TRABAJO DE PULLING INTRODUCCION El trabajo de pulling se desarrolla en todo el campo petrolero realizadas a las l as instalaciones de los pozos donde el objetivo es dar un mantenimiento a los equipos de levantamiento tal como una limpieza de parafinas a los equipos de bombeo mecánico las mismas que son ejecutadas por las unidades de pulling y las de Workover
EQUIPO UTILIZADO Unidades de Pulling Las unidades son fundamentalmente un camión dotado de una plataforma donde van alojados dos tambores, el tambor que contiene cable de pistoneo liso es de un diámetro 9/16”, y el otro que es el principal, se halla provisto de un cable de un diámetro ¾ “, este
es llamado de armado, además está dotado de un mástil doble telescópico, y de varios equipos de complementación para poder realizar la variedad de operaciones que se realizan para dar servicio de mantenimiento a las instalaciones in stalaciones de los pozos.
Partes principales
Carrier Compound Transmission Draworks Mastil
El Carrier comprende específicamente el camión donde van montados los equipos, que se utilizan para realizar las operaciones de pulling. Equipamiento Adicional
Sistema de transmisión hidráulica
Llave hidráulica marca B.J. de 2 ½ “
Guinche hidráulico para izaje de mástil
PROGRAMA DE INTERVENCIÓN El trabajo de pulling se lo realiza mediante un programa de intervención en el que se detalla:
Datos básicos del pozo Último servicio realizado Tipo de extracción Datos de producción Diagnóstico del equipo Programa a aplicar Provisión de materiales
Luego de lo cual se elabora un reporte diario de operaciones en el que constan:
Datos generales del pozo El objetivo El tiempo empleado en realizar las operaciones, en horas Las condiciones en que queda el pozo Las medidas de las tuberías o varillas Informe de reacondicionamiento (W.O.) Historia del pozo
PERFORACIÓN El pozo direccional Edén Yuturi-G-34, se terminó de perforar el 12 Abril del 2004, se alcanzó una profundidad total de 8,560 pies. El casing superficial de 13- 3/8” se asentó a 2,236 pies. El casing de producción de 9- 5/8” se cementó a 8,542 pies. Se corrió los registros USIT/CBL Cement Bond Log. Métodos acústicos básicos de cementación COMPLETACIÓN Y PRUEBAS Se inician los trabajos de completación de pozos el 05 de Julio del 2004, los objetivos de este trabajo fueron:
Perforar la arena T el intervalo de 8308’-8328’ (20’). Perforar la arena U- Superior el intervalo de 7996’-8014’ (18’). Bajar completación de fondo para las arenas U-Superior y T. Instalar Bomba Eléctrica Sumergible GN-4000 de 72 etapas.
Se realiza un viaje de limpieza con broca de 8 ½” y raspa tubos para casing de 9 5/8”, se
desplaza una píldora viscosa para asegurarse que el pozo este limpio. Se arma y baja cañones 4 ½” 4505 PJ a 5 dpp para perforar el intervalo de 8,308’- 8,328’ (20’) de la arena T y el intervalo de 7,996’- 8,014’ (18’) de la arena U-Superior. Se arma y baja completación de fondo con dos packers Baker para aislar las zonas de interés y dos camisas de producción para las arena U-Superior y T. Se arma y baja una bomba REDA GN-4000 de 72 etapas para producir de la arena U-Superior. La prueba al 19 de Julio del 2004 dio 1,105 barriles de petróleo con un corte de agua del 59%. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS WORKOVER No. 01 (Slick Line) Inicia operaciones el 08 de Octubre del 2006, el objetivo de este trabajo de Slick Line fue:
Abrir la camisa de la arena T. Cerrar la camisa de la arena U-Superior. Poner a producir el pozo para evaluar T.
Se procede a apagar el pozo y colocar los aislamientos mecánicos y eléctricos antes de efectuar el trabajo. Con unidad de Slick Line se procede a retirar el blanking plug a 7,622’.
