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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Contenido 1.- INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 4 1.1.- Equipos ......................................................................................................................... 4 1.2.- El equipamiento. ........................................................................................................... 6 1.3.- El elemento humano. .................................................................................................... 9 1.4.- Equipos de Workover .................................................................................................. 10 2.- CONSIDERACIONES DE DISEÑO .......................................................................................... 10 2.1.- Factores Descripción Tipos Ambientales ...................................................................... 11 2.2.- Restricciones del Entorno ............................................................................................ 11 2.3.- Recursos disponibles ................................................................................................... 11 2.4.- Consideraciones de Seguridad durante la Completación de Pozos ............................... 12 3 HERRAMENTAS DE GUAYA FINA ........................................................................................... 12 3.1 DEFINICIÓN CABLES O GUAYA FINA ............................................................................... 12 3.1.1.- Monofilamentos ................................................................................................... 12 3.1.2.- Multifilamentos .................................................................................................... 13 3.1.3.- Condiciones Operacionales:.................................................................................. 13 3.2.- ENSAMBLAJE BÁSICO DE FONDO ................................................................................. 14 3.2.1.- Cabeza de Guaya .................................................................................................. 14 3.2.2.- Barras de Peso ...................................................................................................... 15 3.3 PESCANTES, BAJANTES, TIJERAS, MARTILLOS, CORTADORES DE GUAYA......................... 16 3.3.1.- Tijeras (Martillo) ................................................................................................... 16 3.3.3.- Cortador/Calibrador ............................................................................................. 20 3.3.4.- Calibrador /Pasador.............................................................................................. 22 3.3.5.- Toma Muestra ...................................................................................................... 22 3.3.6.- Localizador de Punta de Tubería ........................................................................... 22 3.3.7.- Bloque de Impresión/ Camarita ............................................................................ 23 3.3.8.- Bomba de Arena “Sand Bailer” ............................................................................ 25 3.3.9.- Caja Ciega............................................................................................................. 25 3.3.10.- Localizador de Guaya .......................................................................................... 26 3.3.11.- Cortador de Guaya Tipo Diablo ........................................................................... 27 3.3.12.- Llave Tipo “B” ..................................................................................................... 28 3.3.13.- Pescantes ........................................................................................................... 28 4.- EQUIPOS DE SLICKLINE ....................................................................................................... 29

EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS 4.1.- CARACTERISTICAS DEL EQUIPO SLICKLINE ................................................................... 30 4.1.1.- Descripción del equipo SL ..................................................................................... 32 4.1.2.- Dispositivos de medición ...................................................................................... 34 4.2.- CARACTERISTICAS DE LAS HERRAMIENTAS DE SLICK LINE ........................................... 42 OPERACIONES COMUNES DE SLICK LINE.................................................................................. 52 CONCLUSIONES....................................................................................................................... 53 Equipos Básicos: .................................................................................................................. 53 Funciones Principales de los Equipos: .................................................................................. 53 BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................... 54


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS

TEMA: EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

INTEGRANTES: KAREN PLATA JOAQUIN MANSILLA EDUARDO SAUCEDO

DOCENTE: ING. CELESTINO ARENA, MSC


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1.- INTRODUCCIÓN Un pozo perforado representa el conducto o canal que permite la comunicación entre el reservorio y la superficie, por el cual se extrae la información y los fluidos que se encuentran en el reservorio. Los costos de realización del pozo constituyen el principal gasto para el desarrollo de un reservorio. Influyen directamente sobre las características de producción, drenaje del reservorio y economía del yacimiento. La terminación es la fase más importante en la vida de un pozo, porque comprende todas las operaciones entre la perforación y la puesta en producción. Una terminación ideal minimiza el costo inicial de un pozo, incide sobre la rentabilidad del mismo a lo largo de su vida productiva. Por el contrario una terminación deficiente, ocasiona gastos innecesarios, abandono prematuro y reservas de hidrocarburos no recuperadas. Para el diseño de un Programa de Terminación, se debe tener en cuenta las condiciones ambientales, restricciones y los recursos.

