presentacion curso workover.pdf

1 Ing. Edelberto Hernández Trejos

Bucaramanga 8 y 9 de mayo 2008

Instructor :

Ing. EDELBERTO HERNÁNDEZ TREJOS


CONTENIDO

INTRODUCCIÓN

OPERACIONES DE WORKOVER COMUNES

TIPOS Y EQUIPOS DE WORKOVER (WORKOVER RIGS) Y

ESPECIFICACIONES.

TIPO DE UNIONES Y FLANGES

SARTA DE PRODUCCIÓN Y ELEMENTOS TUBULARES

LOGÍSTICA EN OPERACIONES DE WORKOVER

CORTADOR INTERNO DE CASING TIPO A-1S

JUNK MILL Y TAPER MILL, MODELOS A1

CUCHARAS DESVIADORAS

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CONTENIDO

ENSANCHADORES DE HUECO

JUNK BASKET SUB

RABO DE RATA Y DIE COLLARS “ DRILLING JARS ”

RASPADORES DE CASING

JUNTAS DE SEGURIDAD (SAFETY JOINTS)

SPEARS

KNUKLE JOINT

PRUEBAS DE REVESTIMIENTO (LEAK – OFF)

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CONTENIDO

OPERACIONES DE BACK – OFF. USOS. HERRAMIENTAS Y

PROCEDIMIENTOS

REPARACIÓN DE COLAPSOS. OPERACIÓN Y HERRAMIENTA

OPERACIONES DE PESCA DE CABLE (SANDLINE)

LIMPIEZA DE ARENA EN POZOS CON ARENAMIENTO CONTINUO

PRUEBAS DRILL STEAM TESTING. USOS. CABLES.

CONSIDERACIONES Y EQUIPO. OPERACIÓN.

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CONTENIDO

OPERACIONES DE SWABEO. HERRAMIENTAS. ENSAMBLE DE

HERRAMIENTAS. PROCEDIMIENTO. INFORMACIÓN.

GENERALIDADES SOBRE EMPAQUES Y RETENEDORES. FORMA

DE USO Y CLASES.

EMPAQUE PERMANENTE MODELOS “D” Y “DB”.

EMPAQUE PERMANENTE BAKER MODELO “DA”.

EMPAQUE BAKER MODELO “F-1. FB-1. FA. FAB. FA-1. FAB-1”.

EMPAQUE BAKER MODELO “KB”

EMPAQUE BAKER MODELO “SABL-3 Y SAB-3”

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CONTENIDO

EMPAQUE PERMANENTE EZ SV – DRILL

EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO R-3

EMPAQUE RECUPERABLE MODELO A-3 Y AL-2

EMPAQUES RECUPERABLES BAKER MODELOS MR-1, A-5, AD-

1, RTTS.

EMPAQUE RECUPERABLE BAKER FULL – BORE, MODELO C

MANEJO DE POZOS

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CONTENIDO

MECANISMO “J” DE LOS EMPAQUES.

TECNICA “OFF-BOTTOM” PARA COMPLETAMIENTO OFFSHORE

TECNICA DE REENTRADA (RE-ENTRY) PARA RECOBRO.

CAÑONEO A TRAVÉS DEL TUBING CON ΔP NEGATIVO.

HERRAMIENTAS JHONSTON PARA PRUEBAS DST

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CONTENIDO

ILUSTRACIONES ESQUEMÁTICAS DE TRABAJOS DE WORKOVER.

CEMENTACIÓN DE LINER CON HERRAMIENTAS “BROWN OIL

TOOLS”

PROCESOS DE COMPLETAMIENTOS DUALES Y TRIPLES.

TRABAJOS DE REPARACIÓN DE CASING CON “CASING PATCH”.

POWER SWIVEL Vs TOP DRIVES

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INTRODUCCIÓN

Con Workover se denomina una serie de trabajos, algunosde regular periodicidad, realizados a los pozos con el fin demantener su producción en valores más o menosconstantes. También se acostumbra dentro de este términoincluir los trabajos de completamiento o recompletamientodel pozo y estimulaciones.

Los problemas tratables o trabajables son los que a menudoexigen los trabajos de Workover, tales como problemas de laformación cerca al pozo, problemas de las perforaciones,liners rasurados y los problemas de equipos de producción.

10

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¿QUÉ SE NECESITA?

Se necesita la historia de producción del pozo al cuál sele planea hacer el Workover. Usando dicha historia sedebe diseñar el trabajo a realizar en forma lógica ytratando siempre de ahorrar al máximo el tiempo deequipo (taladro) necesario para tales operaciones paraasí minimizar costos.

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OPERACIONES COMUNES DE WORKOVER

a) Lavado de arena

b) Empaquetamiento con grava.

c) Cañoneo y/o recañoneo.

d) Reparación de colapsos.

e) Taponamiento de rotos en el Casing y búsqueda de los mismos.

f) Pruebas DST.

g) Lavado de perforaciones.

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h) Operaciones de swabeo.

i) Acidificaciones.

j) Fracturamiento.

k) Corrida y cementación de liners.

l) Squeezes.

m) Cambios de bombas de subsuelo, cambios de válvulas de

gas lift y cambios de varillas.

n) Operaciones de pesca (tuberías, cables, llaves, conos,

empaques y/o cuñas, etc.).


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ON SHORE WORKOVER RIGS


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OFF SHORE WORKOVER RIGS


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ESPECIFICACIONES API DE ALGUNOS FLANGES

DIAM.OD.

FLANGES ESPESOR Nº HUECOS

TORNILLO

DIAM. × LONG.SERIE RING

6 × 2000 14 2 3/16 12 1 × 7 3/8 600 45

10 × 2000 20 2 13/16 16 1 1/4 × 9 1/4 600 53

12 × 2000 22 2 15/16 20 1 1/4 × 9 1/2 600 57

16 × 2000 27 3 5/16 20 1 1/2 × 10 3/4 600 65

20 × 2000 32 3 7/8 24 1 5/8 × 12 1/4 600 73

6 × 3000 15 2 1/2 12 1 1/8 × 8 3/4 900 45

10 × 3000 21 1/2 3 1/16 16 1 1/8 × 10 900 53

12 × 3000 24 3 7/16 20 1 3/8 × 3/4 900 57

16 × 3000 27 3/4 3 15/16 20 1 5/8 × 12 1/4 900 66

20 × 3000 33 3/4 4 7/8 20 2 × 15 1/4 900 74


ESPECIFICACIONES API DE ALGUNOS FLANGES

DIAM.OD.

FLANGES ESPESOR Nº HUECOS

TORNILLO DIAM. ×

LONG.SERIE RING

6 × 5000 15 1/2 3 5/8 12 1 3/8 × 11 1/4 1500 45

10 × 5000 23 4 11/16 12 1 7/8 × 14 3/8 1500 53

12 × 5000 25 1/2 5 7/16 16 2 × 16 1500 57

14 × 5000 29 1/2 5 7/8 16 2 1/4 × 18 1500 65

9 × 2000 49

9 × 3000 49

11 × 3000 53


FORMAS COMUNES DE ESPECIFICAR ELEMENTOS TUBULARES Y ADITAMENTOS USADOS EN ÁRBOLES DE NAVIDAD

Válvula de compuerta de 4” x 2000, flanchada

Válvula de compuerta de 4” x 2000, roscada.

Válvula de bola de 4” x 2000, flanchada.

Válvula de Mariposa de 6" x 2000, flanchada.

Válvula de Tapón (plug) 4” x 2000, flanchada.

Cruz de espárragos de 3 x 2”, serie 600.

Codo de 90 o, serie 600 2” x 1”, roscado.

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FORMAS COMUNES DE ESPECIFICAR ELEMENTOS TUBULARES Y ADITAMENTOS USADOS EN ÁRBOLES DE NAVIDAD

Codo de 450 , serie 600 2” x 1”, roscado.

Tapón ( Bull plug) de 2” x 3000.

Te de salidas rascadas 2" x ½” x 1”, serie 600.

Tapón de cabeza hexagonal 2” de alta.

Tapón de cabeza redonda.

Unión universal de 2” x 3000, salidas roscadas.

Ye (Y) roscada de 1” x 200.

Ye (Y) flanchada de 3” de alta.

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FORMAS COMUNES DE ESPECIFICAR ELEMENTOS TUBULARES Y ADITAMENTOS USADOS EN ÁRBOLES DE NAVIDAD Cruz roscada de 3” x 3” x 2000 psi.

Cople roscado de 2” x 2000.

Espárragos de ½ ” x 10”.

Tornillo (bolt) de ½ ” x 10”.

Stud bolt de ½ x 10”.

Tornillo (bolt) de 1/2" x 10".

Stud bolt de 1/2"' x 10".

Tuerca (Nut) de 1/2" de alta.

Niple de 4" roscado de alta.

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ALGUNAS SARTAS DE PRODUCCION USADAS Y ELEMENTOS TUBULARES

SARTA DE VARILLAS TIPICA (Bombeo mecánico)

Bomba de subsuelo + Varillas de ¾” + Varillas de 7/8 ” + Varillas de 1”

SARTA DE PRODUCCION PARA BOMBEO MECANICO

Tapón de 2 7/8 “ + Tubo de 2 7/8 “ + Ancla de gas (tubo ranurado) + Niplesilla + Tubos de 2 7/8”

SARTA PARA GAS LIFT

Tubo campana o tubo ranurado corto + Empaque (puede ser modelo G) + Niplesilla + Tubo de 2 7/8” + Mandril para gas Lift + 8 Tubos de 2 7/8” + Mandril + Tubería de 2 7/8”

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TIPOS DE UNIONES DE TUBERIAS USADAS EN WORKOVER

UNION TIPO EQUIVALENCIA

3 ½ Reed Wide Open

(RWO)

3 ½ IF

4 ½ SH

4 Reed Wide Open

4 ½ XH

5 Double SL

5 ½ MO

NC – 46

4 IF

4½ Reed Wide Open

4 ½ IF

5 XH

NC- 50

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OTROS TIPOS DE UNIONES DE TUBERIAS

Tubing 2 7/8 (RWO) ID, COPLEOD, COPLE,

pulgadas

2, 7/8, RWO 2 7/16” 4 1/8

2 7/8 REED OPEN

HOLE2 7/16” 3 ¾

2 7/8 AMERICAN OPEN

HOLE2.151” 3 7/8

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CONEXIONES DE KELLYS COMUNES

DIAM.