Se arma y baja un centralizador guía y “C” prongs hasta 8,117’ para retirar tapón RZR. Se asienta centralizador sobre cabeza del RZR, ingresa “C” prongs dentro del mismo y rompe
knock out plug para ecualizar presiones, se sube sarta a superficie. Se arma nuevamente sarta de herramientas de SL con un pulling tool y “B” probe, con el objetivo de recuperar tapón RZR a 8117’ hacia la superficie, se pasa tubing bypass sin problemas, pero al ll egar a
la camisa de la arena U- Superior a 7,999’ no pasa la herramienta, se intenta pasar por varias ocasiones sin tener éxito se decide subir. Se decide colocar knuckle joint antes del pulling tool y se cambia el “B” probe por un “C” prongs, con el objetivo de tener una me jor guía y se comienza a correr en el pozo. Obteniendo los mismos resultados de la corrida anterior. Se decide cambiar el tipo de cable a 3/16’ en lugar del de 0.108” y se coloca
mayor cantidad de barras para obtener mayor peso, se procede a bajar y se engancha tapón RZR a 8,117’. Se saca tapón a superficie. Se retira de la sarta pulling tool con tapón.
Se coloca running tool con separation sleeve en la sarta para aislar la arena U-Superior, se corre en el pozo y no se logra pasar del tubing by-pass. Se rompe pin del running tool dejando pescada la herramienta dentro del by pass a 7,702’. Se procede a subir running
tool, para bajar a pescar con pulling tool el separation Sleeve. Se logra pescar con éxito y se recupera hacia la superficie. Se corre shiftin g tool para cerrar la camisa @ 7,999’, se ll ega a profundidad y golpea varias veces, cierra camisa y se sube shifting tool a superficie. Se corre blanking plug y asienta en “Y” tool @ 7622’. Se desarma lubricador, se coloca tree caps, se retiran aislamient os eléctricos y mecánicos, abren válvulas y arranca Pozo Edén Yuturi G-34 con 40 Hz y 50 Amps. Se da por finalizada la operación el 9 de Octubre, en espera de resultados de las pruebas, para determinar si se ha cerrado correctamente la camisa de la arena “U”
Superior. Como los resultados no fueron satisfactorios, se interviene nuevamente el pozo el día 16 de Octubre y se procede a colocar una separation Tools para aislar la arena USuperior y realizar una prueba de producción. Los resultados de la prueba fueron: FECHA
GROSS
OIL
BSW
FREC.
PIP
GAS
GOR
PI
API
SALINIDAD
6.66
16.5
13000
7.04
15.6
12500
7.38
15.6
12200
ANTES DE RETIRAR TAPÓN RZR DE LA ARENA UT 3-Oct-06
3848
308
92.0
66
2190
38
123
ANTES DE ASENTAR SEPARATION SLEEVE EN CAMISA DE UU 13-Oct-06
4139
373
91.0
68
2166
40
107
DESPUÉS DE ASENTAR SEPARATION SLEEVE 16-Oct-06
4251
213
95.0
68
2177
41
192
Como se observa en las pruebas de producción, estas se mantienen con los parámetros parecidos, por lo que se puede concluir que existe una comunicación entre las dos zonas,
