pruebas de produccion

SIG E&P-BA

GESTION Y TECNOLOGIA DE PETROLEO Y GASEVALUACION DE POZOSEVALUACION DE POZOSEl propsito original de una prueba de formacin era tomar una muestra de fluidos de formacin y medir la presin de formacin. Con el desarrollo de tecnologa, el mejoramiento de los equipo y herramientas de fondo as como el uso de muchas tcnicas desarrolladas para pruebas de incremento de presin (Build-Up) y decremento de presin (Draw- Down) adaptadas a los periodos cortos de las Pruebas de Formacin.La evaluacin de los pozos de gas y petrleo se efectan en varias etapas de la construccin del pozo, durante la terminacin y en varias etapas de la vida productiva del pozo.EVALUACION DE POZOSCualquiera sea el objetivo, los datos obtenidos durante la evaluacin de los pozos sern esenciales para el anlisis, prediccin y mejoramiento del comportamiento del reservorio.Desde el punto de vista descriptivo y caracterizacin nos conducen a:

Evaluar los parmetros del reservorio (permeabilidad, presin del reservorio, ndice de productividad) Caracterizar las heterogeneidades del reservorio Evaluar la extensin y geometra del reservorio Determinar la comunicacin hidrulica entre pozos

EVALUACION DE POZOSLas pruebas de los pozos desde el punto de vista de la productividad nos conducen a:

Identificar los fluidos producidos y determinar sus respectivas producciones y relaciones. Medir la Presin y Temperatura del reservorio Obtener muestras representativas para anlisis PVT Determinar la capacidad de produccin y entrega del pozo Caracterizar el dao a la formacin Evaluar los trabajos de Reparacin y estimulacin de pozos.PRUEBAS DE FORMACION DISEOEl diseo apropiado de una prueba de formacin es importante por los resultados y costo de equipo; por tanto, para el xito de una prueba, es importante considerar los siguientes puntos: Condicin del Agujero: Debe estar lo ms limpio posible para evitar el taponamiento de la herramienta de prueba y es prctica comn circular y acondicionar el lodo por algn tiempo antes de la prueba de manera de asegurar la limpieza de los recortes de fondoPRUEBAS DE FORMACION DISEOVariacin de la Presin: Los efectos de la variacin de la presin son importantes en el movimiento de la tubera. Una DST normalmente est acompaada de una fuerte variacin de presin porque la parte inferior del arreglo est aislado. El arreglo se debe bajar y subir con velocidades moderadas de manera que pueda evitarse excesivas variaciones en la presin del fondo del pozo.

PRUEBAS DE FORMACION DISEOCondiciones Operativas: La hermeticidad de la tubera debe ser probada por tramos cortos y utilizar suficientes portamechas que eviten su excesivo pandeo y torcedura permanente.La posicin de anclaje del packer es crtico y particularmente en agujero abierto. El packer debe ser asentado en la parte lisa del revestimiento o en la parte ms consolidada de un agujero abierto y corroboradas por los registros elctricos o geofsicos.El dimetro y nmero de packers son importantes. En pozos profundos y en agujero abierto muchas veces utilizar dos empacadores pueden eliminar las fallas.PRUEBAS DE FORMACION DISEOCondiciones Operativas:

Tamao de los Chokes: Los chokes de fondo deben ser lo ms grande posible para evitar taponamientos y excesivas presiones diferenciales entre la formacin y el interior del pozo. Uso de colchones: La longitud del colchn de fluido debe ser lo suficiente para lograr una reaccin rpida del pozo y para evitar la presin de colapso en la tubera y reducir la presin diferencial sobre el empacador.PRUEBAS DE FORMACION DISEOCondiciones Operativas:

Longitud de agujero a probar: Tanto en formaciones consolidadas o in consolidadas no deben exceder los 400 m.