(Pulg)

UNION SUP.

( Izq.)

UNION

INF

PESO

(Lbs)

LONG.

(Pies)

3 ½ 4 ½ Reg. 3 ½ IF 1.320 40-46

4 ¼ 6 5/8 Reg. 4 ½ IF 1.820 40-46-54

5 ¼ 6 5/8 Reg. 5 ½ FH 2780 40-46-54

6 6 5/8 Reg. 6 5/8

Reg.

3.700 40-46-54

CUADRADAS

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Ing. Edelb

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HEXAGONALES

DIAM.

(Pulg)

UNION SUP.

(Izq.)

UNION

INF

PESO

(Lbs)

LONG.

(Pies)

3 ½ 4 ½ Reg. 2 7/8 IF 1.200 40-46

4 1/4 6 5/8 Reg. 3 ½ IF 1.740 40-46-54

5 ¼ 6 5/8 Reg. 4 ½ IF 2.550 40-46-54

6 6 5/8 Reg. 5 ½ IF 3.040 40-46-54

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LOGISTICA DE OPERACIONES EN ALGUNOS TRABAJOS A POZOS

Identifique el pozo y

profundidades correctas

Descargue el pozo hasta que muera

Llenar con un buen fluido de

completamiento

Instalar preventoras de varillas

Sacar varillas y bombas

Llenar el pozo

Retirar el árbol de navidad e instalar

BOP’S5

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Sacar la sarta de

producción

10

Va a estimular

¿Pudo

llegar a

fondo

Con la

broca?

Posible colapso o

Pescado.

NO

Cañonee o recañonee si

es necesario.

Saque raspador y/o

tuberías.

SI

11

7

Baje con broca y

raspador correcto +

tuberías

conejeadas y

medidas

5

NO

SI

Bajar raspador y

dejar limpio.

¿Va a

lavar

arena?


Acidificar

Baje tuberías + empaques +

Niplesilla para aislar el

intervalo

12

Fracture

Deje relajar presión

hasta cero sin

Backflow

Circule en reversa

por debajo del

empaque, no por

encima

Swavear el

pozoChequear el índice J. Matar el pozo.

Saque sarta de

trabajo.

Baje sarta de producción.

¿Fracturar?

11

No

30

Ing. Edelb

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12

Llene el pozo con

un buen fluido.

Baje tubería con empaque y

niplesilla (intervalo aislado).

Acidificar.Déle remojo si usa

retardados.

Circule en reversa. Swabear.

Ponga el pozo en

producción.

Calcule ¨J¨.

Mate nuevamente el

Pozo.

Saque tubería de trabajo y

Empaque.

Baje sarta de producción

y quite BOP¨S.

Instale el árbol

de navidad.

Pruebe bomba de subsuelo en

superficie (Si es bombeo mecánico).

Instale preventora de varillas y

baje bomba.

Pruebe con 100 Psi la

bomba en el fondo.Ponga el pozo en

producción.31

Ing. Edelb

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7

Baje con raspador y

broca a fondo, para

chequear colapso

¿Pudo llegar

A fondo?10

nosi

Saque cuello

dentado.

Baje liner rasurado y

Empaquete con

grava.

Baje con washpipe de 1¨ y

toque fondo de liner.

Saque la washpipe. Bajar

sarta de producción.

Circule en reversa desde el

fondo del liner y lave posible

arena. Chequee el

empaquetamiento.

Bajar con cuello dentado

hasta fondo con tubería

conejeada y medida,

Lavando en reversa o directa

32

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

10Baje bloque de

impresión¿Colapso?

no

PescarBaje raspador a fondo

¿Casing roto?50

si

Continúe

operaciones.

si

30

40

Haga prueba

de Casing

33

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

30

Baje con

raspador a

fondo.

50

40

Baje con raspador y

broca, limpie y seque.

Hay

rotos?

Continúe

operaciones

si

no

40

Repare colapso con

Tapper Mill en tamaños

progresivos de

diámetro.

Haga squeezes y/o

tapones.

Haga prueba de

inyección y/o

seca.

34

Ing. Edelb

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ndez Trejos

CORTADOR INTERNO DE CASING TIPO A-1S Este tipo de cortador interno se utiliza siempre y se usa con

el spider y el elevador correspondiente. Corta elrevestimiento en forma correcta y radial.

Generalmente se establece de antemano la profundidad alas cuales se va a cortar Casing. Este tipo de cortador reducelos problemas de cortes al azar y los problemas derevestimientos concéntricos.

La herramienta tiene mayor variedad de tamaños decuchillas que cualquier otra herramienta.

Al situar la herramienta a la profundidad, las cuchillas seexpanden hidráulicamente por simple presión de bomba.

35

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¿CÓMO SE HACE EL PROCESO?

Se procede a rotar la sarta para hacer el trabajo decorte.

Las cuchillas son de carburo de tungsteno y tienen unabuena durabilidad.

El procedimiento requiere hacer todos los cortesuno inmediatamente después de otro, sosteniendodesde el principio el Casing con el spider y las safetyclamps, luego se baja a pescar con spear y así irrecuperando trazos de Casing ya cortados hastarecuperarlo todo.

La diferencia de cortar con esta herramienta es launiformidad en el corte, comparándolo con los corteshechos con explosivos.

36

Ing. Edelb

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ndez Trejos

CORTADOR INTERNO DE CASING

37

Ing. Edelb

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38

JUNK MILL

Junk Mill Con Conexión Pin Regular Y Con Cuello De Pesca

TAPER MILL

Taper Mill Con Conexión Pin Regular Y Con Cuello De Pesca

Ing. Edelberto Hernández Trejos

39

ROUND NOSE MILL

Round Nose Mill Con Conexión Pin Regular Y Con Cuello De Pesca


JUNK MILL Y TAPER MILL, MODELOS A1 Los Tapper Mills son usados para limar o moler tubería

dañada que ha quedado como pescado entre el pozo. Laherramienta es fabricada de aleación especial de acero paralarga duración, dureza y abrasión.

Su forma punteada lo hace muy versátil para la pesca.También para abrir ventanas en el Casing cuando se desea.

Por otro lado los Junk Mill son comercializados en dos tipos,el regular (para moler conos principalmente) y el HeavyDuty.

La operación de reparar colapsos con el Tapper Mill amenudo requiere ir cambiando el tamaño de éste, iniciandocon tamaños pequeños.

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Ing. Edelb

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ndez Trejos

TIPOS DE JUNK MILLS

41

Pin Connection

Wear Pads(optional)

Fluid Courses

Sintered -Tungsten carbide

Full circulation Ports

Fishing Neck

FLAT BOTTON TYPE



42

Fishing Neck

Full circulation Ports

Wear Pads(optional)

Pin Connection

Fluid Courses

Blades, dressed withSintered -Tungsten carbide

BLADE TYPE


FISHING WITH JUNK MILL

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CUCHARAS DESVIADORAS (WHIPSTOCKS) Es una cuña inclinada colocada en el pozo para forzar la

broca de perforación para que perfore en una direccióndiferente del eje del pozo. La cuchara debe tenersuperficies fuertes de acero para lograr que la brocaperfore de manera preferencial a través del Casing o laroca, en vez de la cuchara.

Las whipstocks pueden orientarse en una direcciónparticular si se necesita, o colocarlas en el fondo de unpozo sin cuidar de la dirección en que estén orientados.

44

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Ing. Edelb

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ndez Trejos

CUCHARAS DESVIADORAS (WHIPSTOCKS) La mayoría de las whipstocks se

colocan en el fondo del pozo oen la parte superior de untapón de cemento de altaresistencia, pero algunos secolocan en el hueco abierto.

Esta herramienta se utiliza paraperforación direccional,cambiar la orientación delpozo, el enderezamiento dehuecos curvados o paraSidetraking.


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WHIPSTOCKSLas whipstocks consisten de 2

secciones principales:

La sección inferior esllamada ancla, ésta tiene unmecanismo que colocafirmemente sus cuñas de talmodo que la cuchara no semueva.

La otra sección es lacóncava, que es diseñada detal modo que la caracóncava y su forma alargadadirija las brocas o Mills.


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EXISTEN SEIS (6) TIPOS DIFERENTES DE CUCHARA:

1. Collar Trip W/Hinge: Usado para abrir ventanas enCasing.

2. Bottom Trip W/Hinge: Usado igual que el BottomTrip.

3. Bottom Trip Without Hinge.

4. Cement Type: Usada para perforación direccional.

5. Section Type: Usado debajo de sartas de Casingpero en hueco abierto.

6. Section Without Hinge: Este tipo debe ser usadoen fondo sólido, tal como retenedores.

48

Ing. Edelb

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TIPOS

1 2 3 4 5 6

49

Ing. Edelb

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ENSANCHADORES DE HUECO“UNDERREAMER”Esta herramienta tiene una punta en su parte inferior y enla parte superior la conexión en pin, desarrolladas paracortar hueco en forma rápida en cualquier tipo deformaciones.

Posee dos (2) patas y en cada una un cono de corriente,que sirven para ensanchar el hueco. Para cambiardiámetros de hueco o ensanchar.

La punta de la herramienta generalmente es calzadacon diamante para hacerlo más resistente.

50

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

UNDERREAMER

51

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

UNDERREAMER

52

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ENSANCHADORES DE HUECO

Esta herramienta es corrida entre el pozo hasta laprofundidad deseada y las patas cortadoras se abren porefecto de la presión de bomba. Terminado el trabajo separa el bombeo y la herramienta se saca del pozonormalmente.

Las patas cortadoras son de fácil y rápido cambio cuandose desea. Además, las patas abren y cierran dentro delpozo sin necesidad de sacar la herramienta.

Muy semejante a esta herramienta es el ensanchadordual.

53

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JUNK BASKETS SUB

Esta herramienta es usada para recoger pedazos de chatarra

que quedan en el fondo del pozo procedentes de dientes de

broca, pedazos de cono, pedazos de empaques u otros residuos.

Se suministra como Full Strength (Máxima resistencia) para

trabajo duro, por este motivo la camisa exterior no va soldada

sino enteriza.