ya sea por des asentamiento del packer inferior o por un hueco en la tubería. Por este motivo se decide intervenir el pozo con torre de reacondicionamiento. WORKOVER No. 02 Inicia operaciones el 15 de diciembre del 2008. Trabajos slick line para retirar blanking plug y controlar pozo en reversa con retornos a la Estación. Desarma cabezal y línea de flujo, realiza pulling de la Bomba Eléctrica Sumergible GN-4000 72 etapas. Prueba Preventor de reventones y arma y baja el arreglo de fondo de pozo ON-OFF para sacar completación de fondo con Packers, sin éxito. Se realizan operaciones para pescar completación de fondo como sigue: el arreglo de fondo de pozo #1 (de molienda), el arreglo de fondo de pozo #2 (de pesca), el arreglo de fondo de pozo #3 (de bloque impresor), el arreglo de fondo de pozo #4 (de molienda), el arreglo de fondo de pozo #5 (de pesca), el arreglo de fondo de pozo #6 (de pesca) donde se recupara el arreglo de fondo de pozo de Fondo en 100%. Para la continuación de las operaciones arman y bajan el arreglo de fondo de pozo de limpieza, se corrió registro de cemento con Slb-Wire-line. De acuerdo a resultados deciden aislar reservorios T y US asentando Casing Irretrievable Bridge Plug CIBP de 9 5/8” a: #1= 8250ft, #2 = 7940ft. Armar y bajan cañones 4½” Power Jet Omega 5 DPP para disparar arena M-1 el intervalo 7301 – 7314ft. Arman y bajan equipo Bomba Eléctrica Sumergible GN-1600 (113 etapas), motor 150HP, 2300V/39.4A. Operaciones con unidad slick -line para recuperar standing valve; recuperar bla nking plug; corrida de barras de 1¾” y asentar nuevamente blanking plug de 1.125” en Y Tool. Retira Preventor de reventones, arma
cabezal y líneas de superficie, arranca pozo sin novedad. Da por finalizadas las operaciones de reacondicionamiento el 30-Abril-2011. WORKOVER No. 03 Inicia operaciones el 03 de abril del 2011.Recupera tubería y equipo Bomba Eléctrica Sumergible GN-1600 (113stg). Baja el arreglo de fondo de pozo de limpieza hasta 7,878', luego con W/L se baja asentar 9-5/8" CIBP Casing Irretrievable Bridge Plug sin éxito (aparentemente no detona), mientras sube CIBP Casing Irretrievable Bridge Plug se ancla @ 4586', se realiza intentos para recuperar tapón si éxito, quedando pescado CCL @ 4582 ft, GPLT @ 4586 ft, 9-5/8" CIBP @ 4596 ft (longitud de pescado 8'). Baker baja pescar, se ancla 9 5/8" CIBP aplicando 25 klb sobre peso normal de sarta se tensiona y con overpull de 40 klb, rompe punto débil y libera sarta con éxito, sacan el arreglo de fondo de pozo
de pesca Baker (nota: se saca 3000' de tubería full crudo utilizando el mud bucket), Pescado 100% recuperado, W/L hall desarma cabeza de detonador y observa que no detonó, fallida la operación del CIBP. Bajan el arreglo de fondo de pozo para moler CIBP pescado, bajan el arreglo de fondo de pozo de limpieza, luego bajan GR-CCL y canasta con anillo calibrador 8.2" OD, bajan hasta tope de fondo PBTD @ 7883 ft. ok.- 2da corrida: bajan CIBP @ 7450' , realizan pasada de correlación y asientan 9-5/8" CIBP @ 7320' ok, entonces se realiza tapón ok. Baja a moler de 7080’ a 7095' pero baja libre desde 7095’ a 7125’ (30 ft no se encuentra cemento) se continua moliendo de 7125' a 7313' tope CIBP desde 7285’ hasta tope de 9-5/8"CIBP @ 7313’ (28’) se encuentra cemento muy duro baja el arreglo de fondo de pozo de limpieza.
