permite analizar el sistema como una unidad para calcular su capacidad y mejorar el diseño y detección de problemas
La terminación de pozos implica las actividades posteriores a la perforación para preparar el pozo para la producción. Estas actividades incluyen cementación, reperforación, cambio de fluidos, pruebas de evaluación e instalación del equipo de producción. Existen diferentes métodos de terminación como pozo abierto, entubado y baleado o con empaque de grava, dependiendo de factores como la productividad requerida y las características de la formación.
El documento describe los diferentes tipos de aparejos de producción neumática continua, incluyendo su diseño, dimensiones y las cargas a las que están sujetos. Explica que el aparejo de producción neumática reduce la presión hidrostática y permite que el petróleo llegue a la superficie, y que su diámetro debe permitir el flujo deseado sin restringir la producción ni causar flujo intermitente. También cubre los esfuerzos de presión interna, tensión y colapso a los que está sujeto el aparejo, y los diferentes
El documento trata sobre la completación de pozos petroleros. Explica que la elección y diseño adecuado de los esquemas de completación constituyen una parte decisiva para el desempeño operativo y productividad de un campo. Detalla algunos conceptos clave como sartas de producción, empacaduras de producción y sus tipos. Resalta que para seleccionar una empacadura adecuada se debe considerar factores técnicos y económicos como los requerimientos presentes y futuros de los pozos.
1. Introduccion a la Completación de PozosMagnusMG
Este documento trata sobre la introducción a la completación de pozos. Explica conceptos clave como las estrategias de explotación, las pruebas de presión, las propiedades petrofísicas y el comportamiento de presiones. También define la completación de pozos como las actividades que se realizan después de la perforación principal de un pozo para prepararlo para la producción.
Pruebas de inyectividad en pozos inyectores, plt (impresion)Mafe Vergara
El documento presenta información sobre pruebas de inyectividad en pozos inyectores. Describe métodos como el step rate test y el uso de trazadores para evaluar la movilidad de fluidos entre el pozo inyector y productor. Explica el uso de herramientas de registro de producción como medidores de flujo, temperatura y densidad para determinar zonas de contribución e identificar posibles problemas en el pozo. Finalmente, presenta un ejemplo de datos recolectados durante una prueba PLT en el pozo UIS-1.
Este documento resume los principales aspectos del fracturamiento hidráulico. Explica que el proceso consiste en bombear fluidos a alta presión para crear fracturas en la formación rocosa y mejorar la producción de los pozos. Detalla los tipos de fluidos de fractura, agentes apuntalantes, y etapas del proceso como el diseño, pruebas previas y bombeo. El objetivo final es generar fracturas de alta conductividad que permitan una mayor liberación de hidrocarburos desde la formación hacia el pozo.
Este documento proporciona información sobre el proceso de completación de pozos petroleros. Explica que la completación implica el diseño, selección e instalación de tuberías, empacaduras y otros equipos dentro del pozo para permitir la producción controlada, segura y rentable. Describe los principales componentes de los equipos de subsuelo utilizados en la completación, incluidas las sartas de tuberías de producción, empacaduras y criterios para la inspección de tuberías. En resumen, este documento ofrece una descripción general
El documento presenta información sobre el análisis nodal de sistemas de producción, incluyendo la definición e índices de productividad, daño de formación, pérdidas de presión en el sistema de producción, comportamiento del flujo en yacimientos, leyes de Darcy para diferentes regímenes de flujo, y ecuaciones de Vogel para estimar tasas de producción con y sin daño de formación. El análisis nodal permite analizar el sistema como una unidad para calcular su capacidad y mejorar el diseño y detección de problemas
GLOSARIO DE COMPLETACIÓN DE POZOS PETROLEROSDanilaysrc
Este documento contiene definiciones de varios términos relacionados con la perforación y completación de pozos petroleros. Define conceptos como empacaduras, revestimientos, completaciones, equipos de fondo y otros elementos empleados en la industria petrolera.
Este documento describe los conceptos clave del reacondicionamiento de pozos. Explica que el reacondicionamiento incluye cualquier trabajo realizado en un pozo productor para cambiar o mejorar su estado de producción, como aplicar nuevos mecanismos de bombeo. También describe los diferentes tipos de problemas que pueden afectar la producción de un pozo y los factores a considerar para determinar el tipo de reacondicionamiento necesario. Finalmente, explica brevemente los perfiles de producción, que proporcionan información sobre los fluidos producidos en cada z
Terminación y Reacondicionamiento de Pozosenzosedv
La terminación de pozos implica las actividades posteriores a la perforación para preparar el pozo para la producción. Estas actividades incluyen cementación, reperforación, cambio de fluidos, pruebas de evaluación e instalación del equipo de producción. Existen diferentes métodos de terminación como pozo abierto, entubado y baleado o con empaque de grava, dependiendo de factores como la productividad requerida y las características de la formación.
El documento trata sobre el cañoneo de pozos petroleros. Explica que el cañoneo consiste en perforar la tubería de revestimiento, el cemento y la formación para establecer comunicación entre el pozo y los yacimientos. Detalla los procesos y factores a considerar como la densidad de disparos, el diámetro de perforación, la dirección de los disparos, y los posibles efectos como el taponamiento y daños a la tubería y cemento. El objetivo es diseñar un cañoneo óptimo que maximice la productiv
Este documento describe el sistema de Plunger Lift, el cual usa la presión natural del gas en un pozo para impulsar un pistón y así levantar líquidos a la superficie. Explica los equipos clave como el pistón, válvula neumática y controlador, y cómo funciona el ciclo de impulsión. También cubre parámetros de diseño, ventajas, desventajas y problemas comunes. El Plunger Lift es una técnica efectiva para producir pozos de baja tasa con problemas de carga de líquido.
La perforación con tubería de revestimiento es una tecnología emergente que permite perforar y revestir en un solo paso. Reduce el tiempo de perforación en un 30% y los costos al minimizar los viajes de tubería. Existen tres métodos: aparejo recuperable, perforación con liner y barrena perforable. La aplicación ha aumentado pero en México solo se han documentado dos casos.
Empuje por gas solución en yacimiento PetrolerosManuel Hernandez
Un tipo de sistema de empuje en el que la energía para el transporte y la producción de los fluidos de yacimiento proviene del gas disuelto en el fluido. A medida que los fluidos de yacimiento ingresan en el pozo, las condiciones cambiantes de presión hacen que el gas se desprenda de la solución para generar un flujo mezclado de gas y líquido que asiste en la producción.
Este documento describe diferentes tipos de pozos direccionales según su objetivo operacional y trayectoria, así como las herramientas y técnicas utilizadas para la perforación direccional. Explica que los pozos direccionales se clasifican en pozos side track, de reentrada, y grass root dependiendo de su objetivo, y como tangenciales, en forma de S, S especiales, inclinados o horizontales dependiendo de su trayectoria. También describe herramientas deflectoras como mechas, cucharas y motores de fondo utilizados para guiar
Este documento presenta una introducción general sobre la estimulación y el daño de formación. Explica que la estimulación incluye técnicas para combatir daños en la formación y mejorar la producción mediante la creación de canales. También describe brevemente la historia de la estimulación y los factores que contribuyen al daño de formación, como diferenciales de presión altos e incompatibilidad de fluidos. Finalmente, resalta la importancia de prevenir el daño de formación a través de un mejor entendimiento de los procesos físicos invol
Este documento proporciona información sobre fracturamiento hidráulico. Explica que es un proceso para inyectar un fluido a alta presión en un pozo para crear fracturas e incrementar la producción. Detalla los objetivos, beneficios, factores que influyen como las propiedades de la roca y fluidos, y cómo se puede modelar la geometría de las fracturas creadas. Finalmente, ofrece una guía sobre cómo monitorear y controlar una operación de fracturamiento.
Comportamiento de Yacimientos II
1.- Desarrollo de la ecuación de balance materia en sus diferentes formas.
1.1 Conceptos básicos de balance volumétrico de fluidos producidos de un yacimiento.
1.2 Desarrollo de la ecuación de balance materia.
1.2.1 Información que requiere balance volumétrico.
1.3 Aplicaciones de la ecuación de balance de materia para yacimientos de:.
1.3.1 Aceite bajo saturados.
1.3.2 Aceite saturado.
1.3.3 Gas.
1.3.4 Gas y Condensado.
2.- Evaluación de la entrada de agua en los yacimientos
2.1 Clasificación de los acuíferos.
2.2 Determinación de la entrada acumulativa de agua en el yacimiento.
2.3 Evaluación del empuje hidráulico.
2.4 Determinación de la ecuación que representa la entrada agua en el yacimiento.
3.- Predicción del comportamiento de producción
3.1 Predicción del comportamiento de balance de materia para yacimientos:
3.1.1 De aceite bajo saturado.
3.1.2 De aceite saturado.
3.1.3 De gas.
3.1.4 De gas y condensado.
3.1.5 Geotérmicos y de acuíferos.
3.2 Aplicación de programas de computo comerciales.
3.3 Análisis de curvas de declinación.
3.3.1 Definiciones y tipos de curvas.
3.3.2 Aplicaciones.
El documento describe los componentes y funcionamiento de un sistema de bombeo electrosumergible (BES). Un BES usa energía eléctrica para impulsar una bomba sumergida que levanta fluidos desde el fondo de un pozo hasta la superficie. Los componentes clave incluyen un motor eléctrico, una bomba, protectores, un cable de potencia y una caja de venteo para conectar el equipo de superficie. El BES es útil para bombear grandes volúmenes de fluidos a profundidades de hasta 20,000 pies.