Manejo de las pruebas de produccin en superficie: Debe realizarse con las consideraciones de seguridad y respetando las distancias de seguridad establecidas por las normas internacionales.PRUEBAS DE FORMACION DISEOCondiciones Operativas:

El primer periodo de flujo deber ser lo ms corto posible y el cierre lo ms largo posible. Se sugiere 30 min. de flujo para reservorios con permeabilidades mayores a 100 md y 60 min. para permeabilidades menores a 100 md. Este periodo investiga la descompresin de la formacin. El segundo periodo de flujo debe investigar la formacin lo ms profundo que sea posible para detectar anomalas

PRUEBAS DE FORMACION CONCEPTOSUna columna de DST esta constituida por principios bsicos que determinan el tipo de Herramienta a utilizar y dnde localizarlas con referencia a otras.Para entender la base del DST es necesario tomar:

Presin de Formacin, PfPresin Hidrosttica, PhPresin del Colchn, PcDurante la fase de perforacin, Ph controla la Pf y este principio tambin debe aplicarse en la prueba del pozo.

PRUEBAS DE FORMACION CONCEPTOSUna columna bsica para la prueba de un pozo debe estar constituida por tubera de perforacin o produccin, que servir como medio de flujo a superficie manteniendo al mismo tiempo presin en el espacio anular formado por la columna y el revestimientoDado que la Ph y Pf deben mantenerse aisladas una de otra, es la razn del uso del empacador en el extremo inferior de la columna y la que est constituida por elementos sellantes de gomaPRUEBAS DE FORMACION CONCEPTOSPara que el pozo fluya es necesario:

PistonearCambiar el lodo de la columna por otro fluido de control que genere una Ph menor que la Pf.Colocar un colchn de fluido que genere una Ph menor que la Pf.El packer y la columna son los dos elementos bsicos para una prueba y podran ser necesarios slo ellos para una prueba simple; ms como la columna est llena de lodo, la presin hidrosttica del lodo no permitira que fluya el pozo.PRUEBAS DE FORMACION CONCEPTOSLa tercera presin que se debe tomar en cuenta es la delcolchn dentro de la columna y el tercer elemento del DSTque es la vlvula de fondo que se posesiona encima del packery cumple las siguientes funciones:

Permite el control del pozo con la proximidad de la formacin.Permite cerrar el pozo en el fondo para minimizar los efectos de almacenamiento.Permite aislar el colchn de la columna del fluido del pozoPermite realizar mltiple pruebas de la columna al descender la misma.EQUIPOS SUBSUPERFICIALES CONCEPTOSTubera para guiar elflujo a superficie Vlvuladel Probador paraControlar laFormacin

Packer para Aislar laformacinPresin delColchn, PcPresinHidrosttica, PhFORMACIONPRESION DEFORMACIONPfPRUEBAS DE FORMACION EQUIPOS SUBSUPERFICIALESCabeza de PruebaMesa RotativaRiserBOPCabezal de PozoDrill Pipe/TubingSlip JointsComandosHerramientas de PruebaPackerCaones TCPColumnaSuperiorColumnaInferiorLandingStringPRUEBAS DE FORMACION EQUIPOS SUBSUPERFICIALES

PRUEBAS DE FORMACION EQUIPOS SUBSUPERFICIALES

PACKERPositrive Packer:Packer recuperable.Opera moviendo la columna (girando, subiendo y liberando peso).Disponible para diferentes tipos de revestimientos Funcin:Aislar el fluido del anular con el de formacin.Soportar el peso de la columna.Bypass para minimizar el efecto de pistoneo.Hold Down Hidrulico :Evita o desanclaje del Packer Positrive durante trabajos de estimulacin/inyeccinCuando la presin de la columna excede la presin del anular, las cuas del Hold Down sern forzadas para fuera agarrado al revestimiento y manteniendo o packer asentado.Cuando la presin del anular excede la presin de la columna, se retraen las cuas.

TIJERA Y JUNTA DE SEGURIDADJAR y SJB :JAR, Martillo Hidrulico.SJB, Junta de Seguridad.OPERACION:Con movimiento de la columna.FUNCION:El Jar permite liberar a columna.La junta de seguridad permite desenroscar a columna.

JAR

SJBDGA

DGA : Porta Registradores, pudiendo almacenar hasta cuatro registradores de la familia UNIGAGE. BENEFICIOS : Registra Presin: Anular. Encima de la Vlvula de Prueba. Abajo de la Vlvula de Prueba.

DST PORT

DST PORT :Pressure Operated Reference ToolOPERACION:Con presin en el anular (1000 psi).FUNCION:Atrapar automticamente una presin de referencia en el PCT, eliminando la necesidad de recarga de nitrgeno.

