Completamiento 1 - Clase 1

Producción 1

Tema # 2:

Tipos de Completamiento

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.


Tipos de Completamientos

según las características

del pozo.

Hoyo Desnudo.

Con Forro Ranudado. Hoyo Desnudo Empacado con Grava.

HUECO ABIERTO

HUECO REVESTIDO Cañoneado, con Forro Ranurado y Empacado con Grava.

Cañoneado


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 homogéneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el revestimiento de 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.

SecciSeccióón Bn B

O.C.T O.C.T

SecciSeccióón An A

O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


Completamiento a Hoyo Desnudo (Open Hole):

Ventajas Desventajas

- Se elimina el costo de cañoneo. - Existe un máximo diámetro del pozo en

el intervalo completado. - Es fácilmente profundizable. - Puede convertirse en otra técnica de

completamiento; con forro o revestidor cañoneado.

- Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés.

- La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica.

- Reduce el costo de revestimiento.

- Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior.

- No puede ser estimulado selectivamente.

- Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.

- Como el completamiento a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).


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 generalmente petróleos pesados. En un completamiento con forro, el revestidor 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:


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


Completamiento a hoyo abierto, con forro no cementado. En este tipo de completamiento un forro con o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés. El forro con o sin malla puede ser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la formación con la producción. Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completación se lleve a cabo, están los siguientes: formación no consolidada, formación de grandes espesores (100 a 400 pies), formación homogénea a lo largo del intervalo de completación, etc.

Mandril de LAG

Tubería de producción

Empacadura

Revestimiento de

producción

Colgador

Forro Ranurado

Mandril de LAG


Empacadura

Revestimiento de

producción

Colgador

Forro Ranurado

Completación a Hoyo Abierto con forro cementado.


Completamiento con forro ranurado no cementado:


- Se reduce al mínimo el daño a la formación.

- No existen costos por cañoneado. - La interpretación de los perfiles no es

crítica. - Se adapta fácilmente a técnicas

especiales para el control de arena. - El pozo puede ser fácilmente

profundizable.

- Dificulta las futuras reparaciones. - No se puede estimular selectivamente. - La producción de agua y gas es difícil de

controlar. - Existe un diámetro reducido frente a la

zona o intervalo de producción.


Completamiento a hoyo abierto, con forro liso o camisa perforada:

En este caso, se instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción. El forro se cementa y se cañonea selectivamente la zona productiva de interés.

Mandril de LAG


Empacadura

Revestimiento de

producción

Colgador

Camisa Cementada

Intervalos cañoneados

Mandril de LAG


Empacadura

Revestimiento de

producción

Colgador

Camisa Cementada


Completación a Hoyo Abierto con forro liso.


Completamiento con forro liso o camisa perforada:


- La producción de agua / gas es fácilmente controlada.

- La formación puede ser estimulada selectivamente.

- El pozo puede ser fácilmente profundizable.

- El forro se adapta fácilmente a cualquier técnica especial para el control de arena.

- La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica.

- Requiere buenos trabajos de cementación.

- Presenta algunos costos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, etc.)

- El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy restringido.

- Es más susceptible al daño la formación.


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


Completamiento con hoyo abierto, Empacado con grava:


- Bajas caídas de presión en la cara de la arena y alta productividad.

- Alta eficiencia. - No hay gastos asociados con tubería de

revestimiento o cañoneo. - Menos restricciones debido a la falta de

túneles de perforación.

- Es difícil excluir fluidos no deseables como agua y/o gas.

- No es fácil realizar la técnica en Formaciones no consolidadas.

- Requiere fluidos especiales para perforar la sección de hoyo abierto.

- Las rejillas pueden ser difíciles de remover para futuros re-completamientos.

- La habilidad para controlar la colocación de tratamientos de estimulación es difícil.


Completamiento con Hoyo Revestido y Cañoneado: Es el tipo de completamiento que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). 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.


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


Completamiento con hoyo revestido y cañoneado:


- La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.

- La formación puede ser estimulada selectivamente.