1) El documento discute los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación y producción de pozos petroleros, así como los métodos para diagnosticar y tratar estos daños.
2) Algunos daños comunes incluyen la invasión de fluidos, la migración de partículas finas, la precipitación de asfáltenos y parafinas, y el bloqueo de canales por geles y emulsiones.
3) Es importante diagnosticar correctamente el daño mediante pruebas como las pruebas
Este documento describe las curvas de declinación, que consisten en graficar el comportamiento histórico de producción de un pozo con respecto al tiempo para predecir la producción futura. Explica que existen tres tipos de curvas (exponencial, hiperbólica y armónica), determinadas por ecuaciones matemáticas. También cubre factores que afectan las curvas, métodos para construirlas y su uso para calcular reservas probadas.
Equipos y accesorios usados durante la cementacion de pozos.Danilays
Este documento describe los equipos utilizados para guiar y flotar el casing durante el cementado de pozos, incluyendo zapatas, collares y válvulas de contra presión. También describe accesorios como centralizadores, cestas de cemento, grampas y rascadores que ayudan a lograr una buena cementación primaria al distribuir uniformemente el cemento y soportar la columna de cemento.
Este documento describe los diferentes tipos de tuberías de revestimiento utilizadas en proyectos petroleros, incluyendo las tuberías conductoras, de superficie, intermedias y de producción. Explica sus funciones y especificaciones técnicas. También describe el proceso de cementación de pozos, incluyendo la cementación primaria y secundaria. El objetivo general es proteger las formaciones y aislar zonas durante la perforación y producción.
El documento trata sobre la compleción de pozos. Explica los diferentes tipos de pozos según su clasificación y objetivos. Describe los métodos de compleción como la compleción con empaque de grava, a hoyo desnudo o con revestidor cementado. También cubre los tipos de compleción como sencilla, múltiple o monobore. Finalmente, analiza factores como los ambientales, del entorno y recursos disponibles que se consideran en el diseño de una compleción.
Este documento describe diferentes tipos de pruebas de presión que se realizan en pozos de petróleo y gas, incluyendo pruebas de restauración de presión, pruebas de arrastre, pruebas a tasa de flujo múltiple, pruebas de disipación de presión en pozos inyectores, pruebas de interferencia y pruebas de pulso. También explica pruebas de contrapresión que se usan para determinar el potencial de producción de pozos de gas, como pruebas isocronales.
Este documento presenta una introducción a la terminación de pozos petroleros. Explica que la terminación incluye las operaciones para comunicar la formación productora con la superficie a través de la tubería de revestimiento. El objetivo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo posible. También enfatiza la importancia de la información recabada durante la perforación para realizar una buena terminación, como muestras de canal, núcleos y pruebas de formación.
GLOSARIO DE COMPLETACIÓN DE POZOS PETROLEROSDanilaysrc
Este documento contiene definiciones de varios términos relacionados con la perforación y completación de pozos petroleros. Define conceptos como empacaduras, revestimientos, completaciones, equipos de fondo y otros elementos empleados en la industria petrolera.
Este documento describe los conceptos clave del reacondicionamiento de pozos. Explica que el reacondicionamiento incluye cualquier trabajo realizado en un pozo productor para cambiar o mejorar su estado de producción, como aplicar nuevos mecanismos de bombeo. También describe los diferentes tipos de problemas que pueden afectar la producción de un pozo y los factores a considerar para determinar el tipo de reacondicionamiento necesario. Finalmente, explica brevemente los perfiles de producción, que proporcionan información sobre los fluidos producidos en cada z
Terminación y Reacondicionamiento de Pozosenzosedv
La terminación de pozos implica las actividades posteriores a la perforación para preparar el pozo para la producción. Estas actividades incluyen cementación, reperforación, cambio de fluidos, pruebas de evaluación e instalación del equipo de producción. Existen diferentes métodos de terminación como pozo abierto, entubado y baleado o con empaque de grava, dependiendo de factores como la productividad requerida y las características de la formación.
El documento trata sobre el cañoneo de pozos petroleros. Explica que el cañoneo consiste en perforar la tubería de revestimiento, el cemento y la formación para establecer comunicación entre el pozo y los yacimientos. Detalla los procesos y factores a considerar como la densidad de disparos, el diámetro de perforación, la dirección de los disparos, y los posibles efectos como el taponamiento y daños a la tubería y cemento. El objetivo es diseñar un cañoneo óptimo que maximice la productiv
Este documento describe el sistema de Plunger Lift, el cual usa la presión natural del gas en un pozo para impulsar un pistón y así levantar líquidos a la superficie. Explica los equipos clave como el pistón, válvula neumática y controlador, y cómo funciona el ciclo de impulsión. También cubre parámetros de diseño, ventajas, desventajas y problemas comunes. El Plunger Lift es una técnica efectiva para producir pozos de baja tasa con problemas de carga de líquido.
La perforación con tubería de revestimiento es una tecnología emergente que permite perforar y revestir en un solo paso. Reduce el tiempo de perforación en un 30% y los costos al minimizar los viajes de tubería. Existen tres métodos: aparejo recuperable, perforación con liner y barrena perforable. La aplicación ha aumentado pero en México solo se han documentado dos casos.
Empuje por gas solución en yacimiento PetrolerosManuel Hernandez
Un tipo de sistema de empuje en el que la energía para el transporte y la producción de los fluidos de yacimiento proviene del gas disuelto en el fluido. A medida que los fluidos de yacimiento ingresan en el pozo, las condiciones cambiantes de presión hacen que el gas se desprenda de la solución para generar un flujo mezclado de gas y líquido que asiste en la producción.
Este documento describe diferentes tipos de pozos direccionales según su objetivo operacional y trayectoria, así como las herramientas y técnicas utilizadas para la perforación direccional. Explica que los pozos direccionales se clasifican en pozos side track, de reentrada, y grass root dependiendo de su objetivo, y como tangenciales, en forma de S, S especiales, inclinados o horizontales dependiendo de su trayectoria. También describe herramientas deflectoras como mechas, cucharas y motores de fondo utilizados para guiar
Este documento presenta una introducción general sobre la estimulación y el daño de formación. Explica que la estimulación incluye técnicas para combatir daños en la formación y mejorar la producción mediante la creación de canales. También describe brevemente la historia de la estimulación y los factores que contribuyen al daño de formación, como diferenciales de presión altos e incompatibilidad de fluidos. Finalmente, resalta la importancia de prevenir el daño de formación a través de un mejor entendimiento de los procesos físicos invol
Este documento proporciona información sobre fracturamiento hidráulico. Explica que es un proceso para inyectar un fluido a alta presión en un pozo para crear fracturas e incrementar la producción. Detalla los objetivos, beneficios, factores que influyen como las propiedades de la roca y fluidos, y cómo se puede modelar la geometría de las fracturas creadas. Finalmente, ofrece una guía sobre cómo monitorear y controlar una operación de fracturamiento.
Comportamiento de Yacimientos II
1.- Desarrollo de la ecuación de balance materia en sus diferentes formas.
1.1 Conceptos básicos de balance volumétrico de fluidos producidos de un yacimiento.
1.2 Desarrollo de la ecuación de balance materia.
1.2.1 Información que requiere balance volumétrico.
1.3 Aplicaciones de la ecuación de balance de materia para yacimientos de:.
1.3.1 Aceite bajo saturados.
1.3.2 Aceite saturado.
1.3.3 Gas.
1.3.4 Gas y Condensado.
2.- Evaluación de la entrada de agua en los yacimientos
2.1 Clasificación de los acuíferos.
2.2 Determinación de la entrada acumulativa de agua en el yacimiento.
2.3 Evaluación del empuje hidráulico.
2.4 Determinación de la ecuación que representa la entrada agua en el yacimiento.
3.- Predicción del comportamiento de producción
3.1 Predicción del comportamiento de balance de materia para yacimientos:
3.1.1 De aceite bajo saturado.
3.1.2 De aceite saturado.
3.1.3 De gas.
3.1.4 De gas y condensado.
3.1.5 Geotérmicos y de acuíferos.
3.2 Aplicación de programas de computo comerciales.
3.3 Análisis de curvas de declinación.
3.3.1 Definiciones y tipos de curvas.
3.3.2 Aplicaciones.
El documento describe los componentes y funcionamiento de un sistema de bombeo electrosumergible (BES). Un BES usa energía eléctrica para impulsar una bomba sumergida que levanta fluidos desde el fondo de un pozo hasta la superficie. Los componentes clave incluyen un motor eléctrico, una bomba, protectores, un cable de potencia y una caja de venteo para conectar el equipo de superficie. El BES es útil para bombear grandes volúmenes de fluidos a profundidades de hasta 20,000 pies.