1.1.- Equipos El equipo de perforación no está preparado ni su personal adaptado a los trabajos que se realizan durante la terminación de un pozo, además de ser una máquina que estaría muy sobredimensionada para esos trabajos, en su capacidad y equipos secundarios de que dispone, por lo que sería de un costo excedente muy importante. Por lo tanto los trabajos de terminación se realizan con otro equipo, una máquina similar pero más pequeña que, mediante una serie de trabajos y evaluaciones, permitirá dejar abiertas a la explotación las capas que tengan interés económico. Un equipo de los utilizados en la terminación de los pozos es similar, en su aspecto, a los utilizados para las operaciones de pulling de pozos profundos, pero con mayor capacidad de "tiro" en el gancho, mayor potencia en los motores y en el cuadro de maniobras y equipados con elementos para el control y ensayo de los pozos, como son por ejemplo, las bombas de circulación, las piletas de ensayo y el cable de pistoneo.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS También están mejor provistos de sistemas de seguridad y BOP para controles de surgencias. Además del equipo propiamente dicho, generalmente auto trasportable, con la torre y los tambores de arrollamiento de cables, cuentan con una o dos bombas, una o dos piletas para circular fluidos, un cuadro de maniobras, la subestructura donde trabajan los operarios en las maniobras de boca de pozo, tanques para combustibles y agua, generador eléctrico (usina) y trailers para el personal. El transporte se efectúa trasladando todo el equipamiento en camiones grandes y ensamblando las partes en el pozo durante el montaje, en tiempos que pueden variar, en función del tamaño del equipo y la distancia de transporte, de 8 a 12 hs. Es una tarea idéntica a la que se practica con el equipo de perforación aunque se mueven menos cargas y las que se mueven son de menor tamaño, por lo tanto el tonelaje transportado es mucho menor. El objetivo final de la terminación es poner en producción las capas seleccionadas, para lo cual habrá que realizar las operaciones mencionadas anteriormente. Como se verá, muchas de ellas se realizan con herramientas que se bajan al pozo suspendidas de un cable, pero en otras, se procede a bajar y sacar del pozo accesorios y herramientas conectadas a una columna de caños, compuesta por tubos (generalmente de unos 7 cm de diámetro y 9 metros de largo) de acero especial muy resistente, denominado "tubing". 2 7/8. Estos caños, utilizados para estas maniobras, podrán luego constituir la instalación final de producción del pozo. Los mismos se bajan conectándolos entre si uno a uno y cuando es necesario sacarlos se los saca en "tiros dobles", de a dos, siendo colocados "parados" al costado de la subestructura y tomados en el extremos superior, en un peine colocado en el piso de enganche. Esta situación es similar a la forma de manipular la columna perforadora durante las maniobras de bajada y sacada de herramienta. También existen en el mercado y son de uso corriente, tubos de acero de mayor resistencia que los tubing, preparados especialmente para las maniobras de terminación o reparación de pozos, de manera de ser utilizadas cuando las operaciones son de mayor severidad o exigencia (por ejemplo trabajar con muy altas presiones, o rotar con trépano) a fin de preservar los tubing y bajarlos al pozo solamente al final, para poner en producción el pozo.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS 1.2.- El equipamiento. Una vez finalizadas las tareas de perforación y desmontado el equipo, se procede a la terminación y reequipamiento del pozo que consiste en una serie de tareas que se llevan a cabo mediante el empleo de una unidad especial que permite el ensayo y posterior puesta en producción del mismo. Dicha unidad consiste en un equipo de componentes similares al de perforación pero normalmente de menor potencia y capacidad ya que trabaja, en principio, dentro del pozo ya entubado, y por consiguiente, con menores diámetros y volúmenes que los utilizados durante la perforación, y por consiguiente, menor riesgo. El agregado de un mecanismo de pistones le permite realizar maniobras que consisten en la extracción artificial del fluido que contiene o produce el pozo por medio de un pistón con copas que sube y baja por el interior de la tubería de producción (tubing), conectado al extremo de un cable que se desenrolla y enrolla en longitudes previstas, según la profundidad, sobre un carretel movido mecánicamente. Mediante esta operación se pueden determinar el caudal y el tipo de fluido que la capa pueda llegar a producir. Puede observarse que la operación de terminación implica una sucesión de tareas más o menos complejas según sean las características del yacimiento (profundidad, presión, temperatura, complejidad geológica, etc.) Y requerimientos propios de la ingeniería de producción. De la calidad de los procedimientos para satisfacer estos requerimientos dependerá el comportamiento futuro del pozo par. Desarrollo de las tareas de terminación. Una vez montado el equipo de terminación, se procede en primer lugar a la limpieza del pozo y al acondicionamiento del fluido de terminación, para luego, mediante los llamados "perfiles a pozo entubado", generalmente radiactivos y acústicos, precisar la posición de los estratos productivos, los que fueron ya identificados por los "perfiles a pozo abierto", como así también la posición de las cuplas de la cañería de entubación y por otra parte la continuidad y adherencia del cemento, tanto a la cañería como a la formación. Habiéndose determinado los intervalos de interés, correlacionando los perfiles a pozo abierto y entubado, y comprobando la calidad de la cementación, es necesario poner en contacto cada estrato seleccionado con el interior del pozo mediante el "punzamiento" o perforación del casing y del cemento. Esto se realiza mediante cañones con "cargas moldeadas" unidas por un cordón detonante activado desde la superficie mediante un cable especial. Cada uno de los estratos punzados es ensayado para determinar los volúmenes de fluido que aporta, así como la composición y calidad de los mismos (petróleo, gas, porcentaje de agua). Esto se realiza mediante "pistoneo" por el interior del tubing o "cañería de producción". Se determina así si la presión de la capa o estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la superficie en forma natural o si deben instalarse sistemas artificiales de extracción. EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Puede suceder que durante los ensayos se verifique que existen capas sin suficiente aislamiento entre sí por fallas en la cementación primaria; en estos casos se realizan cementaciones complementarias, aislando mediante empaquetaduras (packers) el tramo correspondiente al pozo. Cuando la diferencia de propiedades de las distintas capas así lo justifica, se puede recurrir al tipo de terminación "múltiple", que cuenta con dos columnas de tubing para producir dos intervalos diferentes, quedando también la alternativa de producir por el "espacio anular" entre el casing y los dos tubing un tercer intervalo. También es de norma, aunque muy poco frecuente, la producción triple mediante tres cañerías de producción. Para el caso de terminación múltiple con dos o tres cañerías, el equipamiento debe incluir no solamente empaquetadores especiales, sino también cabezales de boca de pozo (en la superficie) de diseño particular, los que permiten el pasaje múltiple de cañerías. Por otra parte, el equipo de intervención del pozo o workover debe contar con herramientas especiales para maniobrar con múltiples cañerías a la vez, por lo que estas maniobras de intervención son mucho más riesgosas y delicadas y se requiere una más cuidadosa programación. Nuevas técnicas en búsqueda de mejor productividad, tales como las descriptas para perforar pozos direccionales, han desarrollado equipos y materiales que permiten realizar la terminación y puesta en producción de pozos multilaterales con el acceso a varias capas de un mismo pozo o el acceso a una capa remota mediante un pozo extendido horizontalmente. En caso de baja productividad de la formación, ya sea por la propia naturaleza de la misma o porque ha sido dañada por los fluidos de perforación o por la cementación, o incluso por el fluido de terminación, la formación productiva debe ser estimulada. Los procedimientos más utilizados son: la acidificación y la fracturación hidráulica. La acidificación consiste en la inyección a presión de soluciones ácidas que penetran en la formación a través de los punzados, disolviendo los elementos sólidos que perturban el flujo de los fluidos. La fracturación hidráulica consiste en inducir la fracturación de la formación mediante el bombeo a gran caudal y presión de un fluido que penetra profundamente en la formación, provocando su ruptura y rellenando simultáneamente la fractura producida con un sólido que actúa como agente de sostén. El agente generalmente utilizado es arena de alta calidad y granulometría cuidadosamente seleccionada que, por efecto de un mejoramiento artificial de la permeabilidad, facilitará el flujo desde la formación hacia el pozo a través de la fractura producida. La búsqueda de minimizar los costos de equipamiento llevó a condicionar la geometría de los pozos a la producción esperada, a perforar pozos de poco diámetro denominados slim-holes. Estos pozos de diámetro reducido son terminados generalmente bajo el sistema tubing-less, que consiste en entubar el pozo abierto con tubería de producción (tubing), y luego cementarlo aplicando el mismo procedimiento que para un revestidor convencional. Mediante la utilización de slim-holes los operadores han podido reducir los costos de perforación de los pozos entre un 40% y un 70%, reduciendo a su EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS vez, costos y preocupaciones ambientales. La experiencia indica que la perforación de slim-holes no reduce usualmente la producción. Los slim-holes fueron utilizados inicialmente en ee.uu. En los años ’60; sobre 1.300 pozos que han sido perforados con una profundidad entre 300 y 1.000 metros en kansas, texas y canadá usando slim-holes de 21/2 a 27/8 pulgadas en casing, los operadores han tenido reducciones entre 40 y 50% en costos de tubería y de un 17% en gastos generales. Hay varios ejemplos documentados de posteriores programas de perforación de slim-holes: en indonesia, durante el período 1983-1986, se lograron reducir los costos de perforación entre un 65 y 73%; por otra parte, en tailandia, mediante la perforación de slim-holes en su golfo de tailandia durante 1999, se registraron reducciones en los costos de hasta el 40%, pudiéndose comprobar además, que la productividad de los slim-holes fue mayor a la lograda con los pozos convencionales. El coiled-tubing y la snubbing unit son un material y una herramienta de trabajo de uso cada vez más frecuente: aunque se desarrollaron hace poco más de dos décadas, las nuevas técnicas de perforación, terminación e intervención de pozos necesitan utilizarlos cada vez más. El coiled-tubing, como su nombre lo indica, consiste en un tubo metálico continuo construido en una aleación especial que permite que se lo trate como a un tubo de pvc (cloruro de vinilo polimerizado), pero que posee las mismas características físicas de una tubería convencional de similar diámetro, con la siguiente ventaja: no es necesario manipularlo, ni estibarlo tramo por tramo para bajarlo o retirarlo del pozo, ya que se lo desenrolla o enrolla en un carretel accionado mecánicamente como si fuera una manguera. Esta última característica permite un mejor y más rápido manejo y almacenaje; por ello este tubo tiene múltiples aplicaciones tanto en la perforación de pozos dirigidos como en la terminación y reparación de los mismos.