PCTV :Pressure Controlled Tester Tool OPERACION :Presin en el anular (900 a 2000 psi). FUNCION :Probar la columna.Colocar un colchn.Controlar el pozo.Aislar la formacin cuando se controla o pozo.Cerrar el pozo en el fondo para Presin Esttica.PCTV- VALVULA DE FONDOTFTV

TFTV : TFTV (Tubing Fill Test Valve). FUNCION: Llenar la columna y probar con presin durante su descenso en el pozo. OPERACION: Por presin en el anular. Una vez roto el disco de ruptura no puede ser accionada nuevamente.MCVL

MCVL : Multicycle Circulating Valve with LookVlvula de circulacin. Puede ser trabada para evitar ciclos durante el descenso.Operacin :Aplicacin de presin diferencial de 500 psi entre el anular y la columna (06 y 12 ciclos).Funcin :Mantener la columna durante el descenso.Desplazamiento de colchones (Diesel, nitrgeno, etc.).Reversar los fluidos de formacin.Desplazamiento de fluidos para estimulacin o pr-pack.IRDV

IRDV : IRIS DUAL VALVE TOOL Es una vlvula de prueba fullbore compacta. Combina en una sola, la vlvula probadora (TV) y la vlvula de circulacin ciclave (CV). BENEFICIOS : Totalmente compatble con el DGA. Opera con pulsos de baja presin en el anular. Operacin independiente de desvio del pozo. No requiere utilizar Nitrogeno. Vlvula de circulacin con alta rea de flujo (1,56 pol. IRDV-A). Todas las operaciones de la herramienta son gravadas en la memoria para posterior lectura despus del trabajo. OPERACION : Por pulsos de presin en el anular. Capacidad de 12 ciclosSHRV

SHRV: Single-Shot Hydrostatic Overpressure Valve Vlvula de Circulacin Reversa. FUNCION: Reversar los fluidos de formacin. Controlar o pozo. Retirar a columna sin revalse. OPERACION: Por presin en el anular, una vez abierta no puede ser cerrada nuevamente.

SLIP JOINT

SLIP JOINT :Junta de Expansin de 1,5 m.FUNCION :Compensar la expansin o contraccin de la columna durante el flujo del pozo o estimulacin con cido.Mantiene el peso sobre el Packer.Facilita el balanceo de la columna en operacin con Sen Tree en sondas semi-sumergbles.

EQUIPOS SUPERFICIALESLos fluidos producidos durante las pruebas transitorias de presin son manejadas por instalaciones superficiales temporales. El equipamiento utilizado (aplicable a pozos exploratorios y de desarrollo) debe ser seguro, confiable y cumplir las funciones siguientes:

Control rpido de presin y caudal a las condiciones de flujo y cierre en superficie. Separar y medir con la mayor exactitud posible los fluidos producidos (agua, gas y petrleo). Recolectar muestras de los fluidos y slidos producidos Disponer los fluidos resultantes de la manera ambiental ms segura.PRUEBAS DE FORMACION EQUIPOS SUPERFICIALESEl equipo superficial estndar utilizado en pozos exploratorios y de desarrollo est constituido por:

Cabezal de Prueba Vlvula de seguridad Desarenador Manifold de Control Sistema de cierre de emergencia Calentador indirecto Separador Tanque de almacenaje de petrleo Bombas de transferenciaQuemadores y barreras de proteccin

PRUEBAS DE FORMACION EQUIPOS SUPERFICIALES

Cabezal de Prueba

Vlvula de SeguridadPRUEBAS DE FORMACION EQUIPOS SUPERFICIALES

Desarenador


SeparadorPRUEBAS DE FORMACION EQUIPOS SUPERFICIALES

Calentador

CalentadorPRUEBAS DE FORMACION EQUIPOS SUPERFICIALES

Tanque

Bomba


Quemador

PRUEBAS DE FORMACION DISPOSICION DE LOS EQUIPOS

PRUEBAS DE FORMACION DISPOSICION DE LOS EQUIPOS

PRUEBAS DE FORMACION SEGURIDADPor condiciones de seguridad, toda disposicin (Layout) de equipos superficiales para prueba de pozos debe cumplir con los siguientes requisitos:

La disposicin y espaciamiento de equipos debe estar de acuerdo con la clasificacin de zonas. Las conexiones elctricas requeridas para el equipo de pruebas (bombas, luminarias, etc.) deben ser seguras y probadas de acuerdo a los estndares de la industria. Las tuberas utilizadas para pozos de alta presin deben ser trabados o anclados. Debe ser identificado la direccin dominante de viento para orientar apropiadamente los venteos del separador y quemadores .PRUEBAS DE FORMACION ZONA CLASIFICADASEl sitio del pozo es clasificado en zonas o reas basadas sobre la probabilidad de que gases o vapores inflamables pueden estar presentes alrededor de una pieza especfica del equipo.Las zonas clasificadas siguientes son listadas de menor a mayor peligro de acuerdo a lo establecido por el Instituto Americano del Petrleo (API-64B).Zona 0Es definida como el rea o espacio cerrado donde cualquier sustancia explosiva o inflamable est continuamente presente dentro los lmites inflamables de una sustancia. El antepozo est clasificada en la zona 0.PRUEBAS DE FORMACION ZONA CLASIFICADASZona 1:Es definida como una rea donde cualquier sustancia explosiva o inflamable es procesada, manejada o almacenada durante las operaciones normales.

Se clasifican en esta zona:

Tanques de medicin de petrleoMotores elctricos de las bombasManifold de Controlrea prxima a la cabeza de pruebaPRUEBAS DE FORMACION ZONA CLASIFICADASZona 2:Es definida como una rea donde cualquier sustancia explosiva o inflamable es procesada y almacenada bajo condiciones controladas

Se clasifican en esta zona:

Separador de pruebaBombas de transferencia a diselCalentador indirectoTuberas o lneas de flujo PRUEBAS DE FORMACION ZONA CLASIFICADAS

PRUEBAS DE FORMACION DISTANCIAS RECOMENDADAS

EVALUACION DE POZOSANALISIS DE LA PRUEBASEl proceso de interpretacin de la prueba de un pozo puede ser entendido considerando el siguiente esquema:

EVALUACION DE POZOSANALISIS DE LA PRUEBASDe este modo, se puede establecer los siguientes problemas:Problema inverso: Teniendo I y O Obtener el Sistema (S) (Anlisis de la Prueba) Problema directo:Teniendo I y S Obtener el Output (O) (Simulacin Numrica)Por tanto, el anlisis de la prueba es una solucin de problema inversoEVALUACION DE POZOSANALISIS DE LA PRUEBASLas pruebas de flujo que se efectan en un pozo de gas pueden agruparse en dos categoras. La primer categora incluye las pruebas orientadas esencialmente a medir la capacidad del pozo. La segunda categora agrupa las pruebas diseadas para obtener las caractersticas del yacimiento.

Las pruebas orientadas a obtener las caractersticas delreservorio, denominadas pruebas transitorias de presinson las siguientes:

Pruebas de flujo (Draw Down)Pruebas de Restitucin (Build-Up)Pruebas de InyectividadPruebas de Decremento (Fallop)EVALUACION DE POZOSPRUEBAS TRANSITORIASPruebas a caudal constantepwf (t)piqttSuministroMedicinPruebas a presin constantepwf(t)

qttSuministro

Medicin

EVALUACION DE POZOSPRUEBAS TRANSITORIASPruebas de Restitucin (Build-Up)pwf(t)qtpitPruebas de Inyectividad

pwf(t)piqttEVALUACION DE POZOSPRUEBAS TRANSITORIASPruebas de Decremento (Fallop)qtpwf(t)pitEVALUACION DE POZOSANALISIS DE LA PRUEBASLas pruebas mas importantes diseadas para medir la capacidadde un pozo son las llamadas pruebas de Contrapresin

Pruebas de flujo tras flujo (flow after flow)

Pruebas Convencionales de Contrapresin)

Pruebas Isocronales

Pruebas Isocronales ModificadasPRUEBAS CONVENCIONALES Y FLUJO TRAS FLUJOPierce e Rawlins (1929) - Presentaron un tipo de prueba basada en una secuencia de perodos del flujo con caudales diferentes y un periodo de cierre final.TiempoTiempopfqq1q2q3q4pRpf1pf2pf3pf4PRUEBAS CONVENCIONALES Y FLUJO TRAS FLUJOPROCEDIMIENTO:

Se abre el pozo con un caudal definido hasta que la presin se estabilice.

