Planeacion workover.pdf

PLANEACIÓN DE TRABAJOS DE WORKOVER HERNEY DELGADO MARTINEZ Ing. de Petróleos PROFESOR CATEDRA UIS UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

2011

Training Services TABLA DE CONTENIDO

Pág.

INTRODUCCIÓN PROGRAMA TÍPICO DE TRABAJO

4

1. OBJETO

5

2. ALCANCE

5

3. GLOSARIO DE TÉRMINOS

5

4. DOCUMENTOS APLICAB LES

6

5. CONDICIONES GENERALES

7

6. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO

10

7. DESARROLLO DE ACTIVIDADES

19

8. DISPOSICIONES HSE

21

9. CONTINGENCIAS

27

ANEXOS

28

EJEMPLO PROGRAMA WORKOVER

29

EMPAQUES USADOS EN OPERACIONES DE WK

45

HERRAMIENTAS DE PESCA

52

OTRAS HERRAMIENTAS

61

2

Training Services INTRODUCCIÓN La etapa de producción de un pozo necesita de una serie de operaciones de mantenimiento que garanticen o aseguren el flujo o productividad. Estas operaciones se conocen como trabajos de workover, entre las que se encuentran el reacondicionamiento de los pozos para aprovechar correctamente la energía del yacimiento, eliminar los problemas mecánicos que impiden su producción o su inyección, la estimulación del yacimiento para reactivar o mejorar el flujo de fluidos hacia el pozo, operaciones de limpieza de sólidos indeseables que restringen el flujo del fondo del pozo a la superficie y la reparación o cambios en el sistema de levantamiento artificial. En términos generales las operaciones de workover son aquellas intervenciones realizadas en los pozos para mantener la producción, mejorar la recuperación de hidrocarburos, o cambiar los horizontes de producción aprovechando al máximo la energía del yacimiento. De acuerdo al objetivo de la intervención, el trabajo de workover puede ser mayor o menor: La intervención es mayor cuando implica modificaciones substanciales y definitivas en las condiciones y características de la zona productora o de inyección. Los tipos de intervención pueden ser, entre otros, el cambio de intervalos de producción por invasión de fluidos no deseados (aislamiento de zonas mediante tapones mecánicos o de cemento, o cementaciones forzadas), la profundización del pozo por haber sido completado por encima de la zona productora, el taponamiento definitivo del pozo para su abandono. La intervención es menor cuando el objetivo es corregir fallas en el estado mecánico del pozo y restaurar u optimizara las condiciones de flujo del pozo, pero sin modificar sustancial y definitivamente la situación de la zona productora o de inyección. Las operaciones más comunes, entre otras, de mantenimiento menor son los reacondicionamientos de los sistemas de levantamiento artificial, cambio de bombas de subsuelo, limpieza del pozo, cambio de tuberías o varillas, estimulación de

yacimientos,

fracturamientos,

acidificaciones,

inyección

reparaciones de conexiones de superficie en la cabeza del pozo. 3

de

fluidos

y

Training Services PROGRAMA TÍPICO DE TRABAJO Para la programación de las operaciones de workover se requiere la información básica del pozo como: tipo de levantamiento, diámetro, tipo de roscas y longitudes de tubería, profundidad de bomba y empaque o diámetro y profundidades de las válvulas de inyección, características de los fluidos producidos, y en fin, el estado mecánico del pozo en su integralidad. Con la información anterior, el diseñador del programa de workover analiza los esfuerzos a los que será sometido el pozo y su sistema de producción, seleccionando los equipos y accesorios que debe utilizar para no someter el aparejo a sobrepesos o presiones que lo dañen. Consideraciones para el desarrollo de un programa de mantenimiento de pozos: 

El programa debe considerar todas las posibles desviaciones que puede sufrir en su desarrollo el programa, hasta lograr el objetivo. Por ejemplo, deben existir alternativas operacionales si la programada inicialmente falla.