- El pozo puede ser profundizable. - Permite llevar a cabo completamientos

adicionales como técnicas especiales para el control de arena.

- El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.

- Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.

- Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.

- Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo.

- Pueden presentarse trabajos de cementación.

- Requiere buenos trabajos de cementación.

- La interpretación de registros o perfiles es crítica.


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.


Completamiento con hoyo revestido y cañoneado, con Empaque con grava:


- Existen facilidades para completamiento selectivo y para reparaciones en los intervalos productores.

- Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua.

- La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad.

- Es posible hacer completamientos múltiples.

- Se restringe las perforaciones del cañoneo debido a la necesidad de dejar la rejilla en el hoyo.

- Taponamiento debido a la formación de escamas cuando el agua de inyección se mezcla con el fluido de completación a base de calcio usado durante el empaque con grava.

- Pérdida de fluidos durante la completación causa daño a la formación.

- Erosión / corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier superficie expuesta.


Selección del Completamiento según la Edad Geológica

TIPOS DE

COMPLETAMIENTO

MIOCENO

EOCENO

CRETACEO

Con Forro Ranurado.

Con Forro Ranurado. y Empacado con Grava.

REVESTIDO Y CAÑONEADO

HUECO ABIERTO

HUECO ABIERTO

REVESTIDO Y CAÑONEADO


Clasificación Según al número de Zonas Productoras.

TIPOS DE

COMPLETACION

SIMPLE.

MULTIPLE.

SELECTIVA .


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 completamiento (dependiendo de las características de producción): niples, mangas de circulación, mandriles de gas lift etc. FACTORES DE DISEÑO: - Profundidad de pozo. - Diámetros de la tubería y del revestidor. - Presiones diferenciales. - Temperatura de fondo.


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


O.C.T O.C.T


Completamiento Simple Selectivo:

Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación.

Mandril de LAG


Revestimiento de

producción


Empacadura

Hidraulica

Válvula de circulación

Empacadura DGó Permanente

Mandril de LAG


Revestimiento de

producción


Empacadura

Hidraulica

Válvula de circulación

Empacadura DGó Permanente

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.