Se espera la estabilizacin de la presin de flujo y luego se cambia el caudal

El proceso se repite.

Despus de realizar el nmero apropiado de modificaciones del caudal, se cierra el pozo.PRUEBAS CONVENCIONALES Y FLUJO TRAS FLUJOCOMENTARIOS:

La prueba comienza con el pozo cerrado.

La secuencia de modificaciones del caudal puede ser:

- Secuencia Normal: Caudal Creciente - Secuencia Inversa: Caudal Decreciente

Es prctica usual en las pruebas de capacidad de entrega el uso de la secuencia normal.

La secuencia inversa es recomendada para los casos de formacin de hidratos.PRUEBAS ISOCRONALESCullender (1955) - Present un tipo de prueba basada en una secuencia de perodos del flujo con caudales diferentes intercalados con perodos del cierreTiempoTiempopfqq1q2q3q4pRpf1pf2pf3pf41423411122233344pf55PRUEBAS ISOCRONALESPROCEDIMIENTO: Se cierra el por un tiempo necesario a fin de que la presin vuelva a la presin de reservorio.

Se abre el pozo para fluir con un caudal definido.

Despus de esperar un perodo mnimo de flujo (no requiere la estabilizacin de la presin del flujo), se cierra el pozo para esttica (excepto el ltimo flujo).

El proceso se repite

Despus de obtener un nmero apropiado de modificaciones de caudal, el ltimo es cambiado para un flujo ampliado a fin de obtener la condicin estabilizada.PRUEBAS ISOCRONALESCOMENTARIOS:

La prueba inicia con el pozo cerrado con una serie de caudales diferentes, intercalados de perodos del cierre.

La secuencia de modificaciones del caudal puede ser: - Secuencia Normal: Caudal creciente - Secuencia Inversa: Caudal decreciente

La prctica habitual en las pruebas de capacidad de la entrega el uso de la secuencia normal.

Los periodos de flujo para cada caudal no precisan ser igualesPRUEBAS ISOCRONALES MODIFICADASKatz (1959) - Propuso una modificacin en la prueba isocronal para una secuencia de perodos del flujo con caudales diferentes intercalados todos ellos con perodos de cierre con el mismo perodo del tiempo.TiempoTiempopfqq1q2q3q4pf1pf2pf3pf4pf55ps2ps3ps4ps1= pRPRUEBAS ISOCRONALES MODIFICADASPROCEDIMIENTO:

Se abre el pozo para el flujo con un caudal definido.

Despus de esperar un perodo definido de flujo (no hay necesidad de estabilizacin de la presin de flujo), se cierra para esttica por un periodo de tiempo igual al flujo (no hay necesidad de estabilizacin de la presin esttica)

El proceso se repite

Despus de obtener un nmero apropiado de modificaciones de caudal, se altera el caudal para un flujo prolongado a fin de obtener un rgimen del flujo estabilizado.PRUEBAS ISOCRONALES MODIFICADASCOMENTARIOS:

La prueba inicia con el pozo cerrado y siguiendo una serie de caudales diferentes, intercalados con perodos de cierre.

La secuencia de modificaciones del caudal puede ser:

- Secuencia Normal: Caudal Creciente - Secuencia Inversa: Caudal Decreciente

Es prctica habitual en las pruebas de capacidad de la entrega el uso de la secuencia normal.

Los periodos de flujo y cierre deben ser iguales PRUEBAS DE FLUJO INTERPRETACION METODO C-nRawlins y Scherlhard presentaron un mtodo basado en una relacin emprica entre el caudal y la presin:

Donde:PRUEBAS DE FLUJO INTERPRETACION METODO C-n

Se puede ver que en una grfica Log-Log se puede obtener una lnea recta con una pendiente 1/n

PRUEBAS DE FLUJO INTERPRETACION METODO C-n

- Determinacin del exponente nEl exponente n puede ser obtenido del inverso de la pendiente de la recta que pasa por los puntos de la pruebaO a travs de 2 puntos tomados de la recta:


Determinacin del coeficiente C

Grficamente extrapolando la recta hasta que:est leyendo directamente el valor de C en el eje de Q. Esto es: C = Q para


Determinacin del coeficiente C

Grficamente extrapolando la recta hasta que:y leyendo directamente el valor de C en el eje de Q. Esto es: C = Q para


Determinacin del AOF (Absolute Open Flow)Usando un valor obtenido de n y un punto cualquiera en la ecuacin de la recta

Puede ser obtenida grficamente por la extrapolacin de la recta hasta y leyendo diretamente

en el eje de caudal (Q) el AOF. Esto es:Q = AOF para


Conocidos los valores de n y C, calcular AOF por la ecuacin:Comentarios:Normalmente, para un rgimen pseudo-permanente, el exponente n varia de 0,5 (totalmente turbulento) a 1,0 (totalmente laminar).


De este modo, el exponente n nos da una indicacin del rgimen de flujo cerca del pozo: Cuanto ms prximo de 1,0 ms se aproxima al rgimen laminar Cuanto ms prximo de 0,5 ms se aproxima al rgimen turbulento Exponente n menor que 0,5 puede ser resultado de una acumulacin de lquido. Exponente n mayor que 1,0 puede ser resultado de una remocin de lquido del pozo o por una limpieza de la formacin (reduccin del efecto de pelcula). En prueba con secuencia de caudales decrecientes, un exponente n mayor que 1,0 puede indicar una lenta estabilizacin de la presin. PRUEBAS DE FLUJO INTERPRETACION METODO C-n

El valor del coeficiente de desempeo C depende del sistema de unidades empleado. Para altas permeabilidades, donde la estabilizacin es obtenida rpidamente, el valor de C no cambia significativamente con el tiempo. Para bajas permeabilidades, donde la estabilizacin demora en ser obtenida, el valor de C decrece con o tiempo.

El valor de C depende de la presin ( viscosidad y factor de desviacin del gas) y caudal