Se deben medir, calibrar y optimizar con exactitud las tuberías, cables y accesorios que se van a utilizar.



Se deben hacer los cálculos y diseños del programa con anterioridad a la operación. Si es posible, deben realizarse simulaciones computacionales para predecir los resultados.

En general el programa de mantenimiento depende del tipo de pozo y del problema que se desea resolver. Cada caso es muy particular. Pero cada empresa tiene un manual de operaciones generalizado con estándares mínimos donde se busca minimizar accidentes, implementando actividades obligatorias de acuerdo a la normatividad HSE. A continuación, como ejemplo, se presenta el manual de operaciones de reacondicionamiento de pozos de la Empresa Vananos Oil Co. (VOC):

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Training Services 1. OBJETO Estandarizar las operaciones de Reacondicionamiento de Pozos realizadas en la VOC, aplicando los estándares de HSE de la Compañía, con el fin de minimizar los riesgos al personal y los posibles daños al medio ambiente, al equipo y al pozo. 2. ALCANCE Aplica para las operaciones Reacondicionamiento de Pozos realizadas en los campos administrados por la VOC. 3. GLOSARIO DE TÉRMINOS 

Accidente: Es un acontecimiento no deseado, que da por resultado un daño físico, lesión o enfermedad ocupacional a una persona, daño a la propiedad o al ambiente y/o pérdidas en el proceso.



Abandono del Pozo: Operaciones y trabajos para el abandono temporal o definitivo del pozo o formación para dejar cerrado y seguro un Pozo.



Aceite caliente: Se refiere al aceite al que se le ha elevado la temperatura (de 65 a 149ºC) para realizar limpieza de parafina en la tubería de producción.



Achicar tubería: Operación que consiste en desocupar la tubería –a medida que se va sacando–, succionando el fluido por medio de la barra de Suabeo.



Acumulador: Dispositivo de almacenamiento de fluidos hidráulicos, empleados para cerrar los preventores.



Cable de Sand line: Cable de 9/16” utilizado para correr la barra de Suabeo en el pozo.



Análisis de trabajo seguro (ATS): Es una metodología para el análisis de trabajo seguro, que permite identificar los peligros de cada paso de la actividad y establecer los controles necesarios y los responsables de ejecutarlos.



Winche: Malacate auxiliar del equipo de Workover utilizado para levantar objetos pesados como herramientas, tubos etc.



Y así sucesivamente……. (siguen 56 términos más)

5

Training Services 4. DOCUMENTOS APLICABLES 

Reglamento interno de trabajo.



Análisis de Trabajo Seguro Reacondicionamiento de pozos.



Permisos de trabajo.



Programa de ingeniería (WELL PLANING) del pozo que se va a intervenir.



Historia del pozo que se va a intervenir.



Formato EXT-F-013. Reporte de actividades diarias de mantenimiento de subsuelo.



Formato EXT-F-015. Inspección general de un equipo de Workover o Varilleo.



Formato EXT-F-014. inspección semanal de un equipo de Workover o Varilleo.



Formato EXT-F-019. Relación de herramientas de equipos de Workover.



Formato EXT - F - 017. Check list de herramientas para vigilantes.



Formato EXT - F - 018. Reporte de Suabeo.



Formato EXT - F - 016. Tally de tubería.



Formato EXT - F - 005. Entrega de pozos HAND OVER.



Instructivo EXT-I- 003. Instructivo para asegurar condiciones ambientalmente sanas en locaciones de pozos después de actividades de subsuelo.



Instructivo EXT - I – 004. Instructivo para prevenir y controlar un reventón.



Check list para cañonear.



Check list para desempacar un pozo.



Manual de empaques y herramientas de pesca.

-

ATS

6

-

para

las

operaciones

de

Training Services 5. CONDICIONES GENERALES 5.1

REGLAS GENERALES DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS Y VARILLEO

La Coordinación de Mantenimiento de Subsuelo de VOC consciente de que la seguridad de sus trabajadores y sus equipos es una de sus prioridades, desea hacer énfasis en el cumplimiento obligatorio de las siguientes Reglas Generales en todas las labores desarrolladas en las secciones de Reacondicionamiento de Pozos y de Varilleo: 

Si no sabe pregunte. Piense antes de actuar, no actúe antes de pensar.