Tipos de Completamientos

Ejemplos de Completamientos

Ejemplos de Completamiento

Item Description OD ID Length Top Depth

F1 2 7/8 6.5 EUE TUBING 2,875 2,441 1761,01 0

GAS LIFT INYECCION MANDREL 5,5 2,441 5,67 1761,01

2 7/8 6.5 EUE TUBING 2,875 2,441 1168,78 1766,68


2 7/8 6.5 EUE TUBING 2,875 2,441 1136,37 2941,22


2 7/8 6.5 EUE TUBING 2,875 2,441 1229,15 4083,29


2 7/8 6.5 EUE TUBING 2,875 2,441 1295,25 5318,39


2 7/8 6.5 EUE TUBING 2,875 2,441 1295,14 6619,59


2 7/8 6.5 EUE TUBING 2,875 2,441 1425,05 7920,7


F2 2 7/8 6.5 EUE TUBING 3,668 2,396 0,56 10715,44

F3 2-7/8 SLIDING SLEEVE EUE BOX X PIN 3,687 2,316 3,58 10716

F4 2-7/8 6.50 EUE TUBING 2,875 2,441 26,42 10719,58

F5 2-7/8 CAMXN LANDING NIPPLE 3,668 2,21 1,33 10746

F6 NO-GO LOCATOR ASSEMBLY, 2-7/8 EUE BOX X 4" STUB ACME PIN

3,67 2,4 3,67 10682,3

F7 4.000" SEAL UNIT BONDED, STUB ACME PIN X BOX 3,992 2,691 3,5 10683

F8 4.000 BOTTOM SUB + FLOWTUBE 3,96 3,045 0,25 10686,68 Permanent Packer

G1 7 IN x 4 IN , 23-32 LB, PERMAPAK SEAL BORE PERMANENT PAC

5,813 4 2,64 10683

FUA - 01 Workover

7' X 4'' Single Completion


FUA - 02 Workover

5 1/2'' X 3'' Single Selective Completion

D1 EMR 8,9 0 8,9

D2 Tubing Hanger 7 2,44 0,54 8,9 9,44

D3 2-7/8" FOX Pup joint 2,875 2,44 2,26 9,44 11,7

D4 X-Over Pin 2-3/8" x Pin 2-7/8" Fox 2,875 2,44 0,4 11,7 12,1

D5 ( 301)2-3/8" FOX Tubing 2,375 1,995 9535,83 12,1 9547,93

D6 X-Over 2-3/8" Box FOX x Pin EUE 2,665 1,936 3,5 9547,93 9551,43

D7 2-3/8 4.70 N80 EUE 2,375 1,995 31,6 9551,43 9583,03

D8 Sliding Sleeve (down) 3,005 1,874 3,03 9583,03 9586,06

D9 2-3/8 4.70 N80 EUE 2,375 1,995 31,62 9586,06 9617,68

D10 5-1/2'' X 2-7/8'' 17 #/ft EUE Hydraulic Packer 4,625 1,97 5,3 9617,68 9622,98

D11 2-3/8 4.70 N80 EUE 2,375 1,995 31,6 9622,98 9654,58

D12 Sliding Sleeve (down) 3,005 1,874 3,03 9654,58 9657,61

D13 (14) 2-3/8 4.70 N80 EUE 2,375 1,995 442,15 9657,61 10099,76

D14 2-3/8'' EUE Pin X Box XN Nipple (No go 1.792'‘) 3,06 1,877 0,91 10099,76 10100,67

D15 2-7/8'' EUE Pin X 2-3/8'' EUE Box X-Over 3,06 1,99 0,34 10100,67 10101,01

D16 2-7/8'' No Go Locator 3,7 2,346 0,69 10101,01 10101,7

D17 3'' Seal Assembly 3,005 2,33 2,8 10101,7 10104,5

D18 Mule Shoe 2,975 2,33 0,66 10104,5 10105,16 PRIMERA CORRIDA

Assembly

E1 5 1/2 IN x 3.00 IN , 13-17 LB, SEAL BORE PERMANENT PACKER 4,515 3 2,3 10101,7 10104

Tubing (2)

I1 2-3/8" Tubing 2,375 1,995 9535,83 12,1 9547,93


IT O.D. (IN.)

I.D. (IN.)

Long (Ft.)

Desde (Ft) Hasta (Ft.) CANT DESCRIPCIÓN

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)

FUA - 03 Workover

5 1/2'' X 3'' Single Selective Completion


O.D. (IN.)

I.D. (IN.)

Longitud (Ft.)

Profundidad desde (Ft)

Profundidad 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

2,875 2,441 0 32,05 32,05 0 Pup Joint de 2 7/8", FOX N-80, 6.4 ppf

2,875 2,441 8069,8

2 32,05 8101,87 258 Tubos de 2 7/8", FOX N-80, 6.4 ppf

2,875 2,441 2,35 8101,87 8104,22 1 X-Over 2-7/8" FOX Box x 533 Hyd Pin.

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"

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.

3,436 2,441 0,55 8168,22 8168,77 1 Localizador 2 7/8" EUE Box x Stub Acme Pin.

3,209 2,441 7,83 8168,77 8176,6 Unidades de sello de 3,25" OD Bonded, Stub Acme Box x Pin

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

8,229 2,991 0,29 8168,77 9103,36 1 Guia Dual 9-5/8" x 7-5/8".

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.

2,875 2,441 3,68 9113,78 9117,46 1 Pup Joint 2-7/8" NU Pin x Pin

3,492 2,313 1,42 9117,46 9118,88 1 Niple de Asiento "XN" 2 7/8" NU Box x Box, No-Go 2,205", I.D: 2,313"

2,875 2,441 1,69 9118,88 9120,57 1 Pup Joint 2-7/8" NU Pin x Pin

3,772 2,441 0,49 9120,57 9121,06 1 Crossover 3-1/2" EUE PIN x 2-7/8" NU BOX.