Fig1- unidad de coiled tubing Desde su aplicación inicial en los años ’60, el uso de coiled tubing se ha incrementado el punto que, en la actualidad, hay 750 unidades diseminados en todo el mundo, donde el 50% de ellos está siendo empleado en norteamérica. EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS La perforación con coiled tubing se ha incrementado notablemente en los años ’90; a lo largo de 1999, alrededor de 1.200 pozos fueron perforados utilizando este material. Las unidades de coiled tubing han sido empleadas inicialmente en alaska, omán, canadá, mar del norte y venezuela pero la perforación de pozos usando este material va en aumento en la medida que avanza la tecnología. La snubbing unit es una máquina hidráulica que, reemplazando o superpuesta a una convencional, permite efectuar trabajos bajo presión, o sea sin necesidad de circular y/o ahogar al pozo para controlarlo. Esta condición de trabajo, que además de reducir tiempo de operación y costos ayuda a conservar intactas las cualidades de la capa a intervenir, consiste en la extracción o corrida de tubería mediante un sistema de gatos hidráulicos que mueven alternativamente dos mesas de trabajo en las que están ubicados juegos de cuñas accionados de manera hidráulica o neumática, que retienen o soportan la columna de tubos según sea necesario. Este sistema mecánico de manejo de tubería está complementado con un arreglo de cuatro válvulas de control de pozos, también accionadas de manera hidráulica, que funcionan alternativamente con la ayuda de un compensador de presiones, lo que posibilita la extracción o bajada de la tubería bajo presión.

Fig. 2- snubbing unit El empleo conjunto de estas dos herramientas permite realizar tareas especiales de perforación.

1.3.- El elemento humano. Para llevar adelante las tareas de perforación, terminación y reparación de pozos es necesario un conjunto de personas con diferentes grados de especialización: ingenieros, geólogos, técnicos, obreros especializados y EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS obreros; tienen responsabilidades directas como programación, supervisión, operación y mantenimiento, e indirectas, tales como las de las compañías proveedoras de servicios técnicos, productos químicos y fluidos de perforación, unidades de mezcla y bombeo de cemento u otros servicios de bombeo, unidades para correr registros eléctricos, trépanos y proveedores de servicios auxiliares como transporte de equipo, materiales, cargas líquidas, personal, etc. El personal directo e indirecto involucrado en la perforación de un pozo, cuando se trata de perforación en tierra en pozos de desarrollo, asciende a una cantidad entre noventa y cien personas; en la medida que aumente la complejidad del trabajo, como, por ejemplo, en los pozos exploratorios profundos, pozos costa afuera, la cantidad de personal requerido puede llegar a duplicarse. Un equipo perforador, de terminación o de reparación, opera las 24 horas del día, todos los días del año, con personal que trabaja en turnos rotativos de 8 horas.