1) El documento discute los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación y producción de pozos petroleros, así como los métodos para diagnosticar y tratar estos daños.
2) Algunos daños comunes incluyen la invasión de fluidos, la migración de partículas finas, la precipitación de asfáltenos y parafinas, y el bloqueo de canales por geles y emulsiones.
3) Es importante diagnosticar correctamente el daño mediante pruebas como las pruebas
Este documento describe las curvas de declinación, que consisten en graficar el comportamiento histórico de producción de un pozo con respecto al tiempo para predecir la producción futura. Explica que existen tres tipos de curvas (exponencial, hiperbólica y armónica), determinadas por ecuaciones matemáticas. También cubre factores que afectan las curvas, métodos para construirlas y su uso para calcular reservas probadas.
Equipos y accesorios usados durante la cementacion de pozos.Danilays
Este documento describe los equipos utilizados para guiar y flotar el casing durante el cementado de pozos, incluyendo zapatas, collares y válvulas de contra presión. También describe accesorios como centralizadores, cestas de cemento, grampas y rascadores que ayudan a lograr una buena cementación primaria al distribuir uniformemente el cemento y soportar la columna de cemento.
Este documento describe los diferentes tipos de tuberías de revestimiento utilizadas en proyectos petroleros, incluyendo las tuberías conductoras, de superficie, intermedias y de producción. Explica sus funciones y especificaciones técnicas. También describe el proceso de cementación de pozos, incluyendo la cementación primaria y secundaria. El objetivo general es proteger las formaciones y aislar zonas durante la perforación y producción.
El documento trata sobre la compleción de pozos. Explica los diferentes tipos de pozos según su clasificación y objetivos. Describe los métodos de compleción como la compleción con empaque de grava, a hoyo desnudo o con revestidor cementado. También cubre los tipos de compleción como sencilla, múltiple o monobore. Finalmente, analiza factores como los ambientales, del entorno y recursos disponibles que se consideran en el diseño de una compleción.
Este documento describe diferentes tipos de pruebas de presión que se realizan en pozos de petróleo y gas, incluyendo pruebas de restauración de presión, pruebas de arrastre, pruebas a tasa de flujo múltiple, pruebas de disipación de presión en pozos inyectores, pruebas de interferencia y pruebas de pulso. También explica pruebas de contrapresión que se usan para determinar el potencial de producción de pozos de gas, como pruebas isocronales.
Este documento presenta una introducción a la terminación de pozos petroleros. Explica que la terminación incluye las operaciones para comunicar la formación productora con la superficie a través de la tubería de revestimiento. El objetivo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo posible. También enfatiza la importancia de la información recabada durante la perforación para realizar una buena terminación, como muestras de canal, núcleos y pruebas de formación.
1) El documento presenta información sobre cabezales de pozo y árboles de navidad, incluyendo sus componentes, tipos, funciones y especificaciones según la norma API 6A. 2) Explica que los cabezales de pozo sirven para sostener peso, contener presión, vigilar la seguridad del pozo y ofrecer una base para el árbol de navidad. 3) Los principales componentes de un cabezal de pozo son la cubierta del cabezal del revestidor, el carrete cabeza del revestidor y el colgador
El documento proporciona información sobre conceptos clave relacionados con la completación de pozos petroleros, incluyendo sartas de producción, empacaduras de producción, y tipos de empacaduras como recuperables, permanentes y permanentes-recuperables. Explica los componentes básicos de las empacaduras de producción como cuñas, elementos sellantes y dispositivos de fricción, así como los factores a considerar para la selección adecuada de empacaduras de acuerdo con las condiciones específicas de cada pozo.
Este documento trata sobre la reparación de pozos petroleros. Explica que la reparación de pozos es importante para mantener la productividad a lo largo de la vida del yacimiento. Detalla algunas de las razones comunes por las que se requiere la reparación de pozos, como equipos dañados, daños a la formación cerca del pozo, producción excesiva de arena o gas. El objetivo general es lograr una visión clara del proceso de reparación y mantenimiento de pozos desde un punto de vista técnico.
Este documento presenta información sobre la estimulación de pozos. Explica que la estimulación incluye tratamientos para eliminar el daño a la formación y restaurar su capacidad natural de producción. Detalla los procesos que pueden causar daño a la formación, como la perforación, cementación y fracturamiento. Además, describe los métodos para diagnosticar y remover el daño a la formación, incluyendo limpieza del pozo, tratamientos matriciales y fracturamiento.
Este documento trata sobre herramientas de completación de pozos. Explica que la completación permite transportar fluidos del reservorio de manera segura y eficiente. Detalla los aspectos que se deben considerar para el diseño de una completación como yacimientos, equipos de superficie, casing, tubing, perforaciones e instrumentación. También describe los diferentes tipos de empujes en los yacimientos, clasificación y características de tuberías como casing, tubing, líneas de flujo y cementaciones.
La terminación es la fase más importante en la vida de un pozo petrolero, y comprende una serie de tareas que se llevan a cabo mediante un equipo especial para dejar abiertas las capas con interés económico y poner el pozo en producción. Este equipo es similar al de perforación pero más pequeño, y está equipado con herramientas para realizar pruebas y ensayos del pozo. Las tareas incluyen limpiar el pozo, identificar las capas productivas, perforar el revestimiento para conectar las capas con el interior del pozo
Este documento describe el levantamiento artificial por gas lift, un método para producir petróleo de pozos que ya no fluyen naturalmente. Explica que al inyectar gas comprimido en la tubería de producción, se reduce la densidad del crudo y facilita su levantamiento hasta la superficie. Describe dos tipos de gas lift, de flujo continuo e intermitente, y analiza sus ventajas, limitaciones e implementaciones.
1) El fluido de perforación es un líquido que circula a través de la barrena y sarta de perforación para remover los recortes de la formación, enfriar y lubricar la barrena, y depositar un revoque en la pared del pozo.
2) Las propiedades clave del fluido de perforación incluyen su densidad, viscosidad, punto de fluidez, resistencia a la gelatinización y capacidad de filtrado.
3) Los tipos comunes de fluidos de perforación son las bases de agua, aceite y gas, y cada uno
asdfasdadadasdaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaJosé Manuel
El documento describe diferentes tipos de terminación o completamiento de pozos. Incluye una introducción sobre la cementación de la cañería de producción después de la perforación. Luego describe el completamiento como el conjunto de operaciones para preparar el pozo para producción, incluyendo reperforación del cemento, cambio de fluidos, registros eléctricos, y bajada del equipo de producción. Finalmente, clasifica los tipos de completamiento según las características del pozo y la formación.
Unidad II Producción y estimulación de pozos.pptxGJennyGutirrez
El documento trata sobre la terminación de pozos. Explica que la terminación permite habilitar un pozo para producción mediante la programación e instalación de equipos en el fondo del pozo. Detalla los diferentes tipos de terminaciones como la terminación con agujero abierto, con cañería baleada, múltiple o con grava, dependiendo de las características de la formación. También describe los componentes clave de una terminación como las cañerías de revestimiento, packers, niples de asiento y tapones.
1) El documento describe los diferentes tipos de revestimientos de pozos (conductor, de superficie, intermedio, productor) y liners.
2) El diseño de revestimientos involucra determinar los factores que influyen en la falla y seleccionar los grados y pesos apropiados considerando requerimientos de completamiento y producción.
3) Se necesita un análisis de los esfuerzos presentes y aplicarlos en el diseño para lograr un recipiente que soporte presiones internas, externas y cargas axiales.
El documento describe diferentes tipos de terminaciones de pozos, incluyendo terminaciones en agujero abierto, con tubería ranurada, y con tubería perforada. También cubre completaciones simples y dobles, convencionales y selectivas. Por último, introduce el concepto de terminaciones de pozos inteligentes, las cuales permiten controlar y monitorear remotamente el flujo entre zonas a través del uso de válvulas de control de intervalo.
