Julio Cesar Diaspositivas

8/20/2019 Julio Cesar Diaspositivas

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FLUJO NATURAL YCOMPLETACION

• JULIO CESAR CHAVEZ BARBA• YEIKOL M. SOTTO AVICHO• FERNANDO MOYA SANDOVAL• RUBEN DARIO PANIAGUA SENSANO


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La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en

tres etapas.

En la primera, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos

bajo el efecto de gradiente de presión existente entre el fondo de

los pozos y el seno del yacimiento.

Segunda fase, la cual consiste en inyectar dentro del yacimiento

un fluido menos costoso ue el crudo para mantener un gradientede presión.

!ercera fase de recuperación conocidos como m"todos de

recuperación mejorada con aditi#os u$micos.

INTRODUCCION


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OBJETIVOS

Objetivo General

• %econocer y determinar cada uno de los mecanismos del reser#orio

ue contribuyen en el empuje por flujo natural.• &onocer ue herramientas son utilizadas en el completamiento de un

pozo ue produce mediante el mecanismo de flujo natural.

Objetivo Especifico

• En este tema lograremos desglosar los diferentes tipos de

%ecuperación primaria, secundaria, terciaria o mejorada tambi"npodremos analizar los diferentes tipos de completaciones ue

existen para la producción de una reser#a de '&(s juntamente con el

dise)o de completacion seg*n los factores mecánicos ue se deben

tomar en cuenta.


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SURGENCIA NATURAL

• +ecanismo de Empuje de agua

• +ecanismo de Empuje por gas en solución

• +ecanismo por &apa de as

• +ecanismo por Empuje &ombinado

• +ecanismo de Empuje por Expansión de la roca y los fluidos• -esplazamiento por Segregación ra#itacional

TIPOS DE RECUPERACION


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Este mecanismo de empuje se produce por la apreciable expansión

de agua del acu$fero ue debe formar parte del sistema. medida

ue se reduce la presión, el agua se expande, e in#ade yacimiento,reemplazando parcialmente los fluidos extra$dos del mismo.

MECANISMO DE EMPUJE DE

AGUA


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• El empuje por gas en solución es tambi"n llamado empuje

por gas disuelto/ es com*nmente comparado con el efecto

de los gases en las bebidas gaseosas al abrir el en#ase. En

este caso la energ$a para transportar y producir los fluidos de

un yacimiento se deri#a del gas disuelto en el petróleo.

• 0o existe producción de agua ya ue la saturación de agua

esta cerca del #alor irreducible.

MECANISMO DE EMPUJE

POR GAS EN SOLUCIÓN


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• Este mecanismo de empuje se produce porue a medida ue se

reduce la presión, la capa de gas se expande causando undesplazamiento inmiscible del petróleo.

• La presión inicial del yacimiento es igual a la presión de burbujeo.

• La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmenteestá en el rango de 12 al 324 del 56ES.

MECANISMO POR CAPA

DE GAS


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• La mayoría de los yacimientos quedan sometidos durante suexplotación a más de uno de los mecanismos de desplazamientoexplicados. Y en el yacimiento actúan dos o más mecanismos enforma simultánea o secuencial.

MECANISMO POREMPUJE COMBINADO


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• &ompresibilidad de cualuier material 7solido, l$uido ogaseoso8 para un inter#alo de presión dado y a una

temperatura dada se define como el cambio de #olumen,

por unidad de #olumen inicial, causado por una #ariación

de presión ue ocurra sobre el material sujeto a estudio.

• La compresibilidad de la roca y de los fluidos es un

mecanismo de expulsión de hidrocarburos. l iniciarse la

producción de un yacimiento y caer la presión se expande

la roca y los fluidos.

EMPUJE POR

EXPANSIÓN DE LAROCA Y LOS FLUIDOS


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• La segregación gra#itacional es la tendencia del aceite, gas y

agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades.

DESPLAZAMIENTO PORSEGREGACIÓN GRAVITACIONAL


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• El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya

ue la energ$a es aportada por el mismo yacimiento


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• &uando la energ$a natural de un yacimiento ya no es

suficiente para desplazar los fluidos del fondo del pozo

hasta la superficie de manera natural, surge lanecesidad de extraer los fluidos mediante fuerzas o

energ$as ajenas al pozo.

• &on la extracción artificial se da comienzo a la fase

mas costosa de la explotación de un yacimiento.