1.4.- Equipos de Workover Los servicios de workover tienen por objeto aumentar la producción o reparar pozos existentes. Estos equipos se utilizan para sellar zonas agotadas en pozos existentes, abrir nuevas zonas productoras para aumentar la producción o bien activar zonas productoras mediante procesos de fracturación o acidificación. Se utilizan también para convertir pozos productores en pozos de inyección a través de los cuales se bombea agua o dióxido de carbono a la formación, para aumentar la producción del yacimiento. Otros servicios de workover incluyen reparaciones importantes en el subsuelo, como reparaciones de la cañería de revestimiento (casing) o el reemplazo de equipamiento de fondo de pozo que ha sufrido deterioro. Los equipos de workover se usan en el proceso de terminación de pozos, que es la preparación de un pozo de petróleo o gas natural recientemente perforado para ponerlo en producción.

2.- CONSIDERACIONES DE DISEÑO Factores por considerar Para el diseño de la completación de pozos se deben tomar en cuenta los siguientes factores: • Factores ambientales. • Restricciones del entorno. • Recursos disponibles. EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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2.1.- Factores Descripción Tipos Ambientales Son aquellos factores que influyen en el sistema o que lo limitan, pero acerca de los cuales no puede hacerse nada. • Ubicación del pozo. • Profundidad. • Presión y temperatura del yacimiento. • Configuración del yacimiento. • Mecanismo de producción del yacimiento. • Características de los fluidos y de las rocas.

2.2.- Restricciones del Entorno Las restricciones son factores que impiden que el sistema funcione bien todo el tiempo. • Cementación primaria. • Daño de formación. • Conificación de agua o gas. • Corrosión.

2.3.- Recursos disponibles Los recursos son los elementos que ayudan a que el sistema logre sus objetivos. Los recursos pueden mejorarse. • Tasa de producción. • Técnica de producción. • Estimulación futura. • Métodos de reparaciones futuras. • Posibilidad de inyección de fluidos.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS • Dispositivos de seguridad.

2.4.- Consideraciones de Seguridad durante la Completación de Pozos Se debe contar por lo menos con dos sistemas de seguridad. Usualmente, los dos fundamentales son: el fluido para controlar el pozo y la válvula impide reventones (BOP). El fluido de control debe poseer propiedades adecuadas para no dañar la formación. Por lo tanto, se debe tener un adecuado análisis que permita determinar la densidad óptima del fluido de control, así como su composición. Es necesario probar los rams de la válvula impide - reventones (BOP) antes de usarla en la completación. Esto permite determinar la capacidad que posee la válvula para controlar el pozo. Por lo tanto, se debe contar con válvulas cuyas roscas sean adecuadas para colocar en la tubería y xcon una presión de trabajo igual al BOP.

3 HERRAMENTAS DE GUAYA FINA 3.1 DEFINICIÓN CABLES O GUAYA FINA Los cables o también conocidos como guaya fina, son elementos de importancia vital en las operaciones de subsuelo. De su calidad, cuidado y mantenimiento depende en alto grado la realización de una operación en el tiempo requerido, así como también se evitan trabajos de pesca y hasta reparaciones mayores.

De acuerdo con su conformación se clasifican en dos tipos: 3.1.1.- Monofilamentos Son las guayas finas más usadas en las operaciones de subsuelo por su resistencia y flexibilidad. Su diámetro es de 0.092”, 0,105” y 0,108”. Su tensión de ruptura está entre 1500 y 2000 lbs. -

Guayas de Acero al Carbono: Se utilizan en cualquier problemas de H2S y/o CO2.

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Guayas de Acero Inoxidable: Se usan en ambientes de H2S o en los cuales ocurren problemas de corrosión debido al alto contenido de CO2.


pozo, sin

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS 3.1.2.- Multifilamentos Son guayas gruesas comúnmente empleadas para reemplazar las finas, tienen un diámetro mayor y pueden ser de 3/16”, ½”, 5/16”, esto cuando se requiera de mayor resistencia. Se usan generalmente en trabajos de achiques, pesca (cuando no hay presiones), bajar tubería de extensión y otros. -

Guayas de Acero: Están compuestos por dordones y alma, siendo esta generalmente de fibra textil, se usan porque tienen mayor resistencia para diámetro y peso, su longitud no varía a condiciones atmosféricas y son de larga duración.

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Elementos Básicos del Diseño: Grado de Acero, Número y forma de alambres en el cordón. Tipo y colocación del alambre, preformado y tipo de alma.

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Clasificación de Cordones: Redondo, aplastado, recubiertos, agrupados y concéntricos.

Las Guayas son herramientas básicas que permiten ejecutar los trabajos con guaya fina en el subsuelo, suministran el peso necesario para realizar Ia instalación y recuperación de los equipos de control de flujo en el pozo. En esta parte, se describirán las herramientas de guaya fina que están compuestas básicamente por el conector o cabeza de guaya, Ia barra de peso y los martillos, estas herramientas están interconectadas entre si, lo cual permite instalar o recuperar los equipos en el pozo. Las Operaciones de Guaya Fina, están orientadas a ejecutar actividades de subsuelo sin sacar la tubería de producción. A través de este servicio se reemplazan equipos, eliminan obstrucciones y se colocan equipos que contribuya a la mejora de la producción. 3.1.3.- Condiciones Operacionales: Presión del Pozo: Permite seleccionar las características físicas del equipo de superficie (lubricador , válvulas de seguridad). Profundidad: Para determinar la longitud de la Guaya, Peso de las herramientas. Tipo de Yacimiento y Completación: EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Esto para evitar atascamiento por la configuración mecánica y/ o presencia de escamas, parafinas, asfaltenos,etc. Fluidos de Producción: La producción de H2S y CO2 incide directamente sobre la guaya.