Baja registro de cementación de 8440'-6400' y registro de saturación de 8400' 7200',posteriormente realiza tapón balanceado en US ,presenta fugas en prueba de líneas de cementación se continua y se bombea lechada , se presuriza con 1200 psi y cae lentamente a 0 psi en 10min.Se cierra válvula y se espera frague luego se presuriza con 500 psi la presión cae a 0 psi en 3 minutos, arma y baja broca triconica 8.5'' x 3½'' d/p, hasta tope del cemento @ 7930' 96' de cemento sobre CIBP 9-5/8" asentado @ 8026'. Saca BHA, cuando se está frente a perforaciones de M1 @ 7306' cierra pipe rams y prueba admisión en directa con 1500 psi la presión cae 500 psi en 1 min, y @ 0 psi en 8 min. Luego se baja CIBP y C/R para squeeze en M1 se bombea 8 bls de lechada, al salir con el stinger a superficie se observa que se encuentra dañado (doblado) en la parte del centralizador. Se baja a moler CIBP y C/R hasta tope de 9- 5/8" r/c @ 7280' donde C/R se encuentra 7’ sobre lo asentado (por lo cual se puede haber doblado el stinger) cierra pipe rams y se presuriza por el anular con 1000 psi por 15 minutos, para verificar trabajos de sqz a la arena ''M1'' ok .Presuriza por el anular con 1000 psi por 10 minutos para verificar Squeeze a la arena 'U'' superior sin éxito la presión cae de 1000 a 0 psi en 10 min . Se decide sacar BHA de perforación para verificar con packer de prueba de 9 5/8", corren BHA de prueba con packer retrievamatic existe caída de presión entre 7332'- 7336'(medida tally) o 7341'7345(medida de w/l) se baja a moler y luego a limpiar, se re-dispara arena T 8310' 8322'con hall w/l. Se decide bajar completación de fondo para aislar, fuga encontrada bajo M1 entre 7332'- 7336'(medida tally) o 7341'- 7345(medida de w/l) y “U-sup”, baja equipo BES DN-1100 ok, desarma BOP y arma cabezal, inicia prueba de rotación del equipo BES sin éxito; el motor no tiene rotación se bombea agua de formación por el anular @ 1 bpm, 550 psi, total bombeados 30 bbls, arranca el equipo BES y se realiza prueba de rotación de la arena "T" hacia el frack tank a las 6:00 horas del 30 de abril del 2011 se dan por finalizadas las operaciones.
OBJETIVOS
Recuperar equipo BES (Bombeo Electro Sumergible) instalado compuesto por dos bombas DN-1100 (285 etapas), motor 150HP, 1560V/ 65.2 con fases desbalanceadas. Retirar Scab Liner y limpiar el pozo hasta el fondo Re-disparar el intervalo de 8,308’ – 8,328’ (20’). Bajar nuevamente Scab Liner para aislar la arenisca M-1 y U-Superior. Bajar un nuevo equipo BES (Bombeo Electro Sumergible) para continuar produciendo de la arenisca “T”.
ESTADO PRESENTE Conductor
103 ft
Casing 13 3/8”, K-55, 54.5 lpp
Cementado a 2,236 pies
Casing 9 5/8”, N-80, 47 lpp
Cementado a 8,540 pies
Float Collar
8,453’
Locación:
PAD G
Tipo de pozo:
Direccional
Tipo de fluido en el pozo:
Aceite, gas y agua de reservorio “T”
PROCEDIMIENTO PROGRAMA RESUMIDO DE PULLING 1. 2. 3. 4. 5. 6.
Limpiar la tubería con vapor y escoba Inspeccionar tubería por huecos Pasar ratón a la tubería antes de bajarla Medir instalación al bajar Medir la tubería macarroni, incluyendo la Separación entre el snorkel y el mandril Bajar la siguiente instalación:
Zapato perforado aproximadamente a 100' del fondo Standing valve Botella 4-1/2 pulgadas 30 pies Asiento de snorkel Tuberia hasta superficie Dip tube de 1" (3' menor que la botella) Snorkel con válvula j-40 Tubos de 1" Mandril con válvula j-40 Tubería de 1" hasta superficie
7. Instalar el cabezal, probar cabezal 8. Conectar en superficie línea de tubing y casing 9. Chequear que los codos sean de radio largo 10. Avisar al supervisor para hacer soplar el pozo
PROGRAMA DETALLADO DE PULLING CONTROL DE POZO 1. Mover torre de reacondicionamiento al pozo EDYG-034. 2. Para controlar pozo llenar tanques con +/- 1,100 bls agua de formación, adicionar inhibidor de corrosión y bactericida. 3. Con unidad de Slick Line retirar de Y tool (FLOW-X-OVER) tapón, para controlar pozo. 4. Instalar líneas de matado, circular en reversa agua de matado enviando los retornos a la estación y verificar retornos limpios. 5. Desarmar Tree Cap e instalar back pressure valve (BPV) de 2- 7/8”, retirar cabezal. 6. Armar y bajar Landing Joint y desasentar tubing hanger. 7. Instalar polea API de 60” y carreto vacío para recuperar cable. 8. Sacar quebrando la tubería de 2- 7/8” utilizando las normas recomendadas para desenroscar la tubería. Observar tubería con posible presencia de: aplastamiento, sobre-torque, corrosión, sólidos, parafina, escala ó impurezas y reportar. 9. Sacar equipo BES (Bombeo Electro Sumergible), desarmar y reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo. Chequear presencia de corrosión, incrustaciones y/o sólidos. Reportar al departamento de Operaciones.