Esta herramienta generalmente se corre entre el pozo encima

de una broca, Junk Mill o Tapper Mill.

La operación de pesca con esta herramienta se basa

simplemente en ir moliendo la chatarra y al mismo tiempo

bombeando y parando de bombear.

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ndez Trejos

REVERSE CIRCULATION JUNK BASKETS

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ndez Trejos

TAPER TAPS Y DIE COLLARS

Son herramientas demasiado simples en su

construcción, pero muy efectivas en operaciones de

pesca principalmente para tuberías.

Sus dientes generalmente maquinados en “V” y en

forma rústica permiten un agarre efectivo y penetrar

bastante entre el pescado. Ambas herramientas

permiten circular mientras está operando.

57

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TAPER TAPS Y DIE COLLARS

58

DIE COLLARS TAPER TAPS


TAPER TAPS


DIE COLLARS


LI-DAILEY DRILLING JARSCon el nombre de martillos (JARS) se distingue la herramientaque se utiliza en las sartas con el fin de acelerar el impacto ocrear impacto a la sarta, así se logra tensionar fuerte la misma.Esta se usa cuando la tubería está pegada, en operaciones depesca.

Las Drilling Jars se pueden usar en la sarta y rotar todo eltiempo (sartas de perforación )

El Fishing Jars se usan o se baja solamente con sartas depesca.

Se fabrican dos tipos: Mecánico e Hidráulico. Para usarlos enconjunto se recomienda colocar el mecánico inmediatamentedebajo del hidráulico y juntos.

61

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

62

Polished Steam

Upper Packing Body

Jay Steam

Jay Rollers

Spring Steam

Torque Spring

Wash pipe

Lower Packing Body

Lower Connector

Barrel

Upper connector

DRILLING JAR MECANICO Ing. Ed

elberto H

ernánd

ez Trejos

Spline Mandrel

Up Anvil

Hammer

Down AnvilFlow Mandrel

Upper Pressure Position

Triggering Valves

Lower Pressure Piston

Wash Mandrel

Balance Piston

Piston StopBalance Housing

Pressure Housing

Connector Housing

Spline Housing

HIDRAULIG DRILLING JAR


ANÁLISIS DE CASO TIPO Martillo tipo: Li-Drilling Jars

Upstroke: 90000 Lbs

Dowstroke: 40000 Lbs.

Operación: Perforación

Peso de Dril Collars encima del martillo: 10000 Lbs.

Peso sobre la broca: 160000 Lbs.

Peso de Drill Collars debajo del martillo: 40000 Lbs.

Peso sobre la broca: 30000 Lbs.

Peso Total de la sarta ( BHA ) 10000 + 40000 = 50000 Lbs.

64

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Ing. Edelb

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ndez Trejos

Con las condiciones anteriores al colocar sobre la broca

30.000 Lbs. de peso el martillo no se disparará hacia

abajo, pues se dispone de 40. 000 Lbs. ( 10.000 extras)

para aplicar sobre la broca y no al martillo.

Al sacar la tubería se estará aplicando 40.000 Lbs. de

tensión al martillo, con lo cual no se disparará hacia arriba

(40000<90000).

Si la sarta anterior se quedara pegada entre el hueco y

una posición por debajo del martillo; la operación del

martillo para golpear hacia arriba y hacia abajo requerirá

de lo siguiente:

65Ing. Edelberto Hernández Trejos

Para golpear hacia arriba: Tensionar las tuberías hasta

que el indicador de peso marque 160.000 + 10.000 +

90.000 = 260.000 Lbs.

Para disparar hacia abajo: Bajar la sarta para colocar

peso que el indicador (Martin-Decker) muestre un valor

de 160.000 + 10.000 - 40.000 = 130.000 Lbs.

Los martillos que solo golpean hacia abajo se les conoce

como BUMPERS SUB .

En otras ocasiones las pegas ocurren arriba del martillo

de este modo la herramienta no trabajará.

66

Ing. Edelb

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ndez Trejos

RASPADORES DE CASING (SCRAPER) Esta herramienta es utilizada en Workover para

remover obstrucciones de las paredes internas delCasing, y para calibrar este antes de bajar empaques.

La construcción de la herramienta permite trabajarlobien sea con rotación ó con reciprocación.

Generalmente se corre con la caja hacia abajo y si sedesea se coloca debajo de él una broca, por razonespracticas se recomienda en forma general que setrabaje reciprocándolo únicamente.

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Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

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CASING SCRAPER

Top Sub

BottomSub

Blade

Body

WashPipe

Support Sleeve


BOWEN SAFETY JOINTS

Se componen de dos (2) piezas desenroscables.

Transmite el torque total en cualquier dirección y

puede soportar peso y tensión.

Externamente la parte inferior es conexión en pin y

la superior en caja.

69

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

BOWEN SAFETY JOINTS

Cuando se está entre el hueco y se desea soltar

simplemente, se gira la tubería a la izquierda, se sostiene el

torque y se le pone peso hasta que revienta.

Para volver a enroscar, se baja hasta que las dos(2)

secciones hagan contacto, se aplica un poco de peso, se rota

a la izquierda una o dos vueltas, y finalmente se rota hacia la

derecha hasta que el torque incremente

considerablemente, probando así que están agarradas las

dos secciones.

71

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

BOWEN RELEASING SPEARS TIPO ITSO

Esta herramienta es muy usada para pescar internamente

tuberías, generalmente drill pipe y tubing.

Se compone principalmente de un mandril, una grapa, un

ring y una tuerca.

La conexión del mandril o tope de la herramienta posee

roscas API, como se desee. Por su parte la tuerca puede ser

tipo bola o de Pin.

72

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

RELEASING SPEARS


OPERACIÓN Para ensamblar la herramienta atornille la grapa dentro

del mandril girándola hacia la izquierda. Deslice ointroduzca el ring por la parte inferior del mandrilhacia arriba y coloque la tuerca asegurando así la grapa.

Antes de bajar la herramienta entre el pozo atornille lagrapa hacia abajo contra el ring, tan abajo como seaposible.

Para agarrar el pescado cuando el spear ha llegado ala profundidad deseada, se rota la tubería a la derechapara mover el mandril una vuelta completa hacia laizquierda.

75

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Consecutivamente se tensionará la sarta quedando el área

externa de la grapa agarrando la pared interior del pescado.

Para soltar el spear golpear hacia abajo la sarta y luego rotar

dos o tres vueltas hacia la derecha.

Finalmente se tensiona la sarta quedando libre el spear.

Existe además los spear de circunferencia total (Full circle)

el cual contiene cuñas en toda la circunferencia lo que da

mayor área de agarre.

76

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

FUNCIONAMIENTO SPEARS

77

Ing. Edelb

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ndez Trejos

Ing. Edelb

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KNUCKLE JOINTS

Este tipo de herramientase usa para pescar enpozos donde el pescadoesta escondido entrecavernas, debajo depuentes o en pozosentubados cuando elCasing es grandecomparado con la tuberíaa pescar.


La secuencia normal

es junta de seguridad,

Bumpers-sub, drilling

jars, y knuckle joint.


PRUEBA DEL REVESTIMIENTOCASING LEAK-OFF

Estas se realizan:

Después de haber hecho reparaciones de colapsos conTaper Mill donde pudo haberse roto el Casing.

En pozos viejos, donde pueden existir rotos poravanzada corrosión.

La prueba del Casing se puede realizar por intervalosaislados usando un retenedor y un empaque recuperable.

80

Ing. Edelb

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PRUEBA DEL REVESTIMIENTOCASING LEAK-OFF El método consiste en sentar el empaque recuperable lo

más abajo posible y presionar bombeando por entre la

tubería con presiones de 500 a 2000 psi.

Se presionan unos 5 o 10 minutos y se observa si la presión

se mantiene o no. En esa misma posición sin desasentar el

empaque, pero después de liberar la presión, se presiona

por el anular para chequear el intervalo que queda encima

del empaque recuperable hacia arriba hasta chequear todo

el Casing e identificar todos los rotos.

81

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

OPERACIONES DE BACK – OFF

Con este nombre se conoce la operación de recuperar

tuberías que han quedado pegadas entre el pozo.

Existen dos formas de hacerlo:

Mecánico: Requiere de la experiencia del operador y se

puede hacer en hueco abierto o entubado.

Convencional (string shot): Requiere para su realización el

uso de la unidad de wireline (camión), barras de pesos,

varillas metálicas y cuerdas explosivas (prime-cord).

82

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

PROCEDIMIENTO

1. Ubique el sitio exacto donde realizará el back-off. Serála unión entre dos tubos cualesquiera a unaprofundidad determinada.

2. Prepare el número de cuerdas de prime-cord que va autilizar, generalmente dos o tres cuerdas y amárrelas ala varilla metálica.

3. Conecte la varilla metálica al CCL y éste al cable(wireline).

4. Baje el conjunto anterior entre las tuberías que estánentre el pozo hasta la profundidad que ya se hadefinido; teniendo cuidado de colocar el centro de lacarga al frente de la unión por donde se deseadesenroscar (usando el CCL).

83

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

5. Establezca el número de vueltas (torque) a la izquierdaque va a usar para iniciar el back-off, generalmente seusa de 3/4 a 1 vueltas por cada 1000 pies; si fuera back-off mecánico.

6. Coloque la tubería en el peso normal.

7. Con la rotaria o con llaves, gire la tubería a la izquierdaun número de vueltas igual al que previamente estimó ysostenga dicho torque.

8. Cierre el circuito en el camión con lo cual las cuerdasharán explosión en el fondo, notándose inmediatamenteen superficie que el torque se ha liberado (las llaves sehan soltado).


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

9. Si se notó que las llaves se aflojaron, esto indica que hubo

éxito y que la tubería se desenroscó correctamente.

10. Si no se notó que las llaves aflojaron (el torque se

mantuvo), será necesario repetir la operación con mas

cuerdas o mas torque inicial.

11. Muchas veces y generalmente en perforación, esa

operación requiere trasmitir el torque todo el tiempo, de

lo contrario, el torque se quedara en los primeros tubos

de arriba ocasionando que al hacer la explosión la tubería

no desenrosque y peor, en otros casos se desenrosca por

donde no se desea.