3.2.- ENSAMBLAJE BÁSICO DE FONDO 3.2.1.- Cabeza de Guaya

Es un dispositivo en forma cilíndrica, con un cuello de pesca, que forma la primera parte del juego de herramientas básicas que permite interconexión entre éstas y la guaya. En su parte inferior tiene rosca interna donde va conectada la barra de peso. Función: Es el sostén de todo el conjunto de herramientas básicas, donde deja de ser guaya para recibir el martillo, la barra de poso, el muñeco. Componentes Cabeza de Guaya Aro: Disco metálico que sujeta la guaya. Espaciador: Pieza metálica cóncava que separa el resorte del nudo. Resorte: Espiral de acero que actúa como amortiguador entre el nudo de la guaya y el tope interno del “rope socket”


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3.2.2.- Barras de Peso

Definición: Herramienta tubular, sólida, con cuello de pesca externo y rosca que permite darle peso a las herramientas para ejecución de trabajos de guaya. Está conectada a la cabeza de la guaya. Las más utilizadas son: la barra de acero, barra rellena con plomo, barra rellenas con mercurio. Descripción: Herramienta fabricada en secciones de 5, 3 y 2 pies de largo, haciendo en los extremos pines, cajas, cuello de pesca y un cuadrante para colocar las llaves de los ajuntes. Función: Proveen el peso necesario para correr las herramientas dentro del pozo y vencer el diferencial de la presión del pozo para poder llegar a la profundidad requerida según el tipo de trabajo a realizar.


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3.3 PESCANTES, BAJANTES, TIJERAS, MARTILLOS, CORTADORES DE GUAYA 3.3.1.- Tijeras (Martillo) Definición: Son los encargados de transmitir la percusión o impacto a la sarta de herramientas, mientras se encuentren en el pozo. La fuerza del impacto puede ser hacia arriba o hacia abajo y se requieren cuando el trabajo no puede ser realizado por simple tensión con el peso de las herramientas.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Clasificación de los Martillos

3.3.1.1.- Martillo Mecánico Tipo Tijera

Definición: Transmite efectivamente el impacto de Ia barra mediante Ia manipulación de la guaya en superficie, permitiendo con los golpes asentar o recuperar los equipos en el pozo. Descripción: Está formado por dos eslabones en forma de U, entrelazados como un eslabón de cadena, los cuales se desplazan uno entre otro, al cerrarse o abrirse por efecto del golpe que transmite Ia barra de peso, se ejecuta Ia acción de martillar. En Ia parte superior posee un Pin de conexión, según el diámetro de Ia barra y en Ia parte inferior una caja para recibir las herramientas que se bajaran al pozo.

3.3.1.2.- Martillo Mecánico Tipo Tubular

Definición: Trabaja cuando existan problemas de arenamiento, pesca de guaya, en el pozo. Descripción: Está compuesto por un tubo perforado a Io largo de todo su cuerpo en cuyo interior se desplaza un pistón, estos agujeros abiertos en el cuerpo permiten el paso del fluido. Cuando el pistón se desplaza en cualquier dirección rechaza las partículas EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS y permite el libre movimiento de Ia tijera. El martillo Tubular comúnmente está compuesto de una tubular perforado, en su parte superior e inferior, en cuyo se desplaza un pistón en dichas perforaciones permiten el paso de fluido cuando el pistón se mueve hacia arriba o hacia abajo abajo el pistón se mueve hacia arriba o hacia abajo, si las aberturas no son suficiente, el martillo el martillo perder la acción.

3.3.1.3.- Martillo Hidráulico

Definición: Es una herramienta diseñada para suministrar impactos de mayor potencia que los obtenidos con el uso de los martillos mecánicos. La potencia del impacto de un martillo hidráulico, es proporcional a Ia tensión aplicada a Ia guaya y al peso de las barras. Descripción: Es una herramienta, en cuyo interior hay un mandril, el cual Ileva en Ia parte inferior un pistón metálico. Debajo de este pistón va otro flotante que sirve para balancear Ia presión hidrostática del pozo en ambos extremos del martillo y suministrar impactos de mayor potencia que el que se logra con el martillo mecánico. Estos martillos han sido diseñados para golpear hacia arriba, en vista que los martillos hidráulicos no permiten golpear hacia abajo, cuando esta herramienta se requiera, debe usarse en conjunto con un martillo mecánico, colocado usualmente debajo del primero, lo cual preverá acción de impacto en ambas direcciones. EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Si el martillo hidráulico falla por alguna empacadura o una conexión floja que permitan perdida de aceite o filtraciones de gas a la cámara las tijeras mecánicas podrían ser utilizadas para completar la operación.

Los martillos hidráulicos más usados vienen en las medidas de 1 1/2” a 2” de largo y con diámetros 1 1/2”, 13/4“ y 1-7/8”, con cuello de pesca de 1-3/8”. 3.3.2.- Muñeco

Definición: Es similar a un pedazo de barra de mas o menos un pie, con las mismas dimensiones. Está formado por una bola y un cilindro hueco, donde gira la bola lo que le da flexibilidad al conjunto. Es similar a una barra de más o menos un pie, pero en la mitad de su longitud tiene una unión giratoria, formada por una bola y un receptáculo donde al girar da flexibilidad al conjunto para pasar a través de tuberías dobladas, tuberías, inclinadas o enganchar alguna herramienta o equipo recostado en la tubería. Cuando esta conexión es utilizada, debe ser colocada inmediatamente debajo de las tijeras, donde la flexibilidad es importante.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS En el caso de tubería doblada, la junta debe ser colocada entre las barras y latijera y en caso extremos entre cada barra. Función: Dar flexibilidad a la barra y que la herramienta tenga mas movimiento mientras ésta trabaja dentro de las tuberías, con los mandriles de LAG o engancha alguna herramienta o equipo que se encuentre recostado a la tubería.