4,228 2,991 2,6 9121,06 9123,66 1 Pup Joint 3-1/2" EUE Pin x Box

8,301 2,991 4,84 9123,66 8199,11 1 PACKER HYDRAULICO DUAL de 47-53.5 Lbs/ft

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

FUA - 04 Workover

9 5/8 “ x 7 5/8” Dual Completion

CO-KL 8478'- 8496

REV- 5-½” @

12365'

REV- 7-5/8” @

11017'

REV- 9-5/8” @

8963'

Colg. 5-½ x 7-5/8"

x 5-1/2" @ 10722'

Colg. 7-5/8" x 9-5/8"

@ 8676'

TDH @ +/-

11860'

Cuello

Flotador @

12317'

SJ-A 11078' -11094'

ME-PU

10498'-10528'

Guia Dual 9-5/8"

Pacquer Hidraulico 7-5/8"

@ 9100'

Pacquer Permanente 5-1/2"

20-23#/ft @ 10878'

Niple de Asiento “XN”

Sarta Larga

Packer Dual Hidraulico

9-5/8" @ 8200'


Sarta Corta

SA-A 11984'-12086'

CO-R2 0140'-9186'

Camisa @ 8515

Camisa @ 10478'

CO-R2 0140'-9186'

Aisl. 8508'-8512'

Aisl. 8418'-8422'


CO-KL 8478'- 8496

REV- 5-½” @

12365'

REV- 7-5/8” @

11017'

REV- 9-5/8” @

8963'

Colg. 5-½ x 7-5/8"

x 5-1/2" @ 10722'

Colg. 7-5/8" x 9-5/8"

@ 8676'

TDH @ +/-

11860'

Cuello

Flotador @

12317'

SJ-A 11078' -11094'

ME-PU

10498'-10528'

Guia Dual 9-5/8"

Pacquer Hidraulico 7-5/8"

@ 9100'

Pacquer Permanente 5-1/2"

20-23#/ft @ 10878'


Sarta Larga

Packer Dual Hidraulico

9-5/8" @ 8200'


Sarta Corta

SA-A 11984'-12086'

CO-R2 0140'-9186'

Camisa @ 8515

Camisa @ 10478'

CO-R2 0140'-9186'

Aisl. 8508'-8512'

Aisl. 8418'-8422'

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

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"

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).

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

3,754 2,435 0,5 8198,61 8199,11 1 X-over 3-1/2" EUE Box x 2-7/8" EUE Pin

8,229 2,441 312 8199,11 8511,11 9 Tubos de 2 7/8" EUE N-80, 6.4 ppf

2,875 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

6,43 2,5 6,47 9123,66 9130,13 1 PACKER HYDRAULICO 7-5/8" de 33.7 - 39 Lbs/FT

4,173 2,991 124,8 9130,13 9254,93 4 Tubos de 2 7/8" EUE N-80, 6.4 ppf

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

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

2,875 2,441 1092 9753,64 10845,64 35 Tubos de 2 -3/8", EUE N-80, 4.5 ppf

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"

2,875 2,441 30,5 10846,5 10877 1 Tubo de 2 7/8" EUE N-80, 6.4 ppf

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

4,428 3 2,72 10878 10880,72 1 Emp. Permanente 7-5/8" x 4".

Tipos de Completamiento

Ejercicio Propuesto

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.

Ejercicio Propuesto

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 7640 570 19 Tuberia 2 7/8''


2,875 2,441 7496 7526 30 1 Tuberia 2 7/8''

2,88 2,312 7526 7528 2 1 Niple de Asiento XN 2 7/8''

2,88 2,441 7528 7529 1 1 Guia de Reentrada para Guaya Fina 2 7/8''

FUA - 05 Workover

7 “ x 2 7/8” Single Selective Completion

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.

Ejercicio Propuesto

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 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''


2,88 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''

FUA - 06 Workover

5 1/2 “ x 2 7/8” Single Selective Completion

Documents

Completamiento 1 - Clase 1