EJEMPLO DE ILUSTRACIÓN

Supongamos el caso de un back-off a 10.000 pies de una tubería que pesa 220 000 Lbs.; para lo cual se puede hacer lo siguiente:

1. Tensión máxima 300.000 Lbs.

2. Tensión mínima 250.000 Lbs.

3. Número de cuerdas 4 (prime - cord)

4. Número de vueltas (torque) 3/4 x 10 ≈ 7

86

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

PROCESO

1. Bajar las cuerdas y el cable hasta los 10.000 pies (frente a la Unión).

2. Tensionar hasta 300.000 Lbs.

3. Gire dos vueltas a la izquierda y sostenga el torque.

4. Baje la tubería hasta 250.000 Lbs.

5. Levante hasta 300.000 Lbs.

6. Baje hasta 250.000 Lbs.

7. Repetir hasta que el torque afloje.

87

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

8. Coloque otras dos vueltas a la izquierda y transmite el torque

tensionando y bajando la tubería en estos rangos hasta que

el torque afloje.

9. Continúe hasta obtener las 7 vueltas diseñadas.

10. Cierre el circuito y haga la explosión con lo cual el torque

liberara totalmente.

11. Debe aclararse que operaciones de back-off el uso de

demasiada carga puede dañar las uniones de las tuberías

además cuando se esta transmitiendo el torque nunca se

debe bajar la tubería al peso normal pues se desenroscara

fácilmente y de pronto por un sitio no deseado.


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

REPARACIÓN DE COLAPSOS

Para esta operación en forma

general se requiere de las

siguientes herramientas:

Taper Mill

Uno o dos Drill-Collars

Tuberías (tubing o drill pipe), no es

muy recomendable el uso de tubing

EUE, es mejor usar working tubing.


PROCESO

1. La operación consiste en bajar una sarta conformada

por el Taper Mill, Drill Collars y tuberías .

2. Después de situar el Taper Mill sobre el colapso se

procede a colocar rotación a la sarta lentamente (60 a

80 RPM) y a la vez colocándole peso de 200 a 1.000

Lbs.

3. Superado el colapso sacar la sarta y bajar con la mismasarta con el raspador (Casing Scrapper) para verificarque este pase libremente por el sitio del colapso.

90

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

4. Para comprobar si no hace falta corregirlo aun más; es

necesario bajar con otro Tapper Mill de mayor diámetro y

repetir la operación cuantas veces sea necesario a través

del sitio del colapso.

5. Por otro lado, no se hace mención acerca de circular el

pozo mientras se repara el colapso, debido a que muchos

pozos no retornan el fluido bombeado (generalmente

agua). Debe recordarse además que el imán o magnetos

no atraen el tungsteno, solamente recogen partículas o

limaduras de Casing (acero).


ANOTACIONES

Cuando el Flat-bottom Junk Mill se usa para reparar

colapsos, en muchos casos deteriora más el Casing,

pues lo desgarra.

Cuando se reparan colapsos generalmente queda roto

el Casing.

92

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

OPERACIONES DE PESCA DE CABLE (SANDLINE)

Es necesario tener en cuenta la resistencia a la tensión que

resiste la línea sandline.

Generalmente esta línea se revienta estando dentro de la

tubería tubing y en raros casos entre el Casing (de donde es

mas difícil pescarlo).

Existen dos clases de pescadores de cable o arpón para tales

operaciones como son el externo y el interno, los cuales se

pueden bajar con varillas (pumping rods) o tubería.

93

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

OPERACIÓN

La operación de pesca consiste en bajar el arpón hasta donde

encuentre obstáculo.

Colocar de 200 a 1.000 Lbs.

Rotar un poco a la derecha la sarta hasta obtener torque, sostener

dicho torque y sacar la sarta, la cual contendrá la punta del cabe.

Tomar la punta del cable y asegurarla con otro o una manila.

Pasar esta por una polea de la corona de la torre y finalmente

recuperar el cable.

94

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Aunque la operación parece sencilla, a veces es bien difícil lapesca y entonces será necesario sacar el tubing para poderrecuperar la punta del cable.

Es bueno tener presente que para poder enganchar el cableen el arpón (si este es el tipo externo), se debe tener o dejarcapacidad para que los ganchos pasen por delante del cable,es decir que se cumpla.

95

(OD) arpón

(OD) cable

(ID) tubería

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

LIMPIEZA DE ARENA EN POZOS CON ARENAMIENTO CONTINUO

La producción de arena en pozos productores y también

en los pozos inyectores, es un problema permanente en la

industria del petróleo.

En forma general se usa la limpieza de arenas en el caso

en que se va a hacer un control definitivo del arenamiento

usando liners ranurados.

96

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

LIMPIEZA DE ARENA EN POZOS CON ARENAMIENTO CONTINUOExisten varios métodos de limpieza de arenas cada uno con sus

correspondientes consideraciones, ventajas y desventajas.

Uno de esos es el método de circulación, el cual puede ser en

directa o en reversa según el caso. Una forma de hacerlo en

forma lógica puede ser la siguiente:

a. Bajar con el cuello dentado que tenga un diámetro externomenor que el diámetro interno del Casing. Este cuellodentado se baja con tubería tubing o drill pipeúnicamente. Esta sarta se baja hasta el tope de arenas(obstáculo).

97

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

PROCEDIMIENTO

b. Empezar a circular bombeando agua o un fluido quetenga mas capacidad de arrastre pero compatible conla formación (para no causar daño) y al mismo tiempoque la arena se va levantando arrastrada por el fluidose va bajando la sarta.

c. Se continua realizando esta operación hasta laprofundidad deseada o hasta que no salga masretorno de arenas en superficie.

98

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Ing. Edelb

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ndez Trejos

d. Si el liner es muy estrecho es recomendable hacer la

circulación en reversa, pues la arena puede sedimentarse en

el espacio anular y pegarse a la tubería. Un ejemplo de este

caso es trabajar con sarta de lavado de 1 1/4" entre un

liner de 2 7/8”.

e. Si durante la operación de lavado de arenas se observa

retornos de arcilla y sobre todo cuando ya se ha alcanzado el

fondo, es muy posible que existan rotos en el Casing que

deberán remediarse.

f. Si durante la operación de lavado no se obtiene retorno de

fluidos; es decir, el pozo se toma todo el fluido bombeado a

alta rata, este procedimiento de limpieza por circulación

deberá cambiarse por los métodos de bomba.


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

g. Si el pozo retorna algo del fluido bombeado, es decir, no

retorna totalmente; se puede pensar que esta tomando

por las perforaciones o existe un roto en el Casing:

muchas veces el pozo no toma sino en el momento en

que se destapan las perforaciones, pues el cuello

dentado ha retirado las arenas que las mantenía

taponadas.

h. De todas maneras cuando se han hecho reparaciones de

colapso por encima de las perforaciones, o cuando se ha

notado retorno de arcilla o también cuando el pozo

toma fluido por encima de las perforaciones; será

necesario probar el Casing para ubicar los rotos posibles.


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

i. Finalmente después de hacer todo el lavado hasta el fondo

se deberá bajar con raspador para retirar costras y otros

obstáculos de las paredes del Casing.

j. Cuando los pozos arenados no retornan por más que se

incremente la tasa de bombeo es necesario usar la bomba

Cavins o Midco. Estas bombas se bajan entre el pozo con la

línea de swabeo y se trabajan por efecto de pistón e impulso

que golpea contra el banco de arena: en forma general están

compuestas de un barril y un pistón.


PRUEBAS DST DE POZOS Las pruebas Drill Steam Testing (DST) son pruebas muy

comunes que se hacen a los pozos y hacen parte del

completamiento del mismo, su propósito es ayudar a

evaluar el potencial del pozo. Toda esta información

obtenida de la prueba junto con otros datos ayudan a

determinar si el completamiento del pozo es rentable o no.

Estas pruebas generalmente son costosas. La prueba se

deberá correr de modo que se obtenga la máxima

información en el menor tiempo. Las pruebas DST se

pueden correr en hueco abierto (Con muchas limitaciones)

o generalmente en hueco entubado.

102

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

PRUEBAS EN HUECO ABIERTO

Generalmente no se recomienda por el alto riesgo que

representan hacerlo y se debe considerar algunos

apartes como son:

¿Ha existido algún problema al hacer viajes tales como

puentes, pate perros, o sobre tensiones ?

¿ Hubo alguna perdida de circulación ?

¿ Existen washouts (cavernas) ?

¿Es el hueco inestable? Lo cual implica que de pronto

se puedan pegar las herramientas.

103

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

PRUEBAS EN HUECO ENTUBADO

Para hueco entubado es necesaria como información la

siguiente:

¿Existen perforaciones o intervalos abiertos por

encima de la zona a probar ?

¿Han realizado algún squeez por encima de la zona a

probar?

¿Hay buen cemento donde se va a sentar elempaque?

104

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

OTRAS CONSIDERACIONES

En hueco abierto es demasiado complicado sentar

empaques si existen formaciones blandas.

Cuando las formaciones son duras es fácil el asentamiento

de empaques, o cuando hay micro fracturas.

Cuando existen interrogantes o dudas sobre el tipo de roca

donde se va a sentar el empaque por causa de su dureza es

bueno bajar dos (2) empaques, sin embargo al sentarlos en

tándem puede crearse un colchón presurizado entre ellos

que tratara de desasentarlos después.

105

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

COLCHÓN DE AGUA O NITRÓGENO

Razones de uso:

1. Proteger el tubing o drill pipe del colapso.

2. Evitar que las arenas no consolidadas abran cavernas

cuando se abre la válvula.

3. Servir de alivio al abrir la válvula, pues se crea presióndiferencial.

4. Para tener como controlar el pozo con un mínimo de riesgo.

5. El colchón en ningún momento deberá matar el pozo del

todo, pues indicaría una prueba seca; por lo tanto los

colchones usados deberán ser mínimos.

106

Ing. Edelb

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HERRAMIENTAS USADAS

Para hueco abierto probando la zona inferior.

Para hueco abierto aislando con empaques elintervalo.

En hueco entubado.

107

Ing. Edelb

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PROCEDIMIENTO GENERAL DE LA PRUEBA1. Bajar la sarta de prueba (conjunto de fondo) con todas las

herramientas y registradores de presión y temperatura,

colchón, etc.