Este documento describe varias técnicas para el control de arena en pozos de petróleo y gas, incluyendo la modificación de tasas de producción, prácticas de completación selectiva, consolidación de arena in situ, screen lees y frac pack. Explica conceptos como arenamiento, completación a hoyo desnudo, completación con liner y completación múltiple. El objetivo principal es mantener la productividad del pozo al prevenir la producción excesiva de arena desde la formación.
Durante la construcción de un pozo de petróleo el proceso de cementación es de vital importancia para el mismo, dado que una deficiente operación de cementación traería drásticas consecuencias; tales como incremento de los costos, riesgo de perdida del pozo, riesgos hacia el ambiente y a la seguridad.
Por tal motivo al momento de diseñar y cementar un pozo petrolero se deben tomar en cuenta ciertas técnicas, así como las mejores prácticas operacionales dirigidas al proceso de cementación. Por lo tanto este trabajo esta diseñado para cumplir estos objetivos proporcionando los conceptos básicos y conocer todo lo concerniente a lo que es la cementación, sus objetivos, su diseño, planificación, lechadas de cemento, equipos de cementación, entre otras cosas, que nos permita a los vencedores emprender los conocimientos básicos y necesarios para diseñar y ejecutar los programas de cementación durante la construcción y/o reparaciones de pozos.
Este documento describe el proceso de tuberías de revestimiento utilizadas en pozos petroleros. Las tuberías de revestimiento se introducen en el agujero perforado y luego se cementan para proteger el agujero y permitir el flujo de fluidos desde el yacimiento a la superficie. Proporcionan funciones como prevenir la contaminación entre zonas, aislar agua y mantener la presión. El documento explica el proceso de instalación de tuberías de revestimiento y cementación para proteger el pozo durante su vida útil.
Este documento describe el proceso de tuberías de revestimiento utilizadas en pozos petroleros. Las tuberías de revestimiento se introducen en el agujero perforado y luego se cementan para proteger el agujero y permitir el flujo de fluidos desde el yacimiento a la superficie. Proporcionan funciones como prevenir la contaminación entre zonas, aislar agua y mantener confinada la producción. El documento también describe el proceso de cementación y los tipos de cemento y aditivos utilizados.
El documento describe los procesos de perforación y completación de pozos petroleros. Explica los componentes y sistemas clave de un equipo de perforación rotaria, como el sistema de izamiento, rotación, circulación y fuerza. También resume los procesos de cementación primaria, diseño de sarta de perforación, y completación de pozos, incluyendo los tipos de completación y el proceso de cañoneo.
Este documento describe los tipos y funciones principales de los revestimientos de pozos petroleros. Generalmente un pozo está compuesto por un stove pipe, conductor pipe, surface casing, intermediate casing, production casing, drilling liner y production liner. Cada revestimiento tiene una función específica como proteger la perforación, aislar zonas de agua o gas, y permitir la perforación continua a mayores profundidades de forma segura. Los revestimientos deben soportar presiones internas y externas durante toda la vida del pozo.
Este documento describe los diferentes tipos de pozos petroleros y sus clasificaciones, así como los métodos para terminar los pozos. Existen tres tipos principales de pozos: exploratorios para descubrir hidrocarburos, de evaluación para determinar las características del yacimiento, y de desarrollo para la producción. Los pozos se pueden clasificar como verticales, horizontales, desviados o multilaterales dependiendo de la geometría. La terminación de pozos implica comunicar el yacimiento con el pozo de manera selectiva y puede involucrar agujeros
Este documento describe los diferentes tipos de pozos petroleros, incluyendo pozos exploratorios, de evaluación, y de desarrollo. También describe cómo los pozos se pueden clasificar como verticales, horizontales, desviados o multilaterales. Finalmente, explica los diferentes métodos para terminar un pozo, como terminación en agujero descubierto, con agujero revestido, con tubería ranurada no cementada, o sin tubería de producción.
Este documento trata sobre herramientas de completación para pozos petroleros. Explica diferentes tipos de terminaciones de pozos, incluyendo terminaciones múltiples, y describe objetivos como aumentar la producción y reducir costos. También define conceptos como completación y reacondicionamiento, e identifica objetivos de investigación como conocer empacaduras y tapones usados comúnmente. Finalmente, resume varios tipos de empacaduras como recuperables, permanentes y permanentes-recuperables.
El documento trata sobre el tratamiento de pozos petroleros. Explica conceptos como lodos de perforación, tipos de pozos según su inclinación, revestimientos, cementación, completación, cañoneo y reacondicionamiento. El objetivo es obtener conocimientos generales sobre los tratamientos aplicados a los pozos durante su perforación y producción.
Este documento trata sobre la cementación en pozos horizontales. Algunos de los desafíos de la cementación en pozos horizontales incluyen el depósito de recortes de lodo de perforación en la parte horizontal del pozo. Se recomienda un buen diseño de lodo y centrar la tubería de revestimiento para mejorar el desplazamiento del lodo. Los pozos horizontales permiten drenar mayores volúmenes o reducir el número de pozos requeridos. Se proveen recomendaciones para una cementación exitosa como el movimiento de la tuber
El documento trata sobre la terminación avanzada de pozos. Explica que la terminación de un pozo es esencial para la productividad ya que comunica el yacimiento con el pozo. Detalla los tres métodos básicos de terminación: pozo abierto, entubado y baleado, y con liner. También describe cómo se debe seleccionar el mejor intervalo de completación y cómo realizar un diseño de terminación para optimizar la producción.
El documento describe los objetivos y procesos de la cementación de pozos petroleros. En resumen: (1) La cementación tiene como objetivo principal aislar las zonas productivas y evitar la migración de fluidos a través del revestimiento, (2) El proceso incluye el diseño de la lechada de cemento, su mezclado, bombeo y fraguado en el pozo, (3) Existen diferentes tipos de cementación como la primaria, de producción y en etapas, cada una con sus características.
El documento describe varios aspectos clave de la cementación de pozos horizontales y altamente inclinados. Algunas consideraciones importantes incluyen prevenir el asentamiento de sólidos del lodo de perforación, optimizar las propiedades de la lechada de cemento, mejorar la circulación del lodo, y mezclar la lechada de cemento de manera uniforme antes de bombearla. También es importante considerar parámetros como la densidad, propiedades reológicas y pérdida de fluido de la lechada, así como centrar adecu
El documento describe las fases de una cementación de pozos petroleros. Incluye 1) objetivos como adherencia de la cañería, aislamiento de fluidos, y protección de la cañería; 2) tipos de cañería como caño conductor, cañería de superficie e intermedia, y cañería de producción; y 3) herramientas como zapatas, cabezas de cementación, y collares flotadores que ayudan en el proceso de cementación.
Similar a Producción 1 - Completamiento (clase 2) (20)
El documento proporciona información sobre el diseño de un sistema de bombeo electrosumergible (BES). Explica el procedimiento de diseño que incluye estimar la capacidad de producción del pozo, determinar la profundidad de asentamiento de la bomba, seleccionar la bomba apropiada y calcular la carga dinámica total del sistema.
El documento describe el sistema de bombeo electrosumergible (BES), el cual usa energía eléctrica para bombear fluidos desde el fondo de un pozo hasta la superficie. El sistema BES consta de un motor eléctrico ubicado en el fondo del pozo que acciona una bomba, la cual impulsa el fluido a través de un cable de potencia que transmite la energía eléctrica desde la superficie hasta el motor.
El documento describe el bombeo mecánico, el método de levantamiento artificial más común y antiguo del mundo. Consiste en una bomba de subsuelo accionada por una unidad de superficie a través de una sarta de varillas. La unidad de superficie transmite el movimiento del motor a la bomba mediante el movimiento reciprocante de las varillas. El sistema incluye el equipo de superficie, motor, varillas y bomba de subsuelo. El bombeo mecánico es adecuado para la producción de crudos pesados y
El documento describe el funcionamiento de las bombas hidráulicas de tipo jet. Estas bombas utilizan el principio de Venturi para bombear fluidos mediante la transferencia de energía entre un fluido motriz y los fluidos producidos, sin partes móviles. La bomba consiste en una boquilla, garganta y difusor que modifican la velocidad y presión del fluido motriz para impulsar los fluidos de producción a la superficie. Las bombas jet tienen ventajas sobre las bombas de pistón para aplicaciones como pozos profundos, horizontales
El documento presenta la resolución de tres ejercicios relacionados con el levantamiento artificial por gas en pozos petroleros. El primer ejercicio calcula la tasa de gas que pasa a través de un orificio. El segundo calcula la temperatura dinámica en una válvula. El tercer y más extenso ejercicio presenta el procedimiento completo para diseñar una instalación de levantamiento artificial por gas continuo con válvulas operadas por presión de gas, incluyendo el espaciamiento de mandriles y la selección y calibración de
1) Los sistemas de levantamiento artificial incluyen levantamiento por gas (gas-lift) y bombeo, siendo los métodos gas-lift continuo e intermitente descritos. 2) El gas-lift continuo inyecta gas de forma continua para reducir la presión y producir, mientras que el intermitente inyecta grandes volúmenes cíclicamente. 3) La eficiencia del gas-lift continuo depende de factores como la profundidad de inyección y la relación gas-líquido.