10. Bajar con broca y scrapper. Colocar solventes a fondo de pozo para eliminar posible asfáltenos presentes en el pozo, circular el pozo hasta obtener retornos limpios. Sacar la tubería en paradas. 11. Con unidad de cable eléctrico armar y bajar cañones para re disparar el intervalo. 12. En tubería DP (Drill Pipe) armar y bajar la siguiente completación de fondo: 8 ½” x 3 ½”
ON-OFF CONNECTOR INVERTIDO
3 ½”
EUE, 1 TUBO
9-5/8” x 3 ½” FH PACKER asentado @ +/- 7,284’ 3 ½”
EUE, BOX x 3 ½” NV PIN CROSS OVER
3 ½”
24 JOINTS NV
3 ½”
NV, BOX x 3 ½” EUE PIN CROSS OVER
9” x 3 ½”
FH PACKER asentado @ +/- 8,045’
3 ½”
EUE, BOX x 2 3/8” EUE PIN CROSS OVER
2 3/8”
EUE, 1 TUBO
2 3/8” ”
EUE NO-GO x 1.81”
3 ½”
NV, BOX x 3 ½” EUE PIN CROSS OVER
9” x 3 ½”
FH PACKER asentado @ +/- 8,045’
3 ½”
EUE, BOX x 2 3/8” EUE PIN CROSS OVER
2 3/8”
EUE, 1 TUBO
2 3/8” ”
EUE NO-GO x 1.81”
2 3/8” ”
EUE, MULE SHOE
BAJADA DE EQUIPO BES 13. La Y Tool debe ir instalada con standing valve 2.125” en el NO -GO y con tapón FZR de 1.87” en la Y Tool (Flow -X-Over Assembly) y probar con 2,000 psi, la prueba debe realizarse con el técnicos de slick line, Artificial Lift y verificados por company man. 14. Armar y bajar equipo BES seleccionado de similares características al anterior:
Sensor de fondo Phoenix XT150 - Tipo 1 Serie 562, Redalloy (motor 562 @ Phoenix). Motor Dominator Serie 562, 150 Horse Power, 2300V, 39.4 INC, ALL STEEL, RA, UT,XD,RLOY Protector Superior Serie 540, LSBPB, INC. ES HL. RLOY Protector Inferior Serie 540 BSLSL, INC. HL. RLOY Intake Serie 540, GRS, ES, Redalloy @ +/- 7,000’ (de preferencia profundizar equipo). Adaptador bomba a intake Serie 400/540, Redalloy Bomba Inferior D1150N, Serie 400, 94 stg, CR, CT, ES3 ZZ, INC, RLOY.
Bomba Superior D1150N, Serie 400, 94 stg, CR, CT, ES3 ZZ, INC, RLOY. Descarga Phoenix serie 400 - Redalloy Descarga, BODH serie 400 - 3 1/2" EUE/NV – Redalloy Flow-X-Over modificado para tubería de 2 7/8”. X-Over 2-7/8” x 4-1/2” NO-GO 2-7/8” 2-7/8” tubing CLASE B INSPECCIONADO. CABLE Redalead, AWG 1/1, Galv, con 2 Capilares.
15. Armar lubricador de slick line. Bajar y asentar standing valve de 2.125” en nipple, probar tubería con 2,000 psi. 16. Con unidad de slickline recuperar standing valve de 2.125”, bajar barras de 1 ¾” para chequear by-pass y bajar blanking plug (ta pón FZR de 1.87”) para asentar en “Y” Tool (Flow-X-Over Assembly). Desarmar unidad. 17. Realizar splice BIW lower pigtail con el cable de poder para bajar y asentar Tubing hanger en tubing spool. 18. Retirar BOP, instalar cabezal de producción probando con 2,000 psi y realizar conexión de BIW upper pigtail con cable de poder de superficie. 19. Conectar cable de poder a la caja de venteo. Arrancar equipo BES. Probar rotación de bomba. El flujo del pozo debe ser probado primero en tanques de medición y luego alineados a la estación y dar por finalizadas operaciones, mover el equipo.