Tren de Herramientas Básicas BAJANTES PESCANTES HERRAMIENTAS DE CONTROL DE FLUJO

Barra de peso

Tijera mecánica

Muñeco

3.3.3.- Cortador/Calibrador

Definición: Es una herramienta metálica con ranuras longitudinales de diferentes medidas, la cuál se coloca a lo largo de un cuerpo para verificar los diámetros de la tubería. Función: Calibrar la tubería y servir como herramienta para cortar ó limpiar sustancias adheridas a su pared interna, tales como parafinas, carbonatos y parafinas.


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Es una buena práctica correr un calibrador (cortador) antes de cualquier operación con línea de acero, para chequear el diámetro interno de la tubería y conocer la profundidad del hoyo (HUD). Otras aplicaciones típicas son: -Localización de niples de asentamiento y perfiles “no-go”. -Remoción de escamas, parafina y otros depósitos, de las paredes de la tubería. -Determinar puentes en tubería para correr secuencia de cortadores más pequeños.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS 3.3.4.- Calibrador /Pasador

Definición: Es una herramienta cilíndrica metálica cónica en sus extremos. Posee un sistema de comunicación a través del cuerpo que le permite bajar dentro del fluido del pozo para verificar el colapso de la tubería. Función: Abrir restricciones menores que puedan haber sido causadas por daños mecánicos de la tubería, tales como colapso ó aplastamiento. 3.3.5.- Toma Muestra

Definición: Herramienta tubular, formada por dos secciones, una superior con cuello de pesca externo, concavo hacia dentro que permite recibir los sólidos recuperados, y rosca externa la parte inferior, que permite el acople de una válvula chequer la cual es una herramienta cilindrica concava hacia adentro con rosca interna en la parte superior corte de 45° en su parte inferior, internamente esta conformado por un asiento y una bola (cheque) que permite el paso del material sólido hacia adentro e impide la salida del mismo. Función: Recuperar las muestras del material sólido en la máxima profundidad alcanzada en el pozo.

3.3.6.- Localizador de Punta de Tubería

Definición: Herramienta tubular con una abertura en un costado en la cual se acopla un pin vasculante el cual se despega hacia afuera (de la abertura) una vez que sale de la tubería y sostenido en forma horizontal (con respecto al cuerpo solido ) por un pasador ( pin) de bronce. Función: Localizar la punta de tubería para establecer un punto de referencia


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS de las profundidades a las cuales se encuentran los equipos en relación con las medidas de guaya versus programa.

3.3.7.- Bloque de Impresión/ Camarita

Descripción: Herramienta tubular con un cuerpo sólido y concavo hacia dentro en su parte inferior que permite recibir un bloque de plomo el cual se ajusta al cuerpo sólido con un pin que lo atraviesa transversalmete . Función: Permitir obtener una impresión en la cara maleable de el bloque de plomo de objetos o cuerpos sólidos.


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Deben ser tomadas algunas precauciones para accionar el martillo hacia abajo una sola vez para tomar la impresión, de lo contrario impresiones múltiples causará confusión o perdida del plomo. Precauciones: El plomo de la herramienta de impresión no debe excederse de ¼” a 3/8” más allá del cilindro de acero. El diámetro del plomo que valla más allá del cilindro no debe ser mayor que el diámetro externo del cilindro de acero. Se debe evitar el uso de una barra extremadamente pesada y dar una percusión muy fuerte con la herramienta de impresión.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS 3.3.8.- Bomba de Arena “Sand Bailer”

Definición: Es una herramienta cilíndrica hueca conformada por un pistón viajero que en su parte inferior posee un cheque y en su parte superior un “pin” para conectarse a las herramientas básicas de guaya. Función: Sacar arena o desechos (lodo, sal, parafinas) depositados en la tubería. Ocasionalmente puede ser utilizada también como toma muestra. Funcionamiento: Cuando la herramienta descansa sobre el puente de arena esta se cierra y el pistón abre dentro del cilindro succionando la arena, quedando de esta manera dentro del cilindro.

3.3.9.- Caja Ciega

Definición: Es una pieza de acero sólido con un pin para conectarse a las herramientas de guaya. Función: Es utilizada cuando se requiere golpear una herramienta ó un pedazo de metal para sacarlo fuera de la tubería, ó llevarlo hasta una posición que permita trabajar con mayor facilidad, también se emplea para cortar la línea en el nivel de la cabeza de guaya. EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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3.3.10.- Localizador de Guaya

Descripción. Consiste en una camisa, en cuyo extremo superior posee una caja roscada y un adaptador; en su extremo inferior están roscados unos flejes de aproximadamente 3/4 de pulgadas de longitud, que le dan a la herramienta un efecto de resorte. En su interior de desplaza un cilindro cuyo extremo superior es una punta roscada acoplada en un cuello de pesca y asegurada con un pasador, siendo su extremo inferior un arpón cónico. Función. Determinar la profundidad del extremo superior del cable, en caso que, éste se hubiese partido o hubiese sido necesario cortarlo por no poder sacar las herramientas.


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3.3.11.- Cortador de Guaya Tipo Diablo

El corta guaya es un pedazo de barra, cuyas dimensiones varían entre 1 ¼ a 1 ½ plg de diámetro y de 2 a 3 pies de largo. Está provisto de una cabeza de pesca y se recomienda que su parte inferior sea de forma de pata de mula. Posee una ranura lateral a lo largo de toda herramienta, por donde se deslizará Ia guaya desde la superficie hasta el punto de corte. Para que la guaya no se salga de la herramienta, se asegura por varios pasadores dispuestos a lo largo de la herramienta. su función es de Cortar la guaya lo más profundo posible para evitar que la guaya se rompa por fatiga o herramientas tensión están cuando pegadas las y así pescar únicamente las herramientas.