2. Sentar el empaque.

3. Generalmente se debe diseñar de modo que haya igual

número de periodos de flujo y de cierre. La prueba termina en

cierre.

4. Generalmente se diseña que el tiempo de cierre sea igual al

doble del tiempo de flujo.

5. Se acostumbra usar el primer periodo de flujo de una duración

igual a 30 minutos o más. Sin usar el choque.

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Ing. Edelb

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Ing. Edelb

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6. Después de haber bajado todas las tuberías y sentado al empaque

se deben hacer las conexiones de superficies y manifolds.

7. Cada que se desee cambiar el diámetro del choque deberá tenerse

en ese momento flujo estable. (q = cte.)

8. Los cambio de orificio del “Daniels” deberán hacerse solo para que

las agujas muestren bien sobre la carta. Es decir para que se pueda

leer bien.

9. El primer flujo del pozo generalmente no se pasa por el separador

de prueba, sino por el general. El manómetro del manifold de

prueba indicará si el separador de prueba resiste todo el flujo o

no. Sino resiste esa presión habrá que trabajar con el separador

general o hacer un bypass hacia los tanques y quemadero.


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

10. Si durante el flujo se desea cambiar choques tome siempre datos

de presión, temperaturas y tiempos: haga los cambios de choques

en forma ascendente o sea de mayor a menor, (no al azar)

11. Si durante la prueba se llenan los tanques, pase todos los fluidos

directamente a la piscina de lodos.

12. El quemadero no debe estar junto a la piscina sino bien lejos.

13. El tanque de recibo deberá aforarse de antemano, aunque

existen medidores de flujo.

14. Debe preparase todo para tomar muestras de gas y liquido para

su análisis posterior.


15. Deben de prepararse tablas como la siguiente que permitan

tener toda la información de la prueba.

T (hra-

min)

Δt

(min)

P. Choke

(psi)

Inch.

agua

Q

(bls)

Psep

(psi)T

0 x x x x x x

1 x x x x x x

2 x x 5 x x x

5

10

a. Flujo inicial

OD” (Chokes) = OD” (Orificio) =


b. Cierre inicial

c. Segundo flujo

T (hra-

min)

Δt (min) P. Choke

(psi)

Inch

agua

Q

(bls)

Psep

(psi)

T

0 x x x x x x

1 x x x x x x

5 x x 5 x x x

10

15

18 x x x x x x


OPERACIONES DE SWABEO ACHICAMIENTO Tienen como propósito el limpiar o destapar

perforaciones y estimular el pozo, al quitarle elpeso de la columna hidrostática que ocupa eltubing.

El trabajo consiste o tiene como objeto retirar losfluidos que contiene el tubing.

La operación se realiza en los pozos usando elequipo (rig) y tanques de almacenamiento, tuberíatubing o drill pipe y un empaque recuperable.

113

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

EQUIPO DE SWABEO

Hydraulic Wireline Oilsaver que contiene insertos o

bushings, que a su vez aseguran y presionan el Oilsaver

Rubber.

Compuerta (gate) o tapa de Oil saver.

Releasing attachment, que mecánicamente acopla con el Oil

saver por medio de unos balines.

Sand drum y sandline generalmente de 9/16”, 5x7 que

hacen parte del Rig.

(2) válvulas master colocadas verticalmente.

Una conexión en cruz, roscada generalmente colocada en

medio de las válvulas master.

114

Ing. Edelb

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Ing. Edelb

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Niples de extensión.

Reducción o botella para conectar los niples a la tubería (tubing).

Un Rope Socket para anclar allí el cable por medio de un nudo o soldadura de magnesio y plomo.

Barra de swabeo (sinker bar).

Mandrel sub (que conecta la barra de mandriles).

Juego de mandriles para swabeo.

Copas de swabeo en cada mandril y según el tipo de tubería usada.

Lower mandril o base de mandriles.


ENSAMBLE DE HERRAMIENTAS

1. Bajar tubería (tubing o drill pipe) a fondo con

empaque recuperable. Sentar empaque arriba de las

perforaciones.

2. Instale en orden riguroso de abajo hacia arriba desde

la rotaria y sobre el primer tubo de tubing lo siguiente

( botella o reducción (LP-tubing) + niples LP + válvula

master + cruz + válvula master + unión de golpe +

lubricador + releasing attacment)

116

Ing. Edelb

erto Herná

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Ing. Edelb

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ndez Trejos

3. Tomar la punta del cable (Sand Line) y pasarlo por el oilsaver y

también por el rope socket.

4. Hacer nudo a la punta del cable y pegarlo con la magnolia

fijamente dentro del rope socket.

5. Enroscar el swivel rope socket al rope socket.

6. Enrosque la Sinker bar al swivel rope socket.

7. Enrosque la Sinker bar al mandrel sub.

8. Instale en cada mandril una copa de swabeo, acóplelos a la

cabeza de los mandriles.

9. Levante todo lo anterior con el Sand line, e introdúzcalos por el

releasing attachment.


Ing. Edelb

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10. La longitud del tubo lubricador en todo caso deberá ser

mayor que la longitud de la suma de (mandriles + Sinker

bar + Swivel rope socket + rope socket).

11. El diámetro de todo el equipo de cabeza (válvulas master

+ lubricador + releasing attachment) debe ser mayor que

el del tubing.

12. Coloque las marcas con hilos (cabulla o fibra) que

identifiquen sobre el cable (sand line) la distancia desde la

rotaria hasta el sand drum, para no ir a estrellarse el rope

socket con el oil saber durante la operación. Son

prevenciones.


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

13. Coloque más marcas sobre el cable que indiquen

profundidad de trabajo o profundidad del último mandril.

14. Es recomendable no meterse mas de 500 pies por debajo

del nivel de fluido, pues queda muy pesada la columna para

el cable.

15. El nivel de fluido dentro de la tubería se detecta por la

distensión o seno que experimenta el cable al dejar bajar el

conjunto de barras rápido entre el pozo.


16. Una tabla como la mostrada se puede llevar durante laoperación, para mayor información requerida.

Número de

viajes

Nivel de

fluidos(ft)

Altura liq.

En

tanque

Profundidad

(ft)

1. 500 2 1100

2. 1000 3 1200

3. 1100 4 1500

4. 1300 5 1600

5. 1400 6 1700

120

Ing. Edelb

erto Herná

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Ing. Edelb

erto Herná

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17. Cuando en cualquier momento se note en los tanques que el

pozo empieza a fluir sin necesidad de mas viajes, saque

rápido las copas hasta que todo el conjunto esté por dentro

del lubricador y encima de la válvula master superior y

ciérrese dicha válvula. El pozo fluirá (por la válvula lateral

solo). En ese momento se debe medir el nivel del tanque

(fluido) y contabilizar tiempos y rata de producción.

18. Terminado el swabeo y si el pozo produjo, es necesario

seguramente circularlo en reversa con fluido pesado para

matarlo y así poder quitar el árbol de swabeo.


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

19. Como las copas de swabeo se desgastan se deberán

chequear cada 10 o 20 viajes y cambiarlos si es el caso. La

unión de golpe instalada en la base del lubricador hace fácil

y rápido la operación de cambio de copas.

20. La línea de flujo que va desde la cruz llevando el fluido del

pozo deberá conducir a un separador de gas situado antes

que el tanque.

21. En muchos casos después de ir swabeando el nivel delfluido desciende gradualmente hasta quedarseprácticamente seca la tubería por dentro. Es decir el pozono responde y en ese caso tratar de sacar l empaque sinigualar columnas hidrostáticas es bien complicado.


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

22. Debe recordarse que si el pozo responde y el empaqueno asienta es difícil que produzca. Por el contrario si esun pozo seco aunque el empaque no asiente: alswabearlo saldrá fluido también del anular.

23. Durante el Swabeo a medida que se saca el cable sedeberá estar bombeando aceite hidráulico por mediode la bomba hidráulica hacia Oilsaver, para evitar lluviade fluidos en el equipo.

En resumen, la operación consiste en bajar las copas deswabeo por debajo del nivel de fluido y luego sacarrápido, para que las copas saquen el fluido que estaencima de ellos.


EMPAQUES

Para los trabajos de completamiento y de producciónde pozos se hace necesario a diario el uso de estoselementos que en general se colocan entre el Casing.

Componentes Generales:

Sección metálica (colgador, cuñas)

Sección de caucho, neopreno y/o poliésteres (sello oempaques)

Tipos o clases de empaques:

Permanentes y/o retenedores usados para completar pozos.

Recuperables. Usados para trabajos temporales oreacondicionamiento de pozos.

124

Ing. Edelb

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MECANISMOS DE ASENTAMIENTO Tensión y/o peso.

Hidráulicos

Eléctricamente accionados.

Algunos empaques permanentes comunes:

Baker modelo D Baker modelo KB

Baker modelo “SAB-3”, SABL-3. Baker modelo DA

Baker modelo F-1 Baker modelo DE

Baker modelo S-2 Empaque EZ-SV-Drill

125

Ing. Edelb

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EMPAQUES RECUPERABLES COMÚNMENTE USADOS

Baker modelo R-3, de simple y doble agarre

Baker retriever D

Baker modelo FH Baker modelo G

Full bore Baker unloading sub

Empaque RBP Baker modelo C-1

Empaque RTTS Baker modelo AD-1

126

Ing. Edelb

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ndez Trejos

EMPAQUE PERMANENTE MODELO “D” Y “DB” Es un empaque ampliamente usado en operaciones de

producción. También se usa como retenedor o tapón

puente en operaciones de squeeze y pruebas de

pozos.

COMPONENTES PRINCIPALES

Dos (2) sets de cuñas opuestas unas a otras, en completa

circunferencia y full- strenght.

Un elemento sellante que resiste altas presiones (cauchos).

127

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

EMPAQUE

El asentamiento del empaque se

puede realizar con cable eléctrico o

con SLICKINE.

Para retirarlo es necesario molerlo

con herramientas (milling tools).


Ing. Edelb

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MODELO D

El modelo “DB” difiere del modelo “D” en la guía, caja y pin.


EMPAQUE PERMANENTE BAKER MODELO “DA”

Es un empaque igual en

versatilidad al modelo D y en

su uso. Difiere del modelo

“D” en cuanto el “DA” tiene

una pared sellante mas larga.