Corrija y/o informe al supervisor toda anormalidad que encuentre.



Mantenga el área de trabajo, limpia y ordenada.



Siempre use los equipos y herramientas adecuadas para cada trabajo.



No haga bromas en el sitio de trabajo.



Reporte a su supervisor todo daño, por pequeño que sea.



No use argollas o anillos en sus dedos.



No use ropa de trabajo tan ajustada que le obstaculice los libres movimientos.



No use ropa suelta en áreas donde hayan maquinas en movimiento.



Use, ajuste y repare solamente aquellas herramientas, máquinas y equipos que conozca y en cuya operación y funcionamiento esté entrenado.



Verifique y asegure que las máquinas, equipos y herramientas que va a reparar estén desconectadas y aseguradas para que no entren en operación durante su mantenimiento.



Siempre utilice los Elementos de Protección Personal (EPP), y manténgalos en buen estado.



Evite correr cualquier riesgo por insignificante que sea, ya que él puede causarle un accidente mayor.



Cumpla con todas las normas de seguridad y de protección del medio ambiente.



Acate los avisos de prevención.



Cumpla con los procedimientos de trabajo. 7

Training Services 

Nunca se deben llevar en los bolsillos de la ropa al área de trabajo, fósforos, encendedores ni cigarrillos.



No se debe fumar en los equipos, boca de pozo, sitios de almacenamiento de combustible, ni áreas de trabajo en general.



Antes de iniciar el turno de trabajo se debe inspeccionar el equipo.



Si necesita ayuda, pídala. Esté atento a prestar su ayuda a quien la necesite.



Mantenga los fluidos inflamables alejados de los equipos y de la boca del pozo.



Revise los extintores, verifique la fecha de vencimiento y asegúrese de que conoce su operación.



No consuma licor ni alucinógenos durante, ni en los sitios de trabajo.



No se presente alcoholizado, ni bajo el efecto de drogas a su sitio de trabajo.



No permita la presencia de personas ajenas a la operación en los sitios de trabajo.



Pregunte por la operación que va a desarrollar y por los posibles riesgos de ella.



Opere los equipos de acuerdo a los procedimientos y dentro de los límites de carga y velocidad establecidos.



Dicte o solicite la Charla de los Cinco Minutos antes de iniciar sus actividades.



Mantenga las mejores relaciones y buen trato con sus compañeros de trabajo.



Mantenga siempre una actitud positiva frente al trabajo y al cumplimiento de las normas de seguridad.

5.2

REGISTROS.



Una actividad de Workover o Reacondicionamiento en un pozo, comienza con la entrega del Programa de trabajo (Well Planing) por parte de la unidad de Ingeniería.



Cuando se vaya a intervenir un pozo, antes de aceptar la entrega del mismo, por parte del personal de Facilidades de Producción, debe realizarse la revisión de la localización y diligenciar el Formato EXT - F - 005. Formato entrega de locaciones – HANDOVER 8

Training Services 

Para comenzar los trabajos en el pozo, antes de movilizar el equipo a la localización, debe realizarse la prueba de gas al pozo y dejar su respectivo registro.



Diariamente y en cada turno, debe realizarse la inspección general del equipo y diligenciar el Formato EXT - F - 015. Inspección general de un equipo de Workover o Varilleo.



Semanalmente debe hacerse una inspección detallada del equipo y diligenciar el formato EXT - F - 014. inspección semanal de un equipo de Workover o Varilleo.



Cada vez que se movilice el equipo o cuando sea necesario, se realizará el inventario de herramientas, diligenciando el formato EXT - F - 019. Relación de herramientas de equipos de Workover



Cada vez que se cierre o abra turno, debe realizarse el inventario de herramientas en presencia del supervisor y el vigilante, y diligenciar el formato EXT - F - 017. Check list de herramientas para vigilantes.