El taller trata sobre la producción de un pozo. Se proporciona información sobre los revestidores superficial e intermedio del pozo, así como sobre el liner de producción. Se lista el equipo disponible para completar el pozo, incluyendo camisas, empacadores, tubería, sellos y más. El objetivo es realizar un diagrama mecánico del pozo y nombrar el tipo de completamiento.
El grupo debe completar un pozo de 3 zonas de producción a diferentes profundidades y presiones, usando equipos como camisas, empacadores hidráulicos, tubería, y uniones. Se provee una lista detallada de los equipos disponibles con sus especificaciones. Se pide diseñar el diagrama mecánico del completamiento y nombrarlo.
Este documento presenta dos ejercicios relacionados con la producción de hidrocarburos. El primer ejercicio pide calcular tasas de producción de petróleo y gas considerando factores como presión, permeabilidad y gravedad específica. El segundo ejercicio solicita determinar tasas máximas, curvas de afluencia y puntos de operación para un yacimiento, considerando parámetros como presión de fondo, eficiencia de flujo y separación de fases.
Este resumen proporciona la información clave del documento en 3 oraciones:
El documento describe diferentes métodos para controlar la producción de arena en pozos, incluyendo el uso de grava como empaque. Explica que cerrar o estrangular el pozo no es beneficioso para controlar la arena, aunque puede reducir la producción. También cubre ecuaciones como la de Gilbert para calcular el flujo crítico a través de un reductor y la correlación de Fetkovich para determinar la productividad de un pozo.
El documento describe los fundamentos y consideraciones clave para el diseño de fracturamientos hidráulicos. Explica los fluidos, materiales de soporte y aditivos empleados, así como los pasos para la optimización del diseño incluyendo la simulación y el análisis económico. El objetivo principal es incrementar la producción de los pozos mediante la creación controlada de fracturas en la formación rocosa.
El documento describe diferentes técnicas de estimulación matricial reactiva. Estas involucran la inyección de soluciones químicas ácidas a bajas presiones para disolver materiales extraños y parte de la roca, removiendo daños y obstrucciones. Los principales ácidos utilizados son clorhídrico, fluorhídrico y acético. También se discuten aditivos como inhibidores de corrosión y surfactantes para controlar la reacción ácida y mejorar la penetración.
El documento describe el proceso de fracturamiento hidráulico, el cual consiste en bombear fluidos a alta presión en un pozo para crear fracturas en la formación rocosa y mejorar la producción de petróleo o gas. El fracturamiento hidráulico se utiliza para desviar el flujo, extender las rutas de flujo e incrementar la productividad. La orientación de las fracturas depende de factores como la profundidad, esfuerzos locales y comportamiento de la roca.
Este documento describe el funcionamiento del bombeo hidráulico tipo pistón. Consiste en transmitir energía al fondo del pozo mediante un fluido presurizado que acciona una bomba subsuperficial. La bomba eleva el fluido del pozo a través de una tubería. El documento explica los componentes, características y proceso de este sistema de bombeo artificial.
El documento describe el funcionamiento del bombeo hidráulico tipo jet, el cual funciona mediante la transferencia de energía entre un fluido motriz y los fluidos producidos utilizando el efecto Venturi. Consiste en una boquilla que reduce el área de flujo para aumentar la velocidad y disminuir la presión, una garganta y un difusor. Presenta ventajas para producciones medianas y altas con alta presencia de arenas, gases y fluidos abrasivos.
Este documento describe varias nuevas tecnologías de levantamiento artificial de petróleo, incluyendo el sistema BORS, bombas twin-screw, bombeo hidráulico con bombas jet y coiled tubing dual, levantamiento por gas con válvulas nova y de alta presión, y sistemas combinados de levantamiento. El documento explica el funcionamiento, parámetros, ventajas y desventajas de cada tecnología.
Este documento describe el funcionamiento de las bombas de cavidad progresiva (PCP). Explica que estas bombas constan de un rotor metálico helicoidal que gira dentro de un estator fijo moldeado en forma de doble hélice. Mientras el rotor gira, se forman cavidades de flujo que se desplazan axialmente bombeando el fluido. También analiza los componentes, instalación, ventajas y desventajas de este tipo de bombas.
El documento describe varias técnicas y componentes clave del proceso de cañoneo de pozos. El cañoneo se utiliza para establecer comunicación entre el yacimiento y el interior del pozo, efectuar trabajos de cementación e inyección, y evaluar intervalos productores. Existen diferentes tipos de cañones como de bala, chorro e hidráulico, así como varias técnicas como cañoneo con tubería, a través del revestidor o con slickline. El proceso implica el uso de explosivos, cargas y geometría de
Este documento describe dos tipos de estimulación de pozos - estimulación matricial y fracturamiento - y se enfoca en la estimulación matricial no reactiva. Explica que este tipo de estimulación tiene como objetivo remover daños en la formación mediante la inyección de fluidos químicos a bajas presiones para restaurar la productividad. También describe los pasos clave en el proceso de estimulación matricial no reactiva, incluyendo la evaluación del daño, selección de fluidos, determinación de parámetros de inye
Este documento describe los conceptos clave relacionados con la estimulación de pozos de petróleo y gas. Explica que la estimulación es un proceso para crear canales en la roca productora mediante la inyección de fluidos con el fin de facilitar el flujo de hidrocarburos. También detalla los objetivos y métodos de selección de pozos para la estimulación, así como las causas y tipos de daño de formación que se busca corregir mediante este proceso.
Examen de Selectividad. Geografía junio 2024 (Convocatoria Ordinaria). UCLMJuan Martín Martín
Examen de Selectividad de la EvAU de Geografía de junio de 2023 en Castilla La Mancha. UCLM . (Convocatoria ordinaria)
Más información en el Blog de Geografía de Juan Martín Martín
http://blogdegeografiadejuan.blogspot.com/
Este documento presenta un examen de geografía para el Acceso a la universidad (EVAU). Consta de cuatro secciones. La primera sección ofrece tres ejercicios prácticos sobre paisajes, mapas o hábitats. La segunda sección contiene preguntas teóricas sobre unidades de relieve, transporte o demografía. La tercera sección pide definir conceptos geográficos. La cuarta sección implica identificar elementos geográficos en un mapa. El examen evalúa conocimientos fundamentales de geografía.
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Evaluación de principales hallazgos de la Historia Clínica utiles en la orientación diagnóstica de Hemorragia Digestiva en el abordaje inicial del paciente.
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Junio 2024.
“La pedagogía es la metodología de la educación. Constituye una problemática de medios y fines, y en esa problemática estudia las situaciones educativas, las selecciona y luego organiza y asegura su explotación situacional”. Louis Not. 1993.
Ponencia en I SEMINARIO SOBRE LA APLICABILIDAD DE LA INTELIGENCIA ARTIFICIAL EN LA EDUCACIÓN SUPERIOR UNIVERSITARIA. 3 de junio de 2024. Facultad de Estudios Sociales y Trabajo, Universidad de Málaga.
2. Clasificación de los
Completamientos
Factores que determinan el diseño del completamiento de pozos.
La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo
de completamiento y los trabajos efectuados durante la misma. La selección del
completamiento tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en
la forma más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los
factores que determinan dicha selección, tales como:
Tasa de producción requerida.
Reservas de zonas a completar.
Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.
Necesidades futuras de estimulación.
Requerimientos para el control de arena.
Futuras reparaciones.
Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico,
etc.
Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.
Inversiones requeridas.
3. Clasificación de los
Completamientos
Hoyo Desnudo.
Con Forro Ranudado.
HUECO ABIERTO
Hoyo Desnudo
Empacado con Grava.
Tipos de Completamientos
según las características
del pozo.
Cañoneado
Cañoneado, con Forro
HUECO REVESTIDO Ranurado y Empacado con
Grava.
4. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento a Hoyo Desnudo (OPEN HOLE).
Este tipo de completamiento se realiza en zonas
donde la formación está altamente compactada,
siendo el intervalo a completar o producir
normalmente grande (100 a 400 pies) y O.C.T
homogéneo en toda su longitud. Sección B
Secció
O.C.T
Consiste en correr y cementar el revestimiento de
Sección A
Secció
producción hasta el tope de la zona de interés,
seguir perforando hasta la base de esta zona y
dejarla sin revestimiento. Este tipo de
completación se realiza en yacimientos de arenas
consolidadas, donde no se espera producción de
agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de
la formación.
5. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento a Hoyo Desnudo (Open Hole):
Ventajas Desventajas
- Se elimina el costo de cañoneo. - Presenta dificultad para controlar la
- Existe un máximo diámetro del pozo en producción de gas y agua, excepto si el
el intervalo completado. agua viene de la zona inferior.
- Es fácilmente profundizable. - No puede ser estimulado
- Puede convertirse en otra técnica de selectivamente.
completamiento; con forro o revestidor - Puede requerir frecuentes limpiezas si la
cañoneado. formación no es compacta.
- Se adapta fácilmente a las técnicas de - Como el completamiento a hueco
perforación a fin de minimizar el daño a abierto descansa en la resistencia de la
la formación dentro de la zona de misma roca para soportar las paredes
interés. del hueco es de aplicación común en
- La interpretación de registros o perfiles rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).
de producción no es crítica.
- Reduce el costo de revestimiento.
6. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento con forro o tubería ranurada:
Este tipo de completamiento se utiliza mucho
en formaciones no compactadas debido a
problemas de producción de fragmentos de
rocas y de la formación, donde se produce O.C.T
generalmente petróleos pesados. Sección B
Secció
O.C.T
En un completamiento con forro, el revestidor
Sección A
Secció
se asienta en el tope de la formación
productora y se coloca un forro en el intervalo
correspondiente a la formación productiva.
Dentro de este tipo de completamiento
encontramos la siguiente clasificación:
7. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento a hoyo abierto, con forro
no cementado.
Mandril de LAG
En este tipo de completamiento un forro con Tubería de producción
o sin malla se coloca a lo largo de la sección Revestimiento de
o intervalo de interés. El forro con o sin producción
malla puede ser empacado con grava para Empacadura
impedir el arrastre de la arena de la
formación con la producción. Colgador
Forro Ranurado
Entre los requerimientos necesarios para
que este tipo de completación se lleve a
cabo, están los siguientes: formación no Completación a Hoyo Abierto con forro
cementado.
consolidada, formación de grandes
espesores (100 a 400 pies), formación
homogénea a lo largo del intervalo de
completación, etc.
8. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento con forro ranurado no cementado:
Ventajas Desventajas
- Se reduce al mínimo el daño a la - Dificulta las futuras reparaciones.
formación. - No se puede estimular selectivamente.
- No existen costos por cañoneado. - La producción de agua y gas es difícil de
- La interpretación de los perfiles no es controlar.
crítica. - Existe un diámetro reducido frente a la
- Se adapta fácilmente a técnicas zona o intervalo de producción.
especiales para el control de arena.
- El pozo puede ser fácilmente
profundizable.
9. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento a hoyo abierto, con Mandril de LAG
forro liso o camisa perforada: Tubería de producción
Revestimiento de
producción
En este caso, se instala un forro a lo Empacadura
largo de la sección o intervalo de Colgador
producción. El forro se cementa y se Camisa Cementada
cañonea selectivamente la zona Intervalos cañoneados
productiva de interés. Completación a Hoyo Abierto con forro
liso.
10. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento con forro liso o camisa perforada:
Ventajas Desventajas
- La producción de agua / gas es - La interpretación de registros o perfiles
fácilmente controlada. de producción es crítica.
- La formación puede ser estimulada - Requiere buenos trabajos de
selectivamente. cementación.
- El pozo puede ser fácilmente - Presenta algunos costos adicionales
profundizable. (cementación, cañoneo, taladro, etc.)
- El forro se adapta fácilmente a cualquier - El diámetro del pozo a través del
técnica especial para el control de intervalo de producción es muy
arena. restringido.
- Es más susceptible al daño la formación.
11. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento a hoyo abierto, Empacado con grava:
Los empaques con grava en Hoyo Abierto permiten evitar
todas las dificultades y preocupaciones asociadas con el
empaque de las perforaciones en Hoyos Revestidos y
reducen las operaciones de colocación de grava a una tarea
relativamente simple, de empacar el espacio anular entre el
“liner” y el hoyo ampliado. Debido a que estos empaques
no tienen túneles de perforación, los fluidos de perforación
pueden converger hacia y a través del empaque con grava
radialmente (360º), eliminando la fuerte caída de presión
relacionada con el flujo lineal a través de los túneles de
perforación.
La menor caída de presión que ocurre a través del empaque
en un Hoyo Abierto garantiza prácticamente una mayor
productividad, en comparación con el empaque en Hoyo
Revestido para la misma Formación y/o condiciones
12. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento con hoyo abierto, Empacado con grava:
Ventajas Desventajas
- Bajas caídas de presión en la cara de la - Es difícil excluir fluidos no deseables
arena y alta productividad. como agua y/o gas.
- Alta eficiencia. - No es fácil realizar la técnica en
- No hay gastos asociados con tubería de Formaciones no consolidadas.
revestimiento o cañoneo. - Requiere fluidos especiales para
- Menos restricciones debido a la falta de perforar la sección de hoyo abierto.
túneles de perforación. - Las rejillas pueden ser difíciles de
remover para futuros re-
completamientos.
- La habilidad para controlar la colocación
de tratamientos de estimulación es
difícil.
13. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento con Hoyo Revestido y
Cañoneado:
Es el tipo de completamiento que más se usa
en la actualidad, ya sea en pozos poco O.C.T
profundos (4000 a 8000 pies), como en
Sección B
Secció
O.C.T
pozos profundos (10000 pies o más). Sección A
Secció
Consiste en correr y cementar el
revestimiento hasta la base de la zona
objetivo, la tubería de revestimiento se
cementa a lo largo de todo el intervalo o
zonas a completar, cañoneando
selectivamente frente a las zonas de interés
para establecer comunicación entre la
formación y el hueco del pozo.
14. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento con hoyo revestido y cañoneado:
Ventajas Desventajas
- La producción de agua y gas es - Los costos de cañoneo pueden ser
fácilmente prevenida y controlada. significativos cuando se trata de
- La formación puede ser estimulada intervalos grandes.
selectivamente. - Se reduce el diámetro efectivo del hoyo
- El pozo puede ser profundizable. y la productividad del pozo.
- Permite llevar a cabo completamientos - Pueden presentarse trabajos de
adicionales como técnicas especiales cementación.
para el control de arena. - Requiere buenos trabajos de
- El diámetro del pozo frente a la zona cementación.
productiva es completo. - La interpretación de registros o perfiles
- Se adapta a cualquier tipo de es crítica.
configuración mecánica.
15. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento con Hoyo revestido con
Empaque con grava:
Es un método por el cual se coloca grava en la
zona productiva para retener la producción de
arena de la formación y aumentar la
permeabilidad relativa de la formación. Para este
tipo de completamiento se coloca una tuberia
ranurada en la zona productiva.
Este tipo de completamiento tiene como objetivo
principal es colocar grava compacta en el espacio
anular entre el forro y al formación productora en
el caso de un hoyo abierto o el espacio anular
entre el forro y el revestidor de produccion en
caso de hoyo revestido y cañoneado.
16. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento con hoyo revestido y cañoneado, con Empaque con grava:
Ventajas Desventajas
- Existen facilidades para completamiento - Se restringe las perforaciones del
selectivo y para reparaciones en los cañoneo debido a la necesidad de dejar
intervalos productores. la rejilla en el hoyo.
- Mediante el cañoneo selectivo se puede - Taponamiento debido a la formación de
controlar con efectividad la producción escamas cuando el agua de inyección se
de gas y agua. mezcla con el fluido de completación a
- La producción de fluidos de cada zona base de calcio usado durante el
se puede controlar y observar con empaque con grava.
efectividad. - Pérdida de fluidos durante la
- Es posible hacer completamientos completación causa daño a la
múltiples. formación.
- Erosión / corrosión de la rejilla debido a
la arena que choca contra cualquier
superficie expuesta.
17. Clasificación de los
Completamientos
Selección del Completamiento según la Edad Geológica
HUECO ABIERTO
Con Forro Ranurado.
Con Forro Ranurado. y Empacado
MIOCENO con Grava.
REVESTIDO Y CAÑONEADO
TIPOS DE
COMPLETAMIENTO
EOCENO HUECO ABIERTO
REVESTIDO Y CAÑONEADO
CRETACEO
18. Clasificación de los
Completamientos
Clasificación Según al número de Zonas Productoras.
SIMPLE.
TIPOS DE
COMPLETACION SELECTIVA .
MULTIPLE.
19. Clasificación de los
Completamientos
Completamiento Simple:
Este es de los casos más sencillos. La producción viene de
una sola zona de interés. Por esta razón solo se necesita un
elemento de isolación (empacadura), tubería de
producción, y la mínima cantidad de accesorios de O.C.T
completamiento (dependiendo de las características de Sección B
Secció
producción): niples, mangas de circulación, mandriles de O.C.T
Sección A
Secció
gas lift etc.