Es bien usado en

completamientos múltiples o

cuando se desea mantener un

buen clearance entre el

empaque.


Ing. Edelb

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ndez Trejos

EMPAQUE PERMANENTE BAKER MODELO “DA”

De sus componentes

principales al igual que el

modelo “D” es importante

notar que posee unos rines

expandibles elásticos, que

conectan al casing al

momento de sentarlo.

Para su asentamiento y retiro

del pozo el proceso es igual

que el modelo “D”.


MODELS “D” AND “DA” RETAINERSPRODUCTION PACKERS


Ing. Edelb

erto Herná

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EMPAQUES BAKER MODELOS “F-1”, “FB-1”, “FA”, “FAB”, “FA-1”, “FAB-1”

Todos estos empaques

en general trabajan y se

usan al igual que el

modelo “D”.

Son muy pocas las

diferencias : aun en su

configuración.

MODEL FB-1 ; FAB


MODEL FAB-1

MODEL F1 ; FA


F-1


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

EMPAQUES BAKER MODELO “KB” Todos los empaques Baker

modelo “KB” que son

perforables son idénticos

en diseño y operación al

modelo “D”.

Sin embargo el modelo

“KB” es único en tamaños

para Casing de 10 3/4, 13

3/8.


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

EMPAQUE BAKER “SABL-3” Y “SAB-3”

Estos tipos de empaquesson las versioneshidráulicas de losempaques “DAB” y “FAB”.

Para correrlo, en el pozose baja con tubing yusando el ancla modelo K-22 para conectar tubing-empaque.

Es muy versátil para pozosdireccionales.

Esta diseñado hasta para10.000 psi de presióndiferencial.

MODEL SB - 3


ASENTAMIENTO

Se hace correctamente la conexión de abajo haciaarriba así: Empaque - ancla modelo K-22 – Tubing y sesitúa en profundidad.

Se aplica presión a la sarta a través del tubing sobre elfondo donde existe un elemento sellantecorrectamente preestablecido y colocado muy cerca alprimer tubo de tubing.

Se presiona durante unos dos minutos y luego elelemento sellante se saca o se bombea en reversa pararecuperarlo según su tipo.

142

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ndez Trejos

ELEMENTOS SELLANTES USADOS Baker Shearout ball Seat sub

Baker modelo “E” hidrotip pressure sub

Wireline blanking plug seated in a nipple

** Se presiona mas o menos con 2.500 Psi.

Para retirar el empaque es necesario molerlo.

143

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EMPAQUE PERMANENTE EZ SV – DRILL

El empaque consiste básicamente de dos sets de cuñasopuestas unas a otras y unos cauchos como elelemento sellante situados entre las cuñas.

El asentamiento del empaque se puede realizar contubería o wireline. Para retirarlo generalmente seperfora con broca y raspador.

Es muy usado como retenedor en operaciones desqueeze para aislar los intervalos a cementar.

Posee una válvula de contra presión deslizable quesirve para control de niveles de fluido

144

Ing. Edelb

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ndez Trejos

Se usa para estimulación y

pruebas, cuando no se

presentan altas presiones.

Componentes generales:

Válvula de bypass

Un set de cuñas

Un juego de tres (3) cauchos

como elemento sellante.

Existen 2 versiones: Simple

agarre y doble agarre.

145

EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO R-3


ESPECIFICACIONES DE R - 3


Asentamiento: El empaque se baja con tubería al fondo, se

levanta y al mismo tiempo se rota hacia la derecha y luego se

pone un poco de peso. Al colocar mas peso se cierra el

empaque y la válvula de bypass también.

Desasentamiento: Se tensiona la sarta y el empaque queda

libre. No es necesario rotar. Al levantar la sarta, la válvula de

bypas se abre y permite así circulación a través de los

cauchos y alrededor.

147

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EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELOS “A-3” Y “AL-2”

Estos empaques son diseñados de tal modo que combinen elpropósito de recuperables y permanentes.

Asentamiento:

Se le coloca un poco de peso al empaque mientras se rota latubería a la derecha, así el mandril suelta las cuñas e inicia elasentamiento.

Luego se colocan de 6.000 a 7.000 lbs de peso para asentarlas cuñas superiores e inicia la comprensión de los cauchos.

Después se coloca de 10.000 a 12.000 lbs. de tensión a lasarta, con lo cual se asientan las cuñas inferiores.

148

Ing. Edelb

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Finalmente se colocan de 6.000 a 10.000 lbs. de peso

para que el mandril comprima totalmente los cauchos

y selle el anular.

Desasentamiento: Se aplica tensión de 3.000 a 6.000

lbs. y rotación a la derecha unas 8 ó 10 vueltas hasta

que se observe que la tubería se mueve hacia arriba.

Se continua rotando a la derecha varias veces hasta

observar que la herramienta esta libre.

149

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EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO “G”

Es un empaque sencillo y compacto que asienta con peso, se usa solo en producción ; o combinado con otros como unloading subs y/o “hold downs”, para workovers.

Componentes Generales

- Cuñas convencionales

- Un caucho sellante

- Junta de seguridad para emergencias de desconectar

- Puede usarse como empaque de tensión (sin la junta de seguridad) cuando se desee colocarlo al revés.

150

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Asentamiento: Se corre el empaque con tubería hasta laprofundidad deseada y un pie mas abajo. Luego se levanta unpie. Se rota la tubería hacia la derecha 1/4 de vuelta.Finalmente se aplica peso para que asiente y selle el anular.

Desasentamiento: Tensionar la tubería solamente si elempaque se mueve nuevamente mas abajo y se asienta poraccidente, rotar 1/4 de vuelta a la izquierda para liberarlo.

Nota: El unloading sub modelo S es una herramienta quepermite igualar las presiones del anular y tubing . Estadiseñada para colocarse encima de empaques que asientancon peso y funciona muy sencillo. Cuando se tensiona laválvula abre y cuando se coloca peso se cierra.

152

Ing. Edelb

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EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO MR-1

De este empaque existen dos

versiones de doble y simple

agarre. La versión de doble

agarre tiene además de

cuñas, el holddown

hidráulico.

153

Ing. Edelb

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EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO A-5

Es un empaque de buen

comportamiento y manejo y tipo

dual. Usado bastante en costa afuera.

Su buen trabajo lo hace casi de uso

rutinario en casos de posos desviados

y completamientos múltiples. Es casi

100% efectivo en el trabajo.


EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO A-5 Componentes generales.

- Un set de cuñas- Tres (3) cauchos- Holdown

Asentamiento: Se asienta al presurizar hidráulicamente latubería contra un elemento sellante colocado en elfondo (Baker hidrotrip pressure sub u otro).

Desasentamiento: Se tensiona la sarta sin rotar para asíreventar los rines. De ese modo la parte inferior delempaque se mueve hacia abajo liberando las cuñas y lasfuerzas de empaquetamiento. Finalmente se saca latubería.

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EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO AD-1

Es un empaque económico detensión y muy compacto: debidoa esto se utiliza a menudo cuandono se dispone de peso suficientepara otros empaques.

Además es recomendable asípara pozos poco profundos.


Asentamiento: Se corre el empaque con tubería hasta la

profundidad deseada, bajando rápido al final. Se rota la

tubería a la izquierda 1/4 de vuelta. Finalmente se tensiona

quedando sentado.

Desasentamiento: Baje la tubería mas o menos un pie o

más para liberar la tensión que tenía impuesta. Rotar la

tubería a la derecha 1/4 de vuelta para que suelten las

cuñas y liberarlo.

158

Ing. Edelb

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ndez Trejos

EMPAQUE RECUPERABLE “RTTS”

Es un empaque demasiado versátil utilizado paraoperaciones de esqueeze, prueba de pozos yestimulaciones.

Para sentarlo se rota la sarta hacia la derecha y se le colocapeso al empaque.

Además de las cuñas de asentamiento el empaque poseeotras mas largas en el holdown para sentarlo cuando seimpone presión hacia arriba o sea desde abajo.

También permite este empaque bajar a cañonear a travésde él.

Para operaciones de prueba de pozos se usa una válvulaauxiliar que va colocada arriba del empaque y permitecorrer la tubería seca o con algún colchón de fluido dentrode ella.

159

Ing. Edelb

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EMPAQUE RECUPERABLE BAKER FULL-BORE, MODELO C

Componentes generales

Dos (2) sets de cuñas opuestas, unas para agarrar arriba yotras hacia abajo.

Se puede circular con las cuñas superiores agarradas.

Sistema de sello hidráulico de tres (3) cauchos.

El empaque es esencialmente diseñado para cuando la presióndiferencial se presenta de abajo hacia arriba.

Se diseña para cuando la presión diferencial es de abajo haciaarriba.


Ing. Edelb

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Asentamiento: al girar a la derecha la tubería y colocarle peso

sientan las cuñas superiores únicamente: si se gira a la

derecha la tubería y se tensiona sueltan las cuñas de arriba y

agarran las de abajo y también comprimen los cauchos

sellando así el anular: Si después de sentado y tensionado se

baja al peso muerto de la tubería, se liberan los cauchos

dejándolo agarrado solamente de las cuñas , permitiendo así

el paso de flujo si se desea circular. Si estando allí en el peso

muerto se le coloca más peso se abre la unloading –sub sin

que se desasienten las cuñas totalmente


Desasentamiento: Se gira a laizquierda una vuelta la tubería, secoloca peso. Se continua moviéndolohacia arriba y abajo hasta sentirlolibre.


EMPAQUE RECUPERABLE BAKER “BRIGDE PLUG” MODELO C

También denominado retenedor o tapón puente.Es muy versátil utilizándolo como fondo temporal. Tambiénexiste la versión en modelo “B” que difiere mucho de él.Como es un retenedor solo sirve para utilizarlo como fondo.

Componentes Generales

- Un set de cuñas opuestas unas a otras.

- Dos (2) copas de caucho que sellan el anular al flujo.

- Una varilla de pesca.

- Una cabeza de recobro o pesca (retraiving head) paracorrerlo.

- Un centralizador en la parte inferior.

163

Ing. Edelb

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Asentamiento: Se gira la sarta 3 o 4 vueltas a la izquierda y secolocan de 3000 a 5000 lbs de peso manteniendo el torquede la tubería así asientan las cuñas y se comprimen loscauchos para que selle. Como no se dejo que se devolviera eltorque, levante la tubería para soltar la llave pescantequedando así en el fondo el RBP.