En cada turno, antes de comenzar los trabajos en el pozo y cuando se cambia de actividad, se debe efectuar la charla de seguridad, la valoración del riesgo y la realización del ATS correspondiente. Para el control de asistencia se diligencia el formato GII - F - 008. Formato Registro de Asistencia, para la valoración del riesgo el formato GRI - F - 043. Formato Valoración del riesgo y para el ATS, el formato GRI – F - 022.



Diariamente los supervisores encargados de cada equipo, registran las actividades realizadas, en la bitácora (minuta), el supervisor del segundo turno hace el resumen y realiza el reporte diario, diligenciando el formato EXT - F 013. Reporte de actividades diarias de mantenimiento de subsuelo.



Cada vez que se vaya a bajar una sarta de tubería por primera vez al pozo, o cuando se hayan hecho modificaciones en la misma, esta debe medirse y los datos registrados en el formato EXT - F - 016. Tally de tubería.



Cuando se realice la evaluación (selectiva o total) de un pozo, sea productor o inyector, se debe diligenciar el formato EXT - F - 018. Reporte de Suabeo.

5.3 

CONTROL DE CAMBIOS DEL MANUAL

El manual de operaciones de Reacondicionamiento de pozos se actualizará cada vez que sea necesario incluir una nueva actividad, o cuando debido a cambios organizacionales u operativos, se modifiquen las operaciones realizadas por la sección. 9

Training Services 

El manual no cambiará de versión si un instructivo, formato o ATS relacionado, cambia de versión.



El original impreso del Manual será almacenado en el archivo del Administrador del Sistema de Gestión Integral. El original en medio magnético se almacenará en el computador del Administrador del Sistema de Gestión Integral, y una copia en medio magnético (en formato PDF) se podrá encontrar en el disco L/General/Hseq/ documentación SGI.



Si se requiere una copia del Manual, esta se debe solicitar mediante comunicación escrita (e-mail o carta) al responsable de la gestión documental, siguiendo los parámetros establecidos en el procedimiento GII - P - 002. Procedimiento para el control de documentos.

6. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO La sección de Reacondicionamiento de pozos cuenta con un equipo de Workover marca FRANK´S 300. Es un equipo tipo “cabrias” de doble tambor en la unidad básica, con torre telescópica cuadrada. Está dotado con sus herramientas y accesorios necesarios para la realización de las diferentes operaciones de Workover en el campo administrado por la empresa Vananos Oil Co. La unidad viene montada sobre un camión, con capacidad suficiente para transportarla, con sus accesorios y herramientas, apto para la variedad topográfica de los terrenos del campo de la VOC. Su diseño satisface todos los requisitos de seguridad en carretera y suministra la estabilidad y fortaleza para tránsito a campo traviesa. Está provisto de soportes delanteros y traseros apoyados en la estructura del camión para asegurar la torre cuando está desinstalada o acostada y durante el transporte. Este equipo posee unos aditamentos y herramientas especiales propios para las condiciones operativas y de seguridad de los trabajos de Reacondicionamiento y Workover realizados en la VOC. A continuación se describen los componentes y herramientas más importantes del equipo:  Chasis. Este equipo posee un bastidor o chasis en acero de alta resistencia, para soportar y servir de base para mástil y cabría, con altura fija con bases transversales de apoyo para tubería y cabría. incluyen el anclaje de la línea del cable muerto en la plataforma y un carretel auxiliar para correr o renovar cable del carretel principal.  Cabina del vehículo. Su estructura es sencilla, con capot, cojines con ajuste lumbar, con apoyacabeza; cinturones de seguridad, tablero de control para 10