• Existen di#ersos tipos de le#antamiento artificial, los

cuales mencionare a continuación9

SURGENCIA ARTIFICIAL


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• Es un m"todo de producción ue utiliza el gas comprimido a alta

presión como fuente de energ$a externa.• Este gas es inyectado en la tuber$a de producción, con el fin de

aligerar o reducir el peso del fluido y as$ poder desplazarlo hacia la

superficie.

• El gas inyectado fluye por el espacio anular existente entre la tuber$a

de re#estimiento y la tuber$a de producción.• la presión de operación y la taza de inyección de gas son

determinadas por las condiciones especificas del pozo.

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

POR GAS LIFT (LAG)


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• FLUJO CONTINUO. &onsiste en suplir el gas de formación,mediante la inyección continua de gas en la columna de fluidos.

• FLUJO INTER!ITENTE. Se inyecta de manera instantánea un

alto #olumen de gas comprimido en la tuber$a de producción con el

fin de desplazar los fluidos hasta la superficie en forma de tapones

de liuido.

TIPOS DE LEVANTAMIENTOARTIFICIAL PORINYECCION DE GAS


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• Este es un sistema en el ue un dispositi#o recibe la energ$a

mecánica de una fuente externa, luego la transforma en energ$ade presión de un sistema hidráulico.

• Este sistema se basa en un principio sencillo9 :La presión

ejercida sobre la superficie de un fluido, se trasmite con igual

intencidad en todas las direcciones;.

BOMBEO HIDRAULICO


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BOMBEO HIDRAULICO


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BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

En este método se utilizauna bomba centrifugaubicada en el subsuelo paralevantar los fluidos delyacimiento, desde el fondodel pozo hasta la estación deflujo.


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FACTORES QUE AFECTAN A ESTE

TIPO DE INSTALACIONES:

Configuración del equipo del subsuelo.- diámetro del revestidory de la tubería (limitan el tamaño de la bomba).

Tipo de completación.- diseñado para pozos verticales Viscosidad del fluido (reduce la eficiencia y aumenta el

consumo). Temperatura.- indica la temperatura a la cual operara el motor.


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VENTAJAS Y DESVENTJAS:

Puede levantar altosvolúmenes de fluido.

Puede operar avelocidades de bombeo variable. Su equipo desuperficie requiere de

poco espacio. La inversión es muy baja en pozos pocoprofundos.

Se requiere controlarel equipo en cadapozo.

Es susceptible a laproducción de agua,gas, y arena.

Necesita

disponibilidad decorriente eléctrica. Su diseño es bastantecomplejo.


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BOMBEO MECANICO

La eficiencia volumétrica de la bombapuede ser severamente afectada por la

presencia de gas. Ya sea gas libre o gasdisuelto.Porque ocupa un espacio considerable en elinterior de la bomba reduciendo el espaciodisponible para el petróleo.

Este es uno de los métodos mas usados en elmundo, y se la aplica mayormente en laproducción de crudos pesados y extra pesados.No se recomienda en pozos desviados, nicuando la producción de sólidos o la relación

gas-liquido sea muy alta, ya que afecta laeficiencia de la bomba.


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EL CICLO DE LA BOMBA

La bomba consiste en un cilindro o camisa que esta suspendida en

la T.P.Este cilindro tiene un embolo en su interior el cual se mueve haciaarriba y hacia abajo. Esta impulsada por unas varillas de acero lascuales están acopladas en la superficie a la unidad de bombeo.Las características principales del ciclo de bombeo de una carrera

son 4:


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VENTAJAS Y DESVENTAJAS:

El diseño es pococomplejo.

El sistema es eficiente,simple y fácil deoperar.

Se puede aplicar acompletaciones

sencillas y múltiples. Puede bombearcrudos viscosos aaltas temperaturas.

La profundidad a laque trabaja eslimitada.

El equipo desuperficie es pesado y

voluminoso


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BOMBEO DE CAVIDADESPROGRESIVAS

Fue inventada en 1932 por un Ingeniero Aeronáutico Francésllamado René Moineau, quién estableció la empresa llamada PCMPOMPES S.A. para la fabricación de la misma.En sus inicios, estas bombas fueron ampliamente utilizadas como bombas de superficie especialmente para el bombeo de mezclas

viscosas.


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Actualmente, el mayor número de bombas de cavidades progresivas

instaladas para la extracción de petróleo se encuentran en Canadá.