Desasentamiento: Bajar con el retraiving head (llavepescante) a solo peso y colocarle unas 6000 lbs. Girar la sartaa la derecha, sostenga el torque y tensione.

Si no sale fácil circule por la llave pescante bien y vuelva atrabajarlo. Recuerde que la varilla solo resiste 25.000 lbs. detensión aproximadamente.

164

Ing. Edelb

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OTROS EMPAQUES

165

MODEL “DE” PARALLEL REATINER PRODUCTION

BAKER WITH SEAL BORE EXTENSIONS


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MODELO “ALS - 5” Y “AL - 5” DOUBLE GRIP


MANEJO DE POZOS

GENERALIDADESEl manejo de los pozos comprende el estudio, planeación yrealización de todos los trabajos que permiten obtener de ellosla máxima producción económica.

ACUMULACIONES EN LOS POZOSLa mayor parte de la energía consumida para movilizar elaceite y el gas desde el yacimiento hasta el pozo se gasta en lavecindad inmediata de este.La resistencia ofrecida al flujo aumenta todavía más si losporos naturales se obstruyen parcialmente o totalmente conpartículas finas de arena o arcilla, precipitados minerales ohidrocarburos sólidos.

167

Ing. Edelb

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Ing. Edelb

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La acumulación más común es la ocasionada por arena.

Algunas formaciones petrolíferas están formadas por arenas

no consolidadas, es decir sin material cementante

secundario, de tal manera que todo el bloque de arena se

derrumba o fluye dentro del pozo con aceite.

Otras están parcialmente cementadas y sufren desintegración

variable por efecto de flujo de aceite y gas a través de ellas.


LIMPIEZA DE LOS POZOS

Se define como la remoción desde el fondo del pozo

hasta la superficie, de materiales sólidos cuya

presencia reduce la productividad y dificulta las

operaciones de producción.

Los sistemas empleados dependen del tipo de

acumulación, y para el efecto pueden dividirse en

acumulaciones de sólidos en general, principalmente

arena, y acumulación de parafina.

169

Ing. Edelb

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ACUMULACIÓN DE SÓLIDOS

El sistema que debe emplearse en cada caso en particulardepende de la dureza y compactación de los sólidosacumulados principalmente, y del equipo disponible. Losmétodos comunes se enumeran a continuación:

Succión (Swabbing)

Achique (Bailing)

Circulación

Perforación

170

Ing. Edelb

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ndez Trejos

ACUMULACIONES DE PARAFINAEn un pozo de petróleo, especialmente del que es de tipo

parafínico, la cera o parafina se puede separar del petróleo

crudo y depositarse en los poros de la formación, en las

perforaciones del revestimiento en las ranuras u orificios

de los “Liners”, en las tuberías de producción, y en el

equipo y líneas superficiales.

171

Ing. Edelb

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ndez Trejos

CARACTERÍSTICAS DE LA PARAFINA Consistencia variable de jalea a cera dura color

amarillo pardo.

Punto de fusión mayor que el de la parafina comercial(mayor de 120º F).

Menos soluble en los solventes del petróleo.

Algunas veces se presenta contaminada conpequeñas cantidades de agua, aceite, arena, arcilla,sales inorgánicas precipitadas, formando emulsionesen algunos casos.

172

Ing. Edelb

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ndez Trejos

CAUSAS

a. Enfriamiento del aceite resultante de la rápida

expansión del gas asociado.

b. Reducción de presión, lo cual reduce la solubilidad

de los hidrocarburos sólidos en las formas líquidas.

c. Presencia de agua, la cual tiende a ocasionar

emulsificación, también ayuda a la depositación y

acumulación de parafina.

d. Evaporación de los constituyentes mas livianos del

petróleo por acción del gas natural.

173

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

MÉTODOS PARA REMOVERLA

Uso de solventes como: benzol, gasolina, agentesquímicos orgánicos solubles en aceite (SolventesDowell rojo, verde pardo y blanco).

Aplicación del solvente: bombeándolo a través de latubería de producción o del espacio anular, vaciandoen la cabeza del revestimiento, bajándolo por mediode una achicador (Bailer), o inyectándolo en laformación.

174

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Ing. Edelb

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ndez Trejos

Aplicación directa del calor:

a. Vapor sobrecalentado bombeado directamente

dentro del pozo: estos métodos son claros y

ventajosos solamente en casos especiales.

b. Método de Ignición directa en el fondo del pozo de

una mezcla de aire y gas;

c. Uso de explosivos;

d. Calentamiento eléctrico.

Uso de raspadores especiales tipo cuchilla.


RASPADORES ESPECIALES TIPO CUCHILLA

176

Ing. Edelb

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ndez Trejos

REACONDICIONAMIENTO (WORKOVER)

Se denominan así todos los trabajos que se realizan en un pozo conposterioridad a las operaciones de terminación o completamiento.Comprende:

Trabajos para excluir arena, gas o agua.

Trabajos de estimulación (acidificaciones y Fracturaciones).

Recompletamiento.

Apertura o cañoneo de arenas adicionales en una misma zona;

Cambio de zona productiva (aislamiento de una y cañoneo deotra);

Producción simultanea en varias zonas (abriendo zonas adicionalesa producción).

177

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

EXCLUSION DE ARENAS

La exclusión de arenas se refiere a los trabajos que serealizan en los pozos con el fin de evitar o reducir losproblemas de arenamiento.

1. METODOS PRINCIPALES

Técnica tipo puente:• Uso de tubos rasurados o malla;• Empaquetamiento con grava o arena;• Empaquetamiento con cáscaras de nuez o coco recubiertas

con plástico.

• Consolidación de granos sueltos por medio de resinasy plásticos.

178

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

2. CONSIDERACIONES GENERALES

Análisis de tamiz.

Completamiento del pozo.

• Técnica de completamiento.

• Fluido de completamiento.

• Tasa de flujo.

3. TUBOS (“Liners”) RANURADOS O MALLAS

1. Tamaño de la ranura u orificio.

2. Tipos.

3. Importancia de los fluidos de completamiento.

4. Uso de tubo lavado. (WASH PIPE).


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

5. Espacio libre “liners” – Hoyo (Clearance).

6. Localización.

a) En hoyo abierto extendiéndose por debajo del

revestimiento

b) Dentro del revestimiento opuesto a las perforaciones

c) Suspendido en el extremo inferior de la tubería de

producción

d) Como parte permanente en el extremo del

revestimiento (Sarta Combinada)


7. Limpieza de los “Liners”

a. Explosión pequeña (string shot): limpia por una fuerza

de adentro hacia fuera del “Liners”, y por la vibración

generada.

b. Lavado a presión: usa copas especiales de caucho para

aislar las ranuras y presión de bomba para limpiar de

adentro hacia afuera.

c. Succión o lavado hidrostático: usa las mismas copas de

caucho y utiliza la cabeza hidrostática del fluido en el

espacio anular.

181

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

TYLER ESTANDAR MILIMETROS PULGADAS

5 5 3.96 .156

6 6 3.33 .132

7 7 2.79 .110

8 8 2.36 .093

9 10 1.98 .098

10 12 1.65 .065

12 14 1.40 .055

14 16 1.17 .046

16 18 .991 .039

20.0328 20 .833

24.0276 25 .701

28.0232 30 .589

32.0195 35 .495


TYLER ESTANDAR MILIMETROS PULGADAS

35.0164 40 .417

42.0138 45 .351

48.0116 50 .295

60.0097 60 .246

65.0082 70 .208

80.0069 80 .175

100.0058 100 .147

115.0049 120 .124

150.0041 140 .104

170.0035 170 .088

200.0029 200 .074

250.0024 230 .061


EMPAQUETAMIENTO CON GRAVA

O ARENA1. Relación tamaño de grava a tamaño de partículas de

arena de la formación.

Una de las primeras consideraciones al diseñar unbuen trabajo de empaquetamiento con grava esdeterminar la relación correcta de tamaño de losgranos de grava a tamaño de las partículas de arenade la formación.

En cuanto al “Liner”, en las operaciones deempaquetamiento con grava, las ranuras solorequieren ser lo suficientemente pequeñas paraimpedir el paso de los granos de grava.

184

Ing. Edelb

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ndez Trejos

En la práctica se emplean los siguientes tamaños:

Ranura (pulg.)Diametro de

Grava (pulg)

Malla Nro

(tyler aprox.)

0.020 0.04 - 0.06 14

0.018 0.03 – 0.04 20

0.016 0.02 – 0.03 28


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

2. Espesor del empaquetamiento

Se ha comprobado que el espesor del empaquetamiento

no necesita ser muy grande para bloquear exitosamente la

entrada de la arena, y que un espesor igual a 4 o 5 veces

el diámetro de los granos de grava se considera

satisfactorio.

Sin embargo, se requiere que el empaquetamiento que

ocurre bajo condiciones normales de producción, se

acostumbra dejar una reserva de grava en el espacio

anular entre el revestimiento y la parte superior de l

“Liner” (Liner ciego).


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

3. Colocación de la grava.

Esta operación representa una de las mayores fuentes de dificultad. La existencia de un sedimento o “Cake” sobre la formación forma una barrera impermeable entre dos caras permeables (la formación y la grava), reduciendo apreciablemente la producción.

4. Cañoneo del revestimiento.

El tamaño de las perforaciones es importante cuando se vaa empacar detrás del revestimiento (sin “Liner”). En pozosviejos se recomienda recañonear con bala o chorro a un tiropor pie para obtener orificios de tamaño mayor quepermita el paso de la grava.


Ing. Edelb

erto Herná

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5. Métodos de empaquetamiento con grava

a. Dentro del revestimiento y usando “Liner”.

b. En hoyo desnudo y usando “Liner”.

c. Sin “Liner” (Sand Parking).

d. Uso de colgadores (Hagers) y empaques.

e. Aplicaciones especiales.


A. DENTRO DEL REVESTIMIENTO Y USANDO “LINER”.

Método de circulación y reversa .

Método de flujos cruzados (Cross Over).

Método de lavado hacia abajo (Wash Down).

Método medio viaje (Half Trip).