Training Services motor, servotransmisión y vehículo, espejos retrovisores, luces tipo halógeno para carretera, de parqueo, techo, reflectoras para trabajo pesado y zonas apartadas, de cola y giratoria color naranja, encima de la cabina.  Panel de instrumentos de cabina. El panel de instrumentos incluye tacómetros (rpm) del motor y la servotransmisión, indicador de temperatura del motor, panel de velocidades de la servotransmisión, con luz testigo para cada cambio de potencia, indicador de presión de aceite para el motor y la servotransmisión, indicador de engrane de contra eje para transporte del vehículo, cable de apagado del motor o switch de emergencia y horómetro para el motor principal.  Accesorios para el vehículo. Este vehículo está dotado con los accesorios reglamentarios para carretera (gato hidráulico, llave de tacones, extintor, botiquín de primeros auxilios, señales de estacionamiento y caja porta – herramientas instaladas, con sus respectivos seguros y con drenajes)  Tanques de combustible. Poseen dos tanques de combustible (ACPM) intercomunicados, con sus respectivos visores de nivel, filtros, separadores de agua en la línea de suministro al motor y trampas para drenaje de condensación de agua.  Gatos de soporte lateral de la unidad básica. El equipo posee dos gatos (patas) hidráulicos, de una etapa, con sus respectivas conexiones, válvulas, mangueras, bases soportes y seguros para transporte.  Malacate principal. El tambor principal está devanado con cable de acero de 1”, para un bloque viajero de 6 líneas.  Malacate de Suabeo. El equipo posee tambor de Sand line con cable de 9/16, para los trabajos de achicamiento, Suabeo y corrida de herramientas con cable.  Hidrotardador. El equipo posee un freno hidromático de alta velocidad, impulsado por una cadena desde el eje del tambor principal. El accionamiento del hidromático se obtiene por medio de una válvula de control en la consola del operador.  Freno “Pata de cabra”. Freno de accionamiento mecánico, montado al lado del operador, con su respectiva cadena de seguridad.  Bomba hidráulica. Responsable de proporcionar la fuerza hidráulica necesaria (por medio de la presión de aceite) para accionar los gatos del chasis, el pistón principal, el cilindro telescópico, la dirección hidráulica del equipo y las llaves hidráulicas para tubería y varilla. El sistema hidráulico del equipo incluye también: el tanque hidráulico, válvulas direccionales, líneas y mangueras, racores, conexiones, filtros, planos; 11

Training Services identificación de las válvulas en los controles de accionamiento con plaquetas adheridas al chasis, consola del operador y panel de control en la cabina del equipo, en idioma español.  Torre o mástil. El equipo cuenta con su respectiva torre tipo telescópica de dos secciones, de máxima estabilidad torsional, diseño de superficie abierta, soportes de acero, con mecanismos de trinquetes (cascos de mula) que aseguran la transferencia positiva de carga de la segunda sección a la primera, con cilindros hidráulicos para levantar y extender con confiabilidad y simplicidad de la estructura. En estructura cuadrada que garantiza máxima rigidez y que la hace apta para resistir altas tensiones, posee una tarima (trabajadero) para arrume de tubería, equipada con peines (trinches) laterales provistos con cierres de seguridad. La torre tiene aditamentos para los vientos, desde la corona, con alojamientos para el cilindro hidráulico y soporte para la llave hidráulica para tubería. Posee anclajes al camión de tipo bisagra, de fácil y seguro montaje y desmontaje e instalación; posee lámparas de seguridad para funcionamiento a 110 / 120 volts. Incluye dos cilindros hidráulicos para los soportes de la torre al piso o la viga principal (papa), para su nivelación, con control de operación desde la consola del chasis.  Gato de izada de la primera sección (Pistón principal). Consiste en un pistón tipo telescópico de doble acción, con sus respectivas conexiones, racores, sujetadores, válvulas de control direccional y válvulas de seguridad tipo contra balance para levantamiento, plegamiento y extensión de la estructura de la torre. Es accionado por medio de la presión de la bomba hidráulica, para levantar o bajar la primera sección de la torre.  Gato de izada segunda sección (Cilindro telescópico). Consiste en un cilindro de doble acción, instalado en la torre, para extensión y retracción de la segunda sección o sección superior. Posee sus respectivas conexiones, racores, sujetadores, válvulas de control direccional y válvulas de seguridad tipo contra balance en las líneas o puertos de presión del gato, para asegurarla contra caídas repentinas durante la operación, la válvula de venteo superior, y un retorno al tanque y los centralizadores.  Seguro de anclaje de segunda sección. En el argot petrolero se les denomina “cascos de mula”, su función es permitir el anclaje de la segunda sección con la primera, incluyen una señal sonora, que permite constatar, cuando esta sección se halle perfectamente apoyada o anclada sobre la estructura de la primera sección.  Vientos. La torre posee cuatro (4) vientos desde la corona al piso, dos (2) tirantes transversales desde el trabajadero de tubería al piso y dos (2) desde la corona hasta el puente soporte del chasis. 12