Ó


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APLICACIÓN DEL BOMBEO PORCAVIDADES PROGRESIVAS

El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas debe ser la primeraopción a considerar en la explotación de pozos productores de petróleopor su relativa baja inversión inicial; bajos costos de transporte,instalación, operación y mantenimiento.En general, el sistema de BCP es una alternativa económica y confiable

que resuelve muchos de los problemas presentados por otros métodosde levantamiento artificial y una vez optimizado el sistema, su controly seguimiento es muy sencillo.


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PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTODE LA BOMBA

A grandes rasgos, la Bomba de Cavidades Progresivas (BCP) esta

compuesta por el Rotor y el Estator.El Rotor es accionado desde la superficie por un sistema impulsor quetransmite el movimiento rotativo a la sarta de Cabillas.El Estator es el componente estático de la bomba y contiene unpolímero de alto peso molecular con la capacidad de deformación y

recuperación elástica llamado Elastómero.


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COMPONENTES DE UNA BOMBA DECAVIDADES PROGRESIVAS


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VENTAJAS Y DESVENTAJAS

Bajo costo deinstalación.

Bombeo de caudalesconstantes. Puede bombearcrudos viscosos.

Bajo costo demantenimiento.

Opera con bajotorque.

Profundidad deoperación limitada.

Requiere de energíaeléctrica.


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INYECCION DE AGUA

La primera inyección ocurrióaccidentalmente cuando el agua,proveniente de algunas arenas acuíferas

poco profundas o de acumulaciones deaguas superficiales, se movía a través delas formaciones petrolíferas, entraba alintervalo productor en los pozosperforados e incrementaba la producciónde petróleo en los pozos vecinos.


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HISTORIA

- 1880 (Mejora de la producción)- 1907 (Primer patrón de flujo, invasiónCircular)

- 1921 (Cambio por un arreglo en líneao patrón de línea)

- 1928 (Arreglo de 5 pozos)- 1940 (Mayores tasas de inyección)


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TIPOS DE INYECCION

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores yproductores, la inyección de agua se puede llevar acabo de dos formas diferentes.

INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTERNAConsiste en inyectar el agua fuera de la zona depetróleo, en los flancos del yacimiento. Se conocetambién como inyección tradicional y en este caso,el agua se inyecta en el acuífero cerca del contactoagua petróleo.


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Utiliza pocos pozos.No requiere de laperforación de pozosadicionales.

No se requiere buenadescripción delYacimiento.

Rinde un recobro alto de

petróleo con un mínimode producción de agua.

No es posible lograr unseguimiento detallado delfrente de invasión

Puede fallar por no existiruna buena comunicaciónentre la periferia y el centrodel yacimiento.

El proceso de invasión y

desplazamiento es lento, ypor lo tanto, la recuperaciónde la inversión es a largoplazo.


INYECCIONENARREGLLOSO


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Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. Elagua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen

invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyeccióntambién se conoce como inyección de agua interna, ya que elfluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un númeroapreciable de pozos inyectores que forman un arreglo

geométrico con los pozos productores.

INYECCION EN ARREGLLOS ODISPERSA


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1. La selección del arreglo depende de la estructura y límitesdel yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la

permeabilidad, de la porosidad y del número y posición delos pozos existentes.2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión del área.

3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectoresse distribuyen entre los pozos productores existentes eninyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados.

CARACTERISTICAS


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Produce una invasión másrápida en yacimientoshomogéneos, de bajos buzamientos y bajaspermeabilidades efectivas conalta densidad de los pozos.

Rápida respuesta delyacimiento.

Elevadas eficiencias de barridoen área.

Permite un buen control delfrente de invasión y del factorde reemplazo.

En comparación con lainyección externa, estemétodo requiere una mayorinversión, debido al altonúmero de pozos inyectores.

Es más riesgosa.Exige un mayor seguimientoy control y, por lo tanto,

mayor cantidad de recursoshumanos.



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RECUPERACION MEJORADA EN

YACIMIENTOS DE PETROLEO Y GAS


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En general, el objetivo de estos métodos de

recuperación mejorada es disminuir la saturaciónresidual de aceite que tiene todavía el yacimiento,y que se encuentra en los poros de la formaciónretenida por las fuerzas capilares y viscosas, que

impiden que fluya hacia los pozos. Se puedemencionar que en la etapa de recuperaciónmejorada se emplean tecnologías y procesosdiseñados para modificar las características de losfluidos en el yacimiento o las propiedadespetrofísicas de la formación productora.