STRINGCliente:PetrobrasSection :DST / TCP STRINGCampo:CamamuTeste :DST /TCP # 1 (Case Hole)Poo:BAS-136Packer :POSITRIVE PACKER 9 5/8"Fornao:ITAIPESonda:PA-13Intervalo:1618-1624M / 1626-1628M / 1630-1635MData:5-May-02DIAGRAMA DA COLUNA DE TESTE DST/TCPPOSITRIVE PACKER 9 5/8"DST / TCP TFR 01DEPTHDATATOOLDESCRIPTIONO.D.I.D.THREADSLENGTHTOOLSMAXMAXTENSILETOOLGRADEInchesInchesMETERSMETERSTEMPTORQUESTRENGTHWEIGHTMESA ROTATIVADegFLBS x FTKLBLBSLB/FT1.00TOPBOTTOMCabea de Teste 10Kn/a3.004 1/2" IF Pin3.708.20-4.503507500490N/A5.002.254 1/2" IF Box x 3 1/2" EUE Pin0.44-4.50-4.06????????????????????Peso Total36,768.723 1/2" EUE Box-4.50Tubing 3 1/2" EUE3.502.991397.38????3200????367699.303 1/2" EUE Pin1,392.885.002.253 1/2" EUE Box X 3 1/2" IF Pin0.391,392.881,393.27???????????????????5 SeesPeso Total18,616.883 1/2" IF Box1,393.27Drill Collar 4 3/4"16058.83489307154.752.25140.00????99005201605947.003 1/2" IF Pin1,533.27(SHRV-FEA ????)3 1/2" IF Box1,533.27Vlv.de Circ. Reversa5.002.251.364254000400280N/ADisc:Pip Tag (Marca Radioativa)3 1/2" IF Pin1,534.631 Seo3 1/2" IF Box1,534.634 3/4" Drill Collar - 47 Lb/Ftno AR :4220.645594.752.2527.37????9900520364147.00Peso Total(Lbs) :3640.70955473283 1/2" IF Pin1,562.00(IRDV-AB ????)3 1/2" IF Box1,562.00Intelligent Remote Dual Valve (IRDV)5.002.256.873474000350920N/ADisc: N/A3 1/2" IF Pin1,568.87(DGA ????)3 1/2" IF Box1,568.87Porta Registrador5.002.253.003004000300920N/A3 1/2" IF Pin1,571.87(JAR-FEA ????)3 1/2" IF Box1,571.87Hydraulic Jar Open (JAR)5.002.252.583754000350419N/A3 1/2" IF Pin1,574.45(SJB-FAA ????)3 1/2" IF Box1,574.45Safety Joint (SJB)5.002.250.67425400034060N/A3 1/2" IF Box1,575.12( PIPK 9 5/8" ????)3 1/2" IF Box1,575.129 5/8" POSITRIVE Packer 43.5 - 53.5#9.602.252.76375400019134024-30Packer set @1,576.11mts.3 1/2" EUE Pin1,577.885.002.253 1/2" EUE Box X 2 7/8" EUE Pin0.391,577.881,578.27???????????????????2 7/8" EUE Box1,578.2702 tubos 2 7/8" EUE2.882.4418.39????2500????????????2 7/8" EUE Pin1,596.662 7/8" EUE Box1,596.66Sub de circulao ( Debris Sub )2.882.250.54????2500????????????2 7/8" EUE Pin1,597.2002 tubos 2 7/8" EUE2 7/8" EUE Box1,597.202.882.4417.83????2500????????????2 7/8" EUE Pin1,615.032 7/8" EUE Box1,615.03Cabea de Disparo BHF-C (Drop Bar)2.881.201.47240N/A2 3/8" Mod. Reg Pin1,616.502 3/8" Mod. Reg Box1,616.50Epaador de segurana4.50n/a1.89240N/A2 3/8" Mod. Reg Pin1,618.392 3/8" Mod. Reg Box1,618.39Canhes de TCP 4.5" 5 jatos por p4.50n/a6.00240N/AHYPERJET carga 51B2 3/8" Mod. Reg Pin1,624.392 3/8" Mod. Reg Box1,624.39Epaador4.50n/a2.00240N/A2 3/8" Mod. Reg Pin1,626.392 3/8" Mod. Reg Box1,626.39Canhes de TCP 4.5" 5 jatos por p4.50n/a2.00240N/AHYPERJET carga 51B2 3/8" Mod. Reg Pin1,628.392 3/8" Mod. Reg Box1,628.39Epaador4.50n/a2.00240N/A2 3/8" Mod. Reg Pin1,630.392 3/8" Mod. Reg Box1,630.39Canhes de TCP 4.5" 5 jatos por p4.50n/a5.00240N/AHYPERJET carga 51B2 3/8" Mod. Reg Pin1,635.39Fundo4.50n/a2 3/8" Mod. Reg Box0.101,635.391,635.49240N/ATeste presso revestimento 2600 psiPacker assentado @ :1,576.11MD (m):1576Stretch com pesoPresso no topo Liner .Difer prof vertical:0.00Pipe stretch Total (m):0.32Pmax Test.5,022.85psiTemp fundo approx. para calculos :165DegF.Pip Tag-Top Shot83.76mPipe stretch deu DC (m) :0.07Pmax Short.5,060.00psiHydrostatic Calculated Pressure :2422.84736304psi@ Prof. PackerExpanso/contrao da coluna por efeito de temperaturaPeso do Fluido :9ppgBoyance =0.86BHT Acido(degF)165.00Expanso (m) :0.29BHA:242.22mDC Tot.(Lb)=22257.59WHT(degF)68.00Contrao (Acido) (m):-0.35Calculos dos discos de rupturaPfundo p/ romperPsuperf p/ romperFerramentaTVD (m)Hidrosttica (psi)CdigoPmin(psi)Pmax(psi)Pmin(psi)Pmax(psi)IRDV-AB1,571.872413.45SHORT1,534.632356.27J4860506023602560PREPARADO EM (DATA)5-May-02VERSO (INICIAL/PRELIMINAR/FINAL)PROVISRIAObservaes:POR (NOME)G.SoaresREVISO N0.:BAS-136confirmar as informaes dos quadrantes com esta corVERIFICADO EM (DATE)APROVADO POR (NOME)POR (NOME)G.SoaresDATA ____/____/_____Representante Petrobras

Confirmar o peso lb/p do DPipe e colocar nesta colunaConfirmar o peso em lb/ft do Dpipe e colocar nesta coluna

pruebas de produccion

Documents