Training Services Figura 1. Equipo de Workover (FRANK 300) con sus componentes y herramientas básicos.

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19.

20.

Corona de la torre Polea viajera Brazos de la polea Elevador. Trabajadero de tubería. Vientos hasta la corona Vientos tirantes transversales al trabajadero de tubería Llave hidráulica para tubería. Plataforma de trabajo. Indicador de peso. Plataforma del operador. Consola de control del operador. Winche Cabina del equipo. Malacate principal. malacate de Sand line Pistón principal. Primera sección de la torre. Vientos desde la corona hasta el puente soporte del chasis Segunda sección de la torre.

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2 3

19

4 5

6

18 7 17 16 8

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12

11

10



Trabajadero de tubería. También llamado encuelladero de tubería, permite el trabajo del operador II (Chango). Es de construcción soldada, con plataforma ajustable y plegamiento mecánico para su fácil y seguro movimiento durante la instalación y desinstalación de la torre. Está provisto de cinturón de seguridad, barandas de protección y piso antideslizante.



Plataforma de trabajo. Diseñada para el trabajo de tres (3) hombres alrededor del pozo, construida en perfil resistente, plegable, con piso antideslizante y provista de escaleras y barandas.



Plataforma del operador. Está ubicada al lado izquierdo de la torre, es plegable y está provista de escaleras para subir del piso a la plataforma y barandas de protección.



limitador de carrera para bloque viajero. Los equipos poseen un limitador de carrera para el bloque viajero tipo Twin stop marca Foster. Este se encuentra montado, calibrado y con todos sus accesorios para el accionamiento desde la consola del operador.



Niveles y ángulo de inclinación de torre. Niveles para estructura y chasis del equipo, tipo burbuja instalados en lugar visible y con la debida protección. 13

Training Services 

Indicador de peso. Los equipos cuentan con un indicador mecánico de peso, Martin Decker montado sobre una caja de metal, con 25 pies de manguera y demás elementos necesarios para su normal funcionamiento. Estos indicadores de peso están calibrados para trabajar en un rango de 0 a 300000 lbs.



Winche hidráulico para maniobra. Cada equipo posee una unidad de Winche, para cable de acero de 9/16” con sus respectivas poleas, mangueras, conectores, racores, válvulas de control direccional para consola del operador y válvula de seguridad de venteo o alivio.



Panel de válvulas hidráulicas. Se encuentra en la parte lateral izquierda del equipo. En ella se encuentran los controles de la primera y segunda sección de la torre, de los soportes (patas) hidráulicos del chasis, la válvula del By-pass, el acelerador de la llave hidráulica, y en algunos equipos el winche.



Consola de controles. Está localizada en la parte trasera de la unidad y en la plataforma de trabajo del operador. Está fabricada en caja metálica con protecciones para trabajo pesado, de fácil escualización vertical, lateral y óptima visibilidad.



Polea o bloque viajero. La polea viajera, en realidad es un bloque o sistema de poleas, que suben o bajan con forme que el cable de acero del equipo sea recogido o alimentado en el malacate. Mientras más poleas se utilicen para laborear el cable, mayor es el peso que la polea viajera puede subir o bajar mayor es su capacidad-. Se sujeta un elevador a los brazos de la polea viajera para izar o bajar los artículos tubulares (tubería, varilla, etc.)