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3.3.12.- Llave Tipo “B” Definición: Herramienta tubular con cuello de pesca externo en su parte superior, diseñada para cerrar las mangas instaladas en la sarta de producción. Función: Cerrar confiablemente las mangas instaladas en el pozo.

3.3.13.- Pescantes

Definición: Es un equipo conformado por conjuntos de piezas que permiten la recuperación de equipos de control de flujo existente en el pozo o la instalación de equipos de control de flujo. EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Según sus caracteristicas existen pescantes: agarre internos y externos. Función: Liberan las herramientas del cuello de pesca golpeando hacia arriba o hacia abajo.

4.- EQUIPOS DE SLICKLINE Los equipos de Slickline han estado en uso desde los primeros años de la perforación determinando profundidades, bajando y recuperando sensores de presión y temperatura, a operaciones en la actualidad mas complejas que pueden ser realizadas con una gran variedad de herramientas. Slickline es un método para ejecutar operaciones en un pozo que tiene presión, mediante línea de acero. Corriendo herramientas dentro de los pozos con líneas de cables, se evita la necesidad de introducir y extraer la tubería dentro y fuera del pozo EQUIPOS DE INTERVENCION DE POZOS

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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Una unidad Slickline puede armarse, desempeñar su tarea en menos tiempo que el que toman otros tipos de unidades. Al desarrollar mayor velocidad, se usa también como servicio de apoyo para otros equipos o unidades (Asentar tapones, instalar válvulas) Slickline tiene algunas desventajas, tales como la resistencia limitada del cable y el hecho de que no pueda rotar o circular. En Bolivia se cuentan con varias compañías que prestan este tipo servicios, como ser Halliburton, Equipetrol, Conpropet.

4.1.- CARACTERISTICAS DEL EQUIPO SLICKLINE •

Una unidad de slickline, puede ser un simple tambor rotatorio en el cual se halla envuelta una línea pulida, o puede ser tan complicada como una unidad eléctrica, autocontenida y autopropulsada.


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La mayor parte de los equipos son compactos y portátiles usualmente montadas en un camión.


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4.1.1.- Descripción del equipo SL •

El equipo superficial requerido para realizar operaciones de slickline depende en gran parte de la presión del pozo y del tamaño de la tubería.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS 4.1.2.- Dispositivos de medición •

Indicadores de Velocidad de línea, para medir velocidades con lecturas en pies/seg – mts/seg, ocupadas en registro de temperaturas.

•

Indicador de longitudes, mediante una rueda de medición de precisión que activa un odómetro.

•

Indicadores de peso, registran la carga total sobre la línea o la tensión en libras.

Carretes •

Los carretes hacen posible poder manipular grandes longitudes de línea de cable en una sola pieza, con seguridad y conveniencia.

Están provistas de un freno y un embrague para controlar la velocidad de un cable que vaya cayendo dentro del pozo


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Poleas •

Usualmente es necesario cambiar la dirección de la línea varias veces para pasar del carrete al cabezal del pozo, para este propósito se usan roldanas con tamaños diferentes que nos permitan la sobrecarga de esfuerzos de doblado en la línea y reducir tensiones de carga.


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Poste Grúa •

Se usa un poste/grúa telescopio para elevar el lubricador a la parte alta de la válvula de la línea de cable y para mantener esa posición para el incorporado o desarmado de herramientas


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Stuffing Box •

Estos dispositivos se usan para lograr un sello entre la línea del cable y el pozo, para limpiar la línea del cable a medida que se extrae del pozo.

•

Una cámara que contiene un empaque, sella la presión y minimiza las fugas alrededor de la línea.

•

Proveen un control primario de la presión.


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Preventor de Reventones •

Los preventores de reventones de la línea de cable se hallan típicamente ubicados en el fondo del conjunto de presión de la línea de cable.

•

Se usan para dar un sello del pozo donde se efectúa el trabajo bajo presión, o donde exista el peligro de un reventón.

•

Se los usa con otros componentes de lubricadores, tales como cabezales de control, inyectores de grasa, limpiadores de línea, tubos de elevación, trampas de herramientas, uniones y cajas de lubricante.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Item

Equipment Description

Size

1

BOP Manual 3” 5000 psi

3”

2

BOP Manual 3” 10,000 psi

3”

3

BOP Hydraulic 3” 10,000 psi

3”

4

BOP Hydraulic 7” 10,000 psi

7”

Lubricadores •

Son longitudes de tubería con una presión de trabajo especificada mayor que la presión del cabezal del pozo, y con un tamaño y longitud para acomodar todas las herramientas que se usen en los trabajos de rehabilitación y terminación.

•

Los lubricadores se instalan encima del arbolito, por sobre la válvula de limpieza con válvulas de cable como el primer componente y por encima de la válvula maestra o el preventor de reventones en los casos de pozos bajo presión.

•

El lubricador puede tener también una trampa de herramientas, la cual atrapará las herramientas en caso de que el cable se rompiera o se arrancara del encastre de soga en la parte superior del lubricador.

•

Los lubricadores tienen que ser probados en el taller como en el campo.


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Item

Equipment Description

Size

1

Lubricators 8’ 5000 psi

27/8”

2


3”

3

Lubricators 8’ 10,000 psi

31/2”

4


5”

5


7”

5


7”


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS 4.2.- CARACTERISTICAS DE LAS HERRAMIENTAS DE SLICK LINE Casquillo sujeta cables •

El casquillo provee un método de asegurar la línea de cable a otras herramientas o unir línea de cable a la herramienta.

•

Existen diferentes tipos de mecanismos de casquillos:  Tipo carrete, consiste en un cuerpo, resorte, soporte y disco.  Tipo cuña, consiste en un cuerpo y una traba ranurada de bronce.