FACTORES DE DISEÑO:
- Profundidad de pozo.
- Diámetros de la tubería y del revestidor.
- Presiones diferenciales.
- Temperatura de fondo.
20. Clasificación de los
Completamientos
Mandril de LAG
Completamiento Simple Selectivo:
Tubería de producción
Revestimiento de
producción
Consiste en separar las zonas Empacadura
Hidraulica
productoras mediante empacaduras, Válvula de
circulación
produciendo a través de mangas ó Empacadura DG
ó Permanente
Intervalos cañoneados
válvulas de circulación.
21. Clasificación de los
Completamientos:
Completamiento Múltiple:
Es aquella que tiene como objetivo fundamental
poner a producir dos o mas yacimientos, en el
mismo pozos y sin que se mezclen los fluidos de
los diferentes yacimientos.
En los completamientos múltiples se obtienen
tasas de producción mas altas y menores tiempos
de retorno del capital invertido.
También se utilizan cuando es necesario separar
yacimientos con distintos mecanismos de
producción, pues es indeseable producir
yacimientos con empuje por agua con uno con
empuje por gas.
25. Ejemplos de Completamiento
FUA - 03 Workover
5 1/2'' X 3'' Single Selective Completion
O.D. I.D. Long
IT Desde (Ft) Hasta (Ft.) CANT DESCRIPCIÓN
(IN.) (IN.) (Ft.)
11 13,50 0,00 13,50 01 EMR
10 2,375 2,441 31,30 13,50 44,80 01 Tubo BOLO 2-7/8" 533 HYD 6.5 ppf
9 2,375 2,441 1,41 44,80 46,21 01 X OVER 2 7/8" 533 HYD PIN X PIN
8 2,375 2,441 23,95 46,21 70,16 05 Pup Joint 2-7/8" 533 HYD 6.5 ppf
7 2,875 2,441 8717,53 70,16 8.787,69 278 Tubo de 2 7/8", 533 HYD 6.5 ppf
O 3,685 2,312 3,21 8.787,69 8.790,90 01 Camisa de Circulacion con Perfil "X" de 2 -7/8" EUE I.D: 2.313"
6 2,875 2,441 31,30 8.790,90 8.822,20 01 Tubo de 2 7/8", 533 HYD 6.5 ppf
N 3,180 2,431 0,68 8.822,20 8.822,88 01 X OVER 2 7/8" EUE PIN X 2 7/8" 533 HYD BOX
M 5,818 2,431 4,85 8.822,88 8.827,73 01 Empacadura Hidraulica de 7" x 2-7/8" 32-35#/Ft
L 3,665 2,398 0,53 8.827,73 8.828,26 01 X OVER 2 7/8" EUE BOX X 2 7/8" 533 HYD PIN
5 2,875 2,441 125,10 8.828,26 8.953,36 04 Tubo de 2 7/8", 533 HYD 6.5 ppf
K 3,685 2,312 3,21 8.953,36 8.956,57 01 Camisa de Produccion con Perfil "X" de 2 -7/8" EUE I.D: 2.313"
4 2,875 2,441 375,06 8.956,57 9.331,63 12 Tubo de 2 7/8", 533 HYD 6.5 ppf
J 3,180 2,431 0,68 9.331,63 9.332,31 01 X OVER 2 7/8" EUE PIN X 2 7/8" 533 HYD BOX
I 5,818 2,431 4,85 9.332,31 9.337,16 01 Empacadura Hidraulica de 7" x 2-7/8" 32-35#/Ft
H 3,665 2,398 0,53 9.337,16 9.337,69 01 X OVER 2 7/8" EUE BOX X 2 7/8" 533 HYD PIN
3 2,875 2,441 312,96 9.337,69 9.650,65 10 Tubo de 2 7/8", 533 HYD 6.5 ppf
G 3,685 2,314 3,21 9.650,65 9.653,86 01 Camisa de Produccion Perfil "X" de 2 -7/8" 533 HYD
2 2,875 2,441 343,58 9.653,86 9.997,44 11 Tubo de 2 7/8", 533 HYD 6.5 ppf
F 3,181 2,312 1,08 9.997,44 9.998,52 01 Niple de Asiento Mod. "XN" 2 7/8" 533 HYD Box x Pin, No-Go 2.205
E 3,180 2,431 0,68 9.998,52 9.999,20 01 X OVER 2 7/8" EUE PIN X 2 7/8" 533 HYD BOX.
D 4,190 2,420 0,80 9.999,20 10.000,00 01 Localizador 2 7/8" EUE Box x Stub Acme Pin
C 3,980 2,420 2,81 10.000,00 10.002,81 02 Unidades de sello de 4.00" OD Bonded, Stub Acme Box x Pin.
B 3,980 2,490 3,50 10.002,81 10.006,31 01 Tubo de flujo +Bottom Sub
PRIMERA ETAPA DE COMPLETACION
A 5,670 4,001 2,50 10.000,00 10.002,50 01 Emp. Permanente 7" x 4" (32-38#/FT)
26. Ejemplos de Completamiento
FUA - 04 Workover
9 5/8 “ x 7 5/8” Dual Completion
Longitu
O.D. I.D. d Profundida Profundidad
(IN.) (IN.) (Ft.) d desde (Ft) hasta (Ft.) CANT. DESCRIPCIÓN
13,2 -13,2 EMR
0,85 0,85 1 COLGADOR Media Luna
2,875 2,441 31,2 0,85 32,05 1 Tubo de 2 7/8", FOX N-80, 6.4 ppf
Guia Dual 9-5/8"
2,875 2,441 0 32,05 32,05 0 Pup Joint de 2 7/8", FOX N-80, 6.4 ppf
8069,8
2,875 2,441 2 32,05 8101,87 258 Tubos de 2 7/8", FOX N-80, 6.4 ppf
Niple de Asiento “XN”
Sarta Corta 2,875 2,441 2,35 8101,87 8104,22 1 X-Over 2-7/8" FOX Box x 533 Hyd Pin.
Packer Dual Hidraulico
9-5/8" @ 8200' 2,875 2,441 31,07 8104,22 8135,29 1 Tubo de 2 7/8", 533 Hyd N-80, 6.4 ppf
3,657 2,313 3,21 8135,29 8138,5 1 Camisa de Circ. con Perfil "X" de 2 7/8" 533 Hyd, I.D: 2,313"
CO-KL 8478'- 8496
Aisl. 8418'-8422' 2,875 2,441 29,07 8138,5 8167,57 1 Tubo de 2 7/8", 533 Hyd N-80, 6.4 ppf
3,279 2,425 0,65 8167,57 8168,22 1 X-Over 2-7/8" EUE Pin x 2-7/8" 533 Hyd Box.
Colg. 7-5/8" x 9-5/8"
@ 8676'
Aisl. 8508'-8512'
Camisa @ 8515
3,436 2,441 0,55 8168,22 8168,77 1 Localizador 2 7/8" EUE Box x Stub Acme Pin.
REV- 9-5/8” @
8963'
3,209 2,441 7,83 8168,77 8176,6 Unidades de sello de 3,25" OD Bonded, Stub Acme Box x Pin
CO-R2 0140'-9186'
3,209 2,449 0,52 8176,6 8177,12 1 Pata de Mula para sellos 3,25" OD Stub Acme Box
EQUIPO DE SARTA CORTA BAJADO CON SARTA LARGA
Pacquer Hidraulico 7-5/8"
@ 9100'
8,229 2,991 0,29 8168,77 9103,36 1 Guia Dual 9-5/8" x 7-5/8".
CO-R2 0140'-9186'
4,27 3,25 9,86 9103,36 9113,22 1 Junta Receptora de Sellos 3.250"Stub Acme Pin x 3-1/2" Nu Box
3,492 2,441 0,56 9113,22 9113,78 1 Crossover 3-1/2" NU PIN x 2-7/8" NU BOX.
Camisa @ 10478'
ME-PU
10498'-10528' 2,875 2,441 3,68 9113,78 9117,46 1 Pup Joint 2-7/8" NU Pin x Pin
Colg. 5-½ x 7-5/8"
x 5-1/2" @ 10722'
Niple de Asiento "XN" 2 7/8" NU Box x Box, No-Go 2,205", I.D:
3,492 2,313 1,42 9117,46 9118,88 1 2,313"
2,875 2,441 1,69 9118,88 9120,57 1 Pup Joint 2-7/8" NU Pin x Pin
REV- 7-5/8” @
Niple de Asiento “XN” 11017'
Sarta Larga
3,772 2,441 0,49 9120,57 9121,06 1 Crossover 3-1/2" EUE PIN x 2-7/8" NU BOX.