Mesa neumática para tubería. Los equipos están provistos de una mesa de cuñas de accionamiento neumático marca Cavins, con sus respectivos Set de cuñas para tuberías de 1”, 1- ¼”,2-3/8”; 2-7/8” y 3-½”;así como todos los accesorios necesarios para su funcionamiento; mangueras, racores, conexiones y válvulas para operación desde la consola del operador.



Llave hidráulica. El equipo cuenta con llaves hidráulica para tubería marca Foster, con su set de dados para manejo de tuberías desde 2 3/8”,2 7/8”y 3 ½”, con medidor de torque, llave aguantadora, pistón hidráulico para subir o bajar la llave y brazo sujetador a la torre.



Llave hidráulica de varillas. El equipo cuenta con llaves hidráulica para varilla marca BJ con su set de cuadrantes para varillas de 5/8”, ¾”,7/8”,1” y 1 1/8”.



Elevadores. Los equipos cuentan con elevadores para tubería de 2-3/8”, 27/8” y 3-1/2” y para varillas de 5/8”, ¾”, 7/8” y 1”.

14

Training Services 

Preventor de arietes. Es un sistema de control de presión del pozo que desempeña las siguientes funciones: un medio de cerrar la boca del pozo completamente, o alrededor la tubería, un medio de controlar el desfogue de gases, fluidos cortados con gas, agua salina u otra posible combinación de fluidos posibles, un medio de bombear dentro del pozo a través de la tubería, y un medio de sacar o bajar tubería en un pozo. Quizá la función más importante del Preventor es la de permitir el control rápido y seguro del pozo en caso de presentarse un disparo o reventón de pozo, este permite contener las presiones del pozo ya que por su diseño puede cerrar el pozo con o sin tubería dentro. Los preventores tipo ariete derivan su nombre del cilindro hidráulico y flecha de ariete que accionan los bloques del ariete sellador. Los arietes hidráulicos son controlados por un pistón de doble accionamiento, operado por la presión del fluido hidráulico dentro de los acumuladores. Los preventores tipo ariete se surten con conjuntos de sellos que se denominan bloques de arietes. Existen cuatro tipos de bloques de arietes, los arietes de tubería, los arietes ciegos, los arietes de corte y los arietes de abertura variable, siendo los dos primeros los utilizados en operaciones de Reacondicionamiento y Varilleo. En la sección de Reacondicionamiento de pozos de VOC actualmente se utilizan preventores dobles Cámeron y Shafer, es decir, poseen un juego de arietes ciegos y uno de arietes para tubería, y preventores Cámeron sencillos con arietes de tubería. Los arietes de tubería son relativamente rígidos, diseñados para cerrarse alrededor de un tubo de diámetro específico. Cada ariete posee guías para la tubería, las cuales colocan el cuerpo del tubo en el centro del ariete, asegurando que este no sea aplastado antes de efectuarse el sello. Los arietes ciegos cierran el pozo cuando ya no haya tubería en el mismo. El elemento es de cara plana y contiene una sección de goma. Si por inadvertencia se encuentra un tubo cuando se cierre, dependiendo de la presión de cierre, éste puede colapsarse o aplastarse.



Unidad de cierre del preventor (Acumulador). Los términos “acumulador” y “unidad de cierre” frecuentemente se utilizan en forma intercambiable. Más precisamente una unidad de cierre es una manera de cerrar el preventor mientras que un acumulador es aquel equipo que efectivamente almacena el fluido hidráulico bajo presión, para la acción del cierre hidráulico de los preventores. Para evitar confusiones se le llamará acumulador a todo el conjunto. El acumulador consiste de una bomba eléctrica a prueba de explosión (230 volt,60 hz) que alimenta tanques con bolsas de nitrógeno, un manifold hidráulico de trabajo con válvula de alivio calibrada a 3300 psi, un tanque de 50 gls de fluido hidráulico no corrosivo para el control del equipo, 4 mangueras de 30’ de longitud, dos para abrir y dos para cerrar (los arietes ciegos y de tubería) y las conexiones respectivas al preventor.