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PROCESOSTERMICOS


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PROCESOS TERMICOS

Dentro de estos procesos se incluye la inyección de agua

caliente, la inyección de vapor, ya sea cíclica o continua yla inyección de aire, para generar una combustión in-situdentro del yacimiento.El más exitoso de estos tres ha sido hasta ahora la

inyección de vapor, la cual se ha aplicado a muchoscampos de petróleo pesado y viscoso a poca profundidad.Esto último, es una restricción importante para el empleode la inyección de vapor, ya que en campos muyprofundos no es aplicable debido a las pérdidas detemperatura entre la superficie y el fondo del pozo, lo queimpide que el vapor llegue como tal al intervalo que se vaa inyectar, ya que normalmente si el campo es muyprofundo solo se logra inyectar agua caliente o tibia,

debido a dichas pérdidas de temperatura.


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PROCESO DE INYECCION DEGASES

En estos procesos se incluye la inyección de gas naturalmiscible o inmiscible, la inyección de gases enriquecidos, lainyección de CO2, la de nitrógeno y la inyección de gasesde combustión (flue gas) o (Gas de combustión).

Los más exitosos de estos procesos son los relacionados conel CO2. También en la inyección de gases hidrocarburospara conseguir miscibilidad y la inyección de nitrógeno sehan obtenido buenos resultados.

PROCESOSQUIMICOS


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PROCESOS QUIMICOSEn este grupo de procesos se incluye la inyección depolímeros, de espumas y la de surfactantes.

En general, la aplicación de este tipo de procesos ha sidopoco aprovechada por la industria petrolera mundial,debido principalmente a los altos costos de los químicos quese requieren para llevarla a cabo.A nivel de laboratorio, cualquiera de esto procesos hademostrado su viabilidad para aumentar la recuperaciónfinal de hidrocarburos de los yacimientos. Sin embargo, anivel de campo no se ha conseguido tener el éxito esperadopor una combinación de varias razones, entre ellas un

inadecuado escalamiento de los resultados de laboratoriocon el campo, falta de controles adecuados en el campo,tiempo insuficiente para ver resultados, así como falta deconocimiento y experiencia de cómo la nueva tecnología

debería trabajar.


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MÉTODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA CON ADITIVOSQUÍMICOS

1. Inyección de polímeros y soluciones micelares Poliméricas.2. Procesos de inyección de surfactante.3. Inyección de soluciones alcalinas o aditivos alcalinoscombinados con mezclas de álcali-surfactante o álcali-

surfactante-polímero (ASP).


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INYECCION DE POLIMEROS

El principio básico que sigue estemétodo es el agua puede hacerse más

viscosa a partir de la adición de unpolímero soluble en agua, lo cualconduce a una mejoría en la relación demovilidad agua/petróleo y de estamanera se puede mejorar la eficienciade barrido y por tanto un mayorporcentaje de recuperación.


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INYECCION DE SURFACTANTES

El objetivo principal de este método es disminuir

la tensión interfacial entre el crudo y el aguapara desplazar volúmenes discontinuos de crudoatrapado, generalmente después de procesos derecuperación por inyección de agua.


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INYECCIONDESOLUCIONES


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INYECCION DE SOLUCIONESALCALINAS

Este método consiste en la inyección desoluciones cáusticas o alcalinas en la formación.Estos reactivos químicos reaccionan con losácidos orgánicos presentes naturalmente en los

crudos con lo cual se logra generar o activarsurfactantes naturales que traen comoconsecuencia directa mejoras en la movilidad delcrudo a través del yacimiento y hacia los pozosproductores, bien sea por reducción de la tensióninterfacial, por un mecanismo de emulsificaciónespontánea o por cambios en la mojabilidad.


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ESTADO MECANICO

El estado mecánico de un pozo define la geometría del pozo paracada una de las diferentes fases de perforación, el estadomecánico se realiza después de haber estudiado la prognosis

geológica y los pozos de correlación.El estado mecánico de un pozo muestra los siguientes datos: TVD (True Vertical Depth) de cada una de las fases. Diámetro de la broca de cada una de las fases. Profundidad de asentamiento de cada uno de losrevestimientos (Casing point).

MD (Measured Depth) del tope de los Liners.