Pacquer Permanente 5-1/2"
20-23#/ft @ 10878'
4,228 2,991 2,6 9121,06 9123,66 1 Pup Joint 3-1/2" EUE Pin x Box
TDH @ +/-
11860'
SJ-A 11078' -11094'
8,301 2,991 4,84 9123,66 8199,11 1 PACKER HYDRAULICO DUAL de 47-53.5 Lbs/ft
Cuello
Flotador @
12317' SA-A 11984'-12086'
REV- 5-½” @
4,228 2,991 2,5 8199,11 8201,61 1 Pup Joint 3-1/2" EUE Pin
4,41 3,013 0,78 8201,61 8202,39 1 Wire Line Entry Guide
12365'
27. Ejemplos de Completamiento
COMPLETACION DE SARTA LARGA FINAL
13,2 -13,2 0 1 Elevacion de la Mesa
0,85 6,94222E-13 0,85 1 COLGADOR Media Luna
2,875 2,441 31,2 0,85 32,05 1 Tubo de 2 7/8", 64.# FOX Box x Pin
2,875 2,441 15,19 32,05 47,24 1 Pup Joint de 2-7/8" 64.# FOX Box x Pin
Guia Dual 9-5/8"
2,875 2,441 8112 47,24 8159,24 260 Tubos de 2 7/8", FOX N-80, 6.4 ppf
2,875 2,441 9,53 8159,24 8168,77 1 Pup Joint de 2-7/8" FOX Box x 2-7/8" NU Pin (Fraccion Tubo 30 Ft).
8,219 2,985 0,58 8168,77 8169,35 Guia Dual 9-5/8"
Niple de Asiento “XN”
Sarta Corta
2,875 2,441 19,81 8169,35 8189,16 1 Pup Joint de 2-7/8" FOX Box x 2-7/8" NU Pin. (Fraccion Tubo 30 Ft).
Packer Dual Hidraulico
9-5/8" @ 8200'
3,51 2,43 0,57 8198,04 8198,61 1 X-over 3-1/2" EUE Pin x 2-7/8" NU Box
8,312 2,992 9,95 8189,16 8199,11 1 PACKER HYDRAULICO DUAL de 47-53.5 Lbs/ft
CO-KL 8478'- 8496
Aisl. 8418'-8422'
3,754 2,435 0,5 8198,61 8199,11 1 X-over 3-1/2" EUE Box x 2-7/8" EUE Pin
Aisl. 8508'-8512'
8,229 2,441 312 8199,11 8511,11 9 Tubos de 2 7/8" EUE N-80, 6.4 ppf
Colg. 7-5/8" x 9-5/8"
@ 8676' Camisa @ 85152,875 2,441 19,75 8511,11 8530,86 Camisa de Circulacion con Perfil "X" de 2-7/8", I.D: 2,313", 533 HYD
3,771 2,441 592,8 8530,86 9123,66 19 Tubos de 2 7/8" EUE N-80, 6.4 ppf
REV- 9-5/8” @
8963'
CO-R2 0140'-9186'
6,43 2,5 6,47 9123,66 9130,13 1 PACKER HYDRAULICO 7-5/8" de 33.7 - 39 Lbs/FT
4,173 2,991
Pacquer Hidraulico 7-5/8"
124,8 9130,13 9254,93 4 Tubos de 2 7/8" EUE N-80, 6.4 ppf
@ 9100'
3,668 2,312 3,33 9254,93 9258,26 1 Camisa de Circulacion con Perfil "X" de 2-7/8", I.D: 2,313", 533 HYD
CO-R2 0140'-9186'
2,875 2,441 492,2 9258,26 9750,46 16 Tubos de 2 7/8" EUE N-80, 6.4 ppf
3,78 2,313 3,18 9750,46 9753,64 1 X-Over 2-3/8" EUE Pin x 2-7/8" EUE Box
ME-PU
Camisa @ 10478' 10498'-10528'
2,875 2,441 1092 9753,64 10845,64 35 Tubos de 2 -3/8", EUE N-80, 4.5 ppf
Colg. 5-½ x 7-5/8"
x 5-1/2" @ 10722'
3,06 1,875 0,86 10845,64 10846,5 1 Niple de Asiento"XN" 2 -3/8" EUE Box x Pin, No-Go 1791", I.D: 1,875"
Niple de Asiento “XN”
REV- 7-5/8” @
2,875 2,441 30,5 10846,5 10877 1 Tubo de 2 7/8" EUE N-80, 6.4 ppf
11017'
Sarta Larga
Pacquer Permanente 5-1/2"
20-23#/ft @ 10878'
3,668 2,355 1,12 10877 10878,12 1 Tope localizador 2-3/8" EUE Box x Stub Acme Pin.
3,01 2,375 3,1 10878,12 10881,22 3 Sellos 3" OD Bonded Stub Acme Box x Pin.
2,95 2,318 0,67 10881,22 10881,89 1 Pata de Mula Autoalineante 2-7/8" Stub Acme Box.
PRIMERA ETAPA
TDH @ +/- SJ-A 11078' -11094'
11860'
Cuello
Flotador @
SA-A 11984'-12086'
4,428 3 2,72 10878 10880,72 1 Emp. Permanente 7-5/8" x 4".
12317'
REV- 5-½” @
12365'
29. Ejercicio Propuesto
En el pozo FUA – 05 se tienen las siguientes condiciones:
Arenas a Producir:
AAA (7100’ – 7150’) Presión Fondo: 1500 lpc, Temp Fondo : 170 º F
ABA (7650’ – 7740’) Presión Fondo: 1800 lpc, Temp Fondo : 190 º F
Programa de Revestidores:
Superficial: (13 3/8’’ hasta 500’)
Producción: (7’’ de 0’ a 8000’)
En el pozo se encuentran los siguientes equipos:
- Empacaduras Hidráulicas (Cant: 2, Características: OD: 7’’, para tubería de 2 7/8‘’ Long: 6’,)
- Camisas (Cant: 2, Características : OD: 2 7/8 ‘’, ID:2,330, Long: 4’)
- Tubería: (Cant: 255 tubos 2 7/8’’ , ID: 2,441’’; Long: 30’ cada uno)
- Niples: XN (Cant: 1, OD: 2,880’’, ID: 2,312’’, Long: 2’)
- Guía de Reentrada: (Cant: 1, OD: 2,880’’, ID:2,441, Long: 1’)
En el pozo se encuentran niples de diversos tamaños.
31. Ejercicio Propuesto
En el pozo FUA – 06 se tienen las siguientes condiciones:
Arenas a Producir:
AAA (7100’ – 7150’) Presión Fondo: 1500 lpc, Temp Fondo : 170 º F
ABA (7850’ – 7890’) Presión Fondo: 1800 lpc, Temp Fondo : 190 º F
Programa de Revestidores:
Superficial: (13 3/8’’ hasta 500’)
Producción: (5 1/2’’ de 0’ a 8000’)
En el pozo se encuentran los siguientes equipos:
- Empacaduras Hidráulicas (Cant: 2, Características: OD: 5 1/2’’, para tubería de 2 7/8‘’ Long: 6’)
- Camisas (Cant: 2, Características : OD: 2 7/8 ‘’, ID:2,330, Long: 4’, Conexión 2 7/8’’ EUE)
- Tubería: (Cant: 255 tubos 2 7/8’’ , ID: 2,441’’; Long: 30’ cada uno)
- Niples: XN (Cant: 1, OD: 2,880’’, ID: 2,312’’, Long: 2’, Conexión 2 7/8’’ EUE)
- Pata de Mula: (Cant: 1, OD: 2,880’’, ID:2,441, Long: 1’, Conexión 2 7/8’’ EUE)
En el pozo se encuentran niples de diversos tamaños.
32. Ejercicio Propuesto
FUA - 06 Workover
5 1/2 “ x 2 7/8” Single Selective Completion
COMPLETACION FINAL
OD ID Desde Hasta Longitud Cant Descripción
2,875 2,441 0 6,00 6,00 1 Niple 2 7/8''
2,875 2,441 6 6.966,00 6.960,00 232 Tuberia 2 7/8''
2,875 2,33 6966 6.970,00 4,00 1 Camisa de Circulación 2 7/8''
2,875 2,441 6970 7000 30 1 Tuberia 2 7/8''
2,875 2,441 7000 7006 6 1 Empacadura Hidraulica 2 7/8''
2,875 2,441 7006 7066 60 2 Tuberia 2 7/8''
2,875 2,33 7066 7070 4 1 Camisa de Producción 2 7/8''
2,875 2,441 7070 7670 600 20 Tuberia 2 7/8''
2,875 2,441 7670 7676 6 1 Empacadura Hidraulica 2 7/8''
2,88 2,312 7676 7678 2 1 Niple de Asiento XN 2 7/8''
2,88 2,441 7678 7679 1 1 Guia de Reentrada para Guaya Fina 2 7/8''