COMPLETACIÓN
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Blanking Plug: Herramienta para pesca del equipo BES.
Drill Collars (Tubería Pesante): Son tubulares muy pesados de paredes gruesas que se conectan a la parte inferior de la columna de trabajo para poner peso concentrado sobre la barrena.
Drill Pipe (Tubería de Perforación): Tubería de acero resistente, laminada en caliente y taladrada sin costura. La tubería de perforación permite que gire la broca en el fondo del agujero, así como la circulación del fluido de perforación.
Entry Guide: Diámetro de la guía para la entrada y salida del equipo BES.
Hi pot: Equipo para medir y someter a pruebas el cable.
Landing Joint: Tubo de aterrizaje (tubo pequeño que va arriba de la zapata).
Locator Seal Assembly: Localizador del sello de ensamblaje.
Packer: Es una herramienta q aísla los fluidos entre el tubing y casing quiere decir que aísla las zonas productoras (aísla el espacio anular).
Pigtail: Conexión con el cabezal del pozo.
Pothead: Enchufe del cable de extensión que va conectado al terminal del enchufe.
Pulling tool: una herramienta de accionamiento hidráulico que se ejecuta en encima de la herramienta de pesca y anclada a la carcasa por desliza. Se ejerce un fuerte tirón al alza de los peces por la hidráulica poder derivado de fluido que se bombea abajo de la cadena de pesca.
Retrieve Tools: Empacaduras de prueba.
Slick Line: Se refiere la tecnología de alambre utilizada por operadores de pozos de gas y petróleo para bajar equipamiento dentro del pozo a los propósitos de una intervención en el mismo, comúnmente denominada well intervention.
Spooler (Carrete): Es un tambor en donde va enrrollado el cable de potencia así como el winche
Standing Valve: Es una válvula check que está en la completación del pozo, que posee una cadena en superficie para casos de seguridad, está cadena se jala y se cierra el pozo.
Stringer: Serie de válvulas que dentro contienen un filtro por donde el crudo pasa y filtra cualquier impureza.
Tubing (Tubería de Producción): Tubería por la cual se produce el petróleo, agua y/o gas desde el fondo del pozo hasta la superficie.
Tubing Hanger (Tubería Ranurada): Es un dispositivo que permite colgar y aislar por medio de cauchos la sección anular, instalado en la sección D.
Workover (Reacondicionamiento): Son trabajos destinados principalmente a mejorar, mantener o reducir la producción de un pozo.
Knuckle joint: Herramienta de deflexión, colocado por encima de la broca en el tubo del taladro. Con una bola y el zócalo disposición que permite que la herramienta que se desvía en un ángulo, que se utiliza en perforación direccional. Es útil en la pesca operaciones debido a que permite que la herramienta de pesca, para ser desviada a un lado del agujero, donde un pez puede haber llegado al descanso.
Running tool: herramientas especializadas se utiliza para ejecutar el equipo en un pozo, tales como una herramienta alámbrica ejecuta para instalar recuperable las válvulas de bombeo de gas. Varios tubos de tipo funcionamiento herramientas también se utilizan.
Separation sleeve: un manguito metálico que se apaga tubo-a-anillo de flujo si un programa de compresión de deslizar la manga no. Véase también deslizar la manga.
Overpull: Se utiliza para sacar el tubo con fuerza suficiente, exceder peso de la tubería
Raspador de Tubería: Esta herramienta se usa en la tubería de revestimiento y de producción, como en remoción de residuos de cemento, limpieza de costras de lodo.
Registro ultrasónico de imágenes de cementación (USIT)
Registro localizador de cuellos (CCL)
EQUIPO DE PULLING PULLING TOOL
RASPADOR DE TUBERÍA
CAÑONES
Y TOOL
SPLICE BIW LOWER PIGTAIL
NO-GO (SEATING NIPPLE)
TAPONES
TUBING HANGER
TREE CAP