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COMPLETACIONES

DEFINICIÓN Es el proceso mediante el cual se busca dotar al pozo del equipo desubsuelo necesario y adecuado a fin de producirlo en forma óptima

de una manera segura y rentable, con el objetivo de drenar lasreservas de hidrocarburos de los yacimientos. OBJETIVO. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es de obtener laproducción óptima de hidrocarburo al menor costo posible.

Para que esto ocurra, debe realizarse un análisis Nodal que permitadeterminar qué arreglos de producción deben utilizarse paraproducir el pozo adecuado a las características del reservorio.

FACTORESQUEDETERMINANEL


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FACTORES QUE DETERMINAN ELDISEÑO DE LA COMPLETACIÓN

DE POZOS. 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, bombeomecánico, etc. Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional depetróleo.

Inversiones requeridas.

CLASIFICACIÓNDELA


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CLASIFICACIÓN DE LACOMPLETACION DE POZOS

COMPLETACIONESSEGÚNLAS


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COMPLETACIONES SEGÚN LASCARACTERÍSTICAS DE

FORMACIÓN

Completaciones de formación consolidada.

estas a su vez se pueden dividir en: completación a hoyo desnudo. completación a hoyo desnudo con tuberíaranurada.

completación con revestidor cementado ycañoneado.

COMPLETACIONAHOYO


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COMPLETACION A HOYODESNUDO O HUECO

ABIERTOEste tipo de Completación es utilizado cuando la formación seencuentra altamente compactada. El revestidor de producción

queda asentado por encima de la zona productora de crudo.Por lo general este tipo de Completación se emplea cuandono se espera producción de agua o gas. Los espesores de lasformaciones deben ser mayores a 100 pies.


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COMPLETACIONES A HOYO

DESNUDO CON TUBERIARANURADA


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Estas dos técnicas de completaciones tienencomo ventaja:

la eliminación del costo del cañoneo.es fácilmente profundizable.reduce el costo del revestimiento,todo el diámetro del hoyo está disponible al flujo.

Por otro lado no tienen forma de regular el flujohacia el hoyo, no se puede controlarefectivamente la producción de gas o agua y en elcaso de la tubería se crea cierta restricción al flujo.

COMPLETACIONCON


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COMPLETACION CONREVESTIDOR CEMENTADO

Y CAÑONEADO


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Este tipo de completación tiene como ventajas: el fácil control y prevención de la producción de agua. la formación puede ser estimulada selectivamente. permite llevar a cabo completaciones adicionales, comotécnicas especiales para el control de arena y se adapta acualquier configuración mecánica.

Por el lado negativo los costos del cañoneo pueden ser

significativos, se reduce el diámetro efectivo del hoyo yla productividad del pozo, pueden presentarse trabajos decementación secundaria, requiere buenos trabajos decementación y la interpretación de registros o perfiles es crítica.

COMPLETACIONESDE


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COMPLETACIONES DEFORMACIONES NOCONSOLIDADASEmpaque con grava a hoyo desnudoEn los casos que se desea prevenir la producción de arenas no

deseadas, una alternativa es empacar el intervalo productor de latubería con grava para filtrar de alguna manera el fluido y evitarel paso de la arena no deseada. La grava debe tener undiámetro específico estudiado previamente según lascondiciones de las arenas.

COMPLETACIONESDEFORMACIONES


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COMPLETACIONES DE FORMACIONESNO CONSOLIDADAS

Empaque con grava interno a hoyo revestidoMuy similar a las completaciones de empaque con gravaanteriores, con la diferencia que aquí se rellena de grava elespacio entre la tubería de producción y el anular. Lacompletación con grava interna y externa tiene como ventajasel control de las arenas, especialmente en los pozos depetróleo pesado y extra pesado y poseen una altaresistencia al colapso.

EMPAQUECONGRAVAINTERNO


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EMPAQUE CON GRAVA INTERNOA HOYO REVESTIDO


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EMPAQUE CON GRAVA INTERNO A HOYO REVESTIDO

VENTAJAS: Son utilizados para el control de las arenas en los pozosespecialmente de petróleo pesado y extra pesado.

Poseen alta resistencia al colapso.DESVENTAJAS: Área de flujo limitada. La geometría de las ranuras (rectas o cónicas), potencia el bloqueo

o taponamiento por parte de los finos que viajan a través delempaque. Baja resistencia a la corrosión en la zona ranurada.