189

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

B. EN HOYO DESNUDO Y USANDO “LINER”

Se puede usar cualquiera de los métodos descritos

anteriormente, pero los más usados, al igual que cuando el

trabajo se hace dentro del revestimiento, son los métodos

de lavado hacia abajo y flujos cruzados.

Procedimiento para el método “Wash Down”:

Se desplaza el lodo con agua salada, se lavan las paredes

de la formación, se coloca la grava rápidamente en el

fondo del pozo y se baja el “Liner” por medio de

circulación directa hasta el sitio exacto.

Después de empacar el pozo, el “Liner” y la grava se deben

lavar bien con agua salada.

190

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

C. SIN “LINER” (SAND PACKING).

En este tipo de trabajo la arena se desplaza para situarla

totalmente por fuera de las perforaciones de revestimiento.

Procedimiento:

Usando tubería de producción, unión y empaque de

circulación se inyecta a presión (con o sin ruptura de

formación) la arena en un fluido transportador a través de

las perforaciones en el revestimiento; se limpia el pozo del

exceso de arena y se pone de nuevo en producción.

191

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

D. USO DE LOS COLGADORES

(HANGERS) Y EMPAQUES

Estas herramientas permiten sostener el “liner” del

revestimiento y aislar el espacio anular entre ellos, pero en

la mayoría de los trabajos puede omitirse.

La reserva de grava de unos 25 a 40 pies que se deja en el

espacio anular cierra el paso de los fluidos y hace el oficio

de empaque.

El uso de colgadores se ha considerado por cuanto después

de haber hecho el trabajo de empaquetamiento el “Liner”

queda firmemente asegurado.

192

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

E. APLICACIONES ESPECIALES

1. Canalizado de agua y gas.Si un pozo ha producido suficiente arena para formarun canal en la zona de agua o de gas, elempaquetamiento con grava generalmente alivia elproblema puesto que rellena los canales con la gravay ayuda a regular el flujo de fluidos.

2. Existen dos métodos para la aplicación de los trabajosde empaquetamiento con cáscaras de nuez.

a. Uso de un fluido penetrante (con alguna perdidade filtrado) y bajas presiones de inyección.

b. Uso de las altas presiones durante el bombeo de lamezcla, para fracturar la formación y colocar lascáscaras de nuez en la fractura creada,

193

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

3. Características favorables de la cáscara de nuez.

Afinidad con el plástico no endurecido.

Empaquetamiento irregular y de alta permeabilidad.

194

MaterialesPermeabilidad

(Darcys)

Arena de Ottawa

(20 – 40 mallas)100 - 130

Cáscaras de Nuez

(20 – 40)160 - 180

Cáscaras de Nuez (20 – 40)

Cementadas con plástico300 - 700


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Densidad baja. La densidad de las cáscaras de nuez es

aproximadamente la mitad de la densidad de la arena o

grava y por consiguiente una libra de material ocupa un

volumen igual al doble del ocupado por una libra de

grava.

4. Características del plástico y del agente catalítico.

El mejor plástico encontrado para la cementación de las

partículas de cáscaras de nuez es un Fenol formaldehido el

cual puede usarse con temperaturas de fondo que varían

entre 70 y 280°F.


Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

5. Ensayos de laboratorio.

Estos Han permitido comprobar la bondad delempaquetamiento con cáscaras de nuez impregnadasde plástico.

6. Procedimiento de aplicación.

Para los trabajos de empaquetamiento con cáscaras denuez se usan las mismas herramientas que se empleanen los trabajos de fracturación hidráulica (básicamentetubería de cola, empaque y unión de circulación).


EMPAQUETAMIENTO CON CÁSCARAS DE NUEZEl procedimiento en general es como sigue:

a. Se desplaza el lodo con un fluido limpio (aceite, aguasalada).

b. Se asienta el empaque y se bombea crudo por dentrode la tubería para establecer la rata de inyección y lapresión requeridas.

c. Se bombea la mezcla de cáscaras de nuezimpregnadas en plástico dispersas en aceite.

d. Se desplaza la mezcla anterior con aceite crudo hastacolocarla ligeramente por fuera de las perforaciones(Screenout).

197

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

EMPAQUETAMIENTO CON CÁSCARAS DE NUEZe. Al finalizar el trabajo de inyección se descarga

lentamente la presión hasta obtener un equilibrio;

f. Se deja el pozo quieto para lograr el endurecimientodel plástico;

g. Si queda exceso de cáscaras de nuez dentro del

revestimiento, se limpia por circulación reversa o

perforación;

h. Se pone el pozo de nuevo a producción para evaluar

la efectividad del tratamiento.

198

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

NOTAS

En pozos que han producido gran cantidad de arena,

se requieren grandes volúmenes de mezcla.

Por eso para reducir los costos del tratamiento, se

acostumbra inyectar primeramente una mezcla de

arena y aceite para tratar de llenar las cavernas que

puedan existir.199

199

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

7. Ventajas.

a. De fácil aplicación: similar a los trabajos de facturación

hidráulica y usa las mismas herramientas;

b. Puede obtenerse considerable aumento en la

producción;

c. Aplicable a pozos productores de varias zonas;

d. Como ordinariamente no se requieren el uso de “Liners”,

se eliminan los costosos trabajos de pesca.


CONSOLIDACIÓN DE GRANOS SUELTOS Este tratamiento consiste en inyectar a la formación

ciertos compuestos químicos (resina plástica, solvente, catalizador) con el objeto de cementar o consolidar los granos de arena entre sí.

Para tener éxito en esta clase de trabajos se requiere que las perforaciones no estén taponadas y que la formación sea limpia y permeable.

Compuestos usados: Resina plástica o plástico.

Solvente.

Catalizador.

201

Ing. Edelb

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ndez Trejos

CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS QUE DEBEN CONSIDERARSE

Al diseñar un trabajo de consolidación de granos

sueltos se debe tener en cuenta:

Presión de fondo.

Temperatura de fondo.

Historia de producción.

Historia de los trabajos de estimulación y remedio (Acidificaciones, Fracturaciones, Limpiezas, Cementaciones Forzadas, etc.).

Análisis de los corazones o registros.

Estado mecánico.

202

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

PREPARACIÓN DE LOS POZOS

Formación y perforaciones limpias.

Inyección previa de arena.

Para la aplicación de este tratamiento no se requiere

equipo especial, Sin embargo, en algunas ocasiones

debe utilizarse unión de circulación, empaque y tubería

de cola.

EQUIPO NECESARIO

203

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

PROCEDIMIENTO GENERAL

a. Se desplaza el fluido del pozo con aceite limpio para evitar la contaminación del plástico con agua o lodo.

b. Con la tubería de producción situada a los alrededores delpozo con petróleo y desplazar el agua que pueda existir enla vecindad.

c. Se bombea el plástico hasta situarlo en el fondo de latubería y en el espacio anular por encima de lasperforaciones superiores.

d. Se cierran las válvulas de la cabeza del pozo (espacioanular) y se inyecta a presión en la formación la cantidadremanente de plástico;

e. Se inyecta crudo por la tubería y el espacio anular paradesplazar el plástico totalmente fuera del pozo hacia laformación.

204

Ing. Edelb

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ndez Trejos

EXCLUSION DE AGUAS

Uno de los factores que afectan considerablemente la eficiencia de producción es la entrada de agua de formación a los pozos, simultáneamente con el petróleo; lo que hace necesario excluirla por todos los medios posibles.

El problema de producción de agua puede presentarse en cualquier etapa de la vida productiva del pozo.

205

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

A. CAUSAS PARA LA ENTRADA DE AGUA

Canalizadores: El agua se puede canalizar por detrás

del revestimiento desde un acuífero hasta una

formación productiva.

Escapes en el revestimiento: Puede originarse

principalmente por corrosión producida por agua con

alto contenido de sulfatos.

Yacimientos de empuje por agua. (Water Drive).

Falla en los sistemas de exclusión primarios.

206

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

B. LOCALIZACION DEL SITIO DE ENTRADA

Comparando con los análisis de agua obtenidos

durante las perforaciones o las pruebas de formación.

Mediante estudio detallado de los registros eléctricos.

Por el estudio del Registro de cementación (Cement

Bond Log).

Tomando la medida de resistividad de los fluidos

dentro del pozo por medio de dos electrodos y un

cable transmisor de corriente directa.

207

Ing. Edelb

erto Herná

ndez Trejos

C. REMEDIOS

Los remedios o sistemas de control para excluir el agua

que se está produciendo en un pozo depende del sitio de

entrada, y su relación con las formaciones productivas;

consisten esencialmente en el uso de retenedores y la

aplicación de trabajos de cementación forzada (Squeezes).

1. Retenedores de cemento. Consisten esencialmente en

un cuerpo metálico, un empaque de caucho central y dos

juegos de cuña hacia los extremos colocados en sentido

opuesto

208

Ing. Edelb

erto Herná

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Ing. Edelb

erto Herná

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Cementaciones forzadas.

Herramientas requeridas.

Retenedor, empaque especial retráctil y unión de circulación (Empaque tipo “Full Bore”)

Tapón puente retráctil, empaque especial retráctil y unión de circulación.

Retenedor y unión de circulación.

Empaque especial retráctil y unión de circulación.

Técnica de cementación a alta presión.


BAKER PORTABLE HYDRAULIC HAND PUMP

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Ing. Edelb

erto Herná

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Ing. Edelb

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KNUCKLE


BOWEN RELEASING AND CIRCULATING OVERSHOTS

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Ing. Edelb

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LEAD SEAL TUBING AND CASING

PATCHES

OVERSIZES GUIDES AND WALL HOOK

GUIDES

SHORT CATCH SUCKER ROD OVERSHOTS


FISHING MAGNETS

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TOOLS LIST

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ANCHOR CATCHER

MODEL “A” BIG BOY WIRELINE SET BRIDGE PLUG


HYDRAULIC TORQUE ANCHOR

LOCATOR SEAL NIPPLE FOR BAL

CHECK RETAINER


SEAL BORE EXTENSIONS

MILL OUT EXTENSIONS


MODEL C LOCATOR TYPE TUBING SEAL UNIT

MODEL J PRODUCTION PACKER

MODEL L PRODUCTION PACKER


MODEL B TUBING SET SLIDING VALVE CEMENT RETAINER

SWIVEL JOINT


presentacion curso workover.pdf

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