Tipo grapa, consiste de un cuerpo, union, un porta cuñas, cuñas y un tornillo de fijación. Es muy util en operaciones de pesca con linea de cable, porque las cuñas están disponibles en diferentes resistencias de rotura.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Características del alambre


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Probador de tensión del alambre

Junta Articulada •

Las juntas articuladas proveen una junta fuerte y flexible para permitir el movimiento angular de la sarta de herramientas en un pozo dirigido, desviado o torcido.

•

Consiste en una sección de espiga con extremo esférico y una sección de caja con alojamientos esféricos, la barra tiene la esfera encajada en el alojamiento para formar una unidad integra y flexible.


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Barras de pesos •

Llamados también barras de lastre, se usan para proveer peso adicional a las herramientas.

•

El peso es necesario para vencer la fuerza creada por la presión del pozo y es también necesaria para dar el impacto hacia abajo para las operaciones de percusión.

Diablo •

El diablo o también llamado chanchito, es un dispositivo que se lanza al pozo para cortar la línea de cable de fondo.

•

Es una forma alternativa de cortar la línea, en lugar de ejercer tracción en la línea para romperla cuando una línea se traba o es necesario cortar en la línea.

•

Debe de tenerse cuidado cuando no se tiene fluido en la tubería.


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Tijeras •

Son dispositivos usados para controlar o acelerar la fuerza hacia arriba o para transmitir una fuerza de impacto hacia abajo.

•

Los percutores producen un efecto de martillado para liberar o emitir fuerza a las herramientas.

•

Existes dos tipos de tijeras: Mecánicas y las Hidráulicas


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Arpón de línea de cable El arpón de línea de cable o gancho de pesca, se usa para recuperar línea de cable cortada o que se haya roto dentro del pozo. Se lo corre en el pozo hasta la línea cortada, donde un mecanismo de pesca asegura la línea de cable cortada.

Herramientas para extracción •

Las herramientas de extracción con línea de cable, proveen un método de colocar o retirar varios tipos de equipos, tales como válvulas

de

elevación

por

gas

(gas

lift),

tapones,

estranguladores, etc..


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Herramientas de cambio •

Las herramientas de cambio se usan para abrir y cerrar mangas deslizantes o puertos de circulación en la sarta de perforación.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Bloque de impresión •

Un bloque de impresión, es un alojamiento, con una insercción de plomo blando, que cuando toma contacto con el objeto en el interior del pozo, la fuerza del golpe, produce la deformación del bloque de impresión, el mismo que adopta la forma de la parte superior del objeto.

Raspador de Parafina •

El raspador de parafina, rascador y cortador, son herramientas que se usan para aflojar las acumulaciones de parafina en la tubería.

•

Movimientos para arriba y abajo disminuyen y eliminan la parafina.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS Achicador de arena •

Los achicadores de arena o cucharas, generalmente se usan para remover la arena y otros desperdicios en el interior de la tubería.

•

Consiste en un pistón partido o dividido, un retén de esfera y una válvula de retención a bola, con una zapata guía en el extremo inferior.

•

El movimiento del embolo se logra levantando y bajando la línea de cable, en la longitud del pistón, por lo tanto se aspira o chupa el fluido del pozo y los desperdicios a través de la válvula de retención a bola, dentro del tubo del achicador.

OPERACIONES COMUNES DE SLICK LINE •

Registro de Pozos

•

Calibración

•

Medición de la profundidad de pozo

•

Cortado de parafina

•

Bajado y asentado o recuperación de equipo (gas lift)

•

Pesca

•

Achique de arena

•

Abrir y cerrar mangas y puertos


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS CONCLUSIONES Equipos Básicos:  Equipos sub-superficiales que abarca desde el fondo de pozo hasta la base inferior del árbol de navidad, donde está asegurada a través de los colgadores de tubería.  Equipos superficiales que comprende a todas las instalaciones que abarca desde boca de pozo, con el árbol de navidad pasando por las líneas de descargas y de flujo hasta los separadores gas – petróleo.

Funciones Principales de los Equipos:  Comunicar a la arena productora con el fluido de pozo, controlando las presiones de fondo.  Permitir la circulación de los fluidos de formación desde el fondo de pozo hasta la superficie.  Soportar las presiones del flujo de los fluidos.  Controlar a través de la tubería las velocidades de circulación.  Controlar a través del árbol de navidad los caudales de producción.  Controlar con los equipos superficiales los caudales y las presiones de circulación a través de las líneas de flujo y de descarga.  Realizar una eficiente separación gas – petróleo – agua en las baterías de separadores.  La unidad de Slickline, es uno de los tipos de unidad mas ampliamente usados en el trabajo de remediación o rehabilitación.  Se han desarrollado cientos de herramientas para efectuar incontables tareas.  Se debe enfatizar continuamente el cuidado en el armado, probar completamente el equipo, observar la seguridad en la operación y el control durante cada tarea que se efectúe.


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DIPLOMADO EN PRODUCION DE HIDROCARBUROS BIBLIOGRAFÍA  Completación y Reacondicionamiento de Pozos - CIED PDVSA  Manual operaciones de SLICK LINE - Repsol  manual de procedimientos de perforación: “Operaciones Rehabilitacion” Tomo I, SECCION F PDVSA.  Manual de operaciones “Guaya fina y Ameradas. Guaolca  Manual de CIED de “Completación y reacondicionamiento de pozos”. Páginas web  http://reacondicionamientounefa-frankligr.blogspot.com/  http://www.serviciosgdp.com/cursos/ver/244 http://es.scribd.com/doc/59091649/2-Operaciones-de-Subsuelo


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EQUIPOS DE INTERVENCIÓN DE POZOS.pdf

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