COMPLETACIONES SEGÚN SU


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CONFIGURACIÓN MECÁNICA

Completación sencillaEste tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual lasdiferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen enforman selectiva por una misma tubería de producción. En completaciones

de este tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de correr elequipo de completación. Este tipo de completación ofrece la ventaja deaislar zonas productoras de gas y agua. Entré las variedades de este tipo decompletación se tiene:Completación sencilla convencional: Esta tipo de completación se realizapara la producción una sola zona, a través de la tubería de producción.

Completación sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas productorasmediante empacaduras, produciendo a través de mangas ó válvulas decirculación.


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COMPLETACION SENCILLA

SELECTIVA


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COMPLETACION MULTIPLE

Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente variaszonas petrolíferas, en un solo pozo, sin mezclar los fluidos.

Generalmente reduce el número de pozos a perforar.Entre los principales tipos de completaciones múltiples, sedestacan:COMPLETACIÓN MÚLTIPLE SIMPLE COMPLETACIÓN MÚLTIPLE SELECTIVA

COMPLETACIÓN


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COMPLETACIÓN

MÚLTIPLE SIMPLE En este tipo de completación son utilizadas dos o más tuberíasde producción. Es aplicada especialmente cuando se buscaproducir simultáneamente dos o más yacimientos en unmismo pozo pero sin mezclar los distintos fluidos. Generalmente

reduce el número de pozos a perforar.

COMPLETACIÓNMÚLTIPLE


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COMPLETACIÓN MÚLTIPLESELECTIVASon capaces de poner a producir distintas zonas al mismotiempo y de manera separada. Esto lo logran mediantedistintos diseños que combinan tuberías de producciónparalelas y una serie de empacaduras.


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EQUIPOSDESUBSUELODE


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EQUIPOS DE SUBSUELO DECOMPLETACION

Tuberías de producción (liner).-

Arreglos tubulares con diámetros varían desde 2-3/8'' hasta 9-5/8''. Su grado varía desde C-55 hasta V-150, esto define laresistencia del material a la corrosión entre otras cosas. Puedentener diferentes longitudes, siendo los más cortos de 18 pies y losmás largos de 40 pies. Se encargan de llevar los fluidos a la

superficie. Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca de las perforaciones hasta la superficie.

EQUIPOSDESUBSUELODE


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Camisas de circulaciónEquipo con la función principal de dejar pasar orestringir el paso del fluido entre el espacio anular delrevestidor. El mecanismo de apertura no es hidráulico sinomecánico, el área de flujo es bastante grande y existencamisas de circulación de materiales inoxidables paraambientes corrosivos. Son utilizadas en distintostipos de completaciones y permiten el asentamiento deotros equipos como tapones.


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EQUIPOS DE SUBSUELO DE

COMPLETACION

Niples de asiento.

Son dispositivos tubulares insertados dentro de la tuberíade producción y están diseñados para controlar laproducción mediante el alojamiento de otro dispositivode cierre y para asentar empacaduras.Unidades de sellos

Son pequeñas herramientas encargadas de taponar latubería de producción y bloquear el fluido por completo,son útiles al momento de realizar operaciones demantenimiento y reparación.

EQUIPOSDESUBSUELODE


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Tapones de tubería

Herramienta utilizada para el bloqueo de presionessuperiores e inferiores. El tapón se coloca mediante equiposde guaya y van asentados en los niples de asiento. Losdiámetros dependen del ID de la tubería o niple. Se utilizan encompletaciones simples o múltiples permiten aislar zonas para

producción de otros intervalos o para realizar trabajos deservicios a pozos.

CONCLUSIONES


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CONCLUSIONES

Una de las etapas más importantes de la rama petrolera esla producción de hidrocarburo, el cual, permite estudiar y aplicarlas distintas herramientas adecuadas para extraer el hidrocarburo

que se encuentra en el subsuelo.Por tal motivo, se requiere de muchos estudios que permitanconducir las mejores formas en cómo va a venir ese fluido a lasuperficie, y con qué capacidades se cuentan para explotar de unaforma factible el hidrocarburo deseado del pozo perforado y

pueda ser viable económicamente también.

RECOMENDACIONES


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RECOMENDACIONES

Es importante conocer la historia del pozo el cual se obtiene con las

diferentes pruebas que se realizan. Al tener y conocerse acabalidad el historial del pozo se puede hacer una mejor seleccióndel método de levantamiento o de recobro mejorado, que tipo deCompletación será la óptima y los análisis económicos pertinentes.


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Muchas gracias

Julio Cesar Diaspositivas

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