Preventor anular “Hydril”. El objetivo de la instalación de un preventor anular es brindar un elemento primario de control en el pozo, que permita el movimiento de tubería (arriba y abajo) y garantice el rápido sello del espacio 15

Training Services anular, en trabajos de emergencia y en trabajos de desplazamiento de fluido. También es un medio para evitar la caída de objetos al pozo tales como tornillos, herramientas pequeñas, etc. Actualmente en la Coordinación de Mantenimiento de subsuelo de la SMA se utiliza el Preventor anular Tubing Stripper tipo RS de Hydrill. Este preventor provee un medio eficaz para asegurar el pozo, en trabajos de entrada y salida de tubería bajo presión, posee una unidad de empaque de caucho reforzado con acero, lo cual evita su deformación al trabajar bajo altas presiones. El empaque tiene la capacidad de amoldarse a diferentes diámetros de tubería y garantizar el sello aún sobre los acoples o juntas de la tubería. 

Subestructura y mesa rotaria. La subestructura es el soporte de la mesa rotaria. Como plataforma de trabajo, provee mayores garantías de seguridad y facilidades de operación para los trabajos especiales en los que se requiera operar con alto peso, tensión, torque o percusión tales como operaciones de perforación, molienda, pesca, corrección del revestimiento, etc. La Mesa rotaria (Rotary Table) tiene como función recibir del equipo el movimiento rotatorio vertical y transmitirlo como movimiento rotatorio horizontal a la sarta de tubería en el pozo, para los trabajos en que se requiera rotación. La mesa rotaria posee una cavidad, en la cual se acopla el Master Bushing, el cual permite transferir la rotación de la mesa rotaria al Kelly Bushing. La forma y el diámetro interior del kelly Bushing coinciden con la forma y el diámetro exterior de la Kelly. El Kelly Bushing se conecta a la mesa rotaria por medio de los cuadrantes del Master Bushing. El movimiento de rotación es transmitido por medio de la rotaria al kelly Bushing y luego de este a la Kelly gracias al contacto entre sus superficies. Finalmente es la Kelly la encargada de transferir la rotación a la tubería. La Kelly es un vástago generalmente hexagonal o cuadrado, que se suspende del Swivel y se conecta a la tubería por medio de un sustituto “Top-Most Joint”, posee un canal en su interior que permite circular fluido desde y hacia la tubería.



Swivel. El Swivel permite el bombeo de fluido por el tubing al pozo, mientras se está rotando la tubería.



Transformador eléctrico. Para unidad básica de 440 voltios a 220 voltios.



Bomba triplex. Actualmente en la Coordinación de Subsuelo de la SMA se utilizan las bombas “mata pozos” tipo Triplex marca Gardner Denver montadas sobre skid petrolero o unidad rodante, con protectores de techo y laterales contra la lluvia. Las bombas Triplex son, quizá, las bombas más frecuentemente utilizadas en la industria de la reparación de pozos. Una razón principal es su bombeo característicamente uniforme de flujos de bajo volumen. Estos equipos se utilizan para limpieza de arena, pruebas de inyección, para circular, “matar” y desplazar pozos, pruebas de tubería y Caising, etc.

16

Training Services

Figura 2. Equipo de Workover con subestructura y mesa rotaria.

1. 2. 3. 4. 5. 6.

Equipo de Workover Mesa Rotaria Subestructura. Barandas. Caminos) Stacks (Burros) para tubería. 7. Escalera. 8. Preventor de arietes 9. Viga papá. 10. Soporte “Pie de amigo”

2

3

4 6

1

10



9

8

7

Otras Características del Equipo FRANK´S 300

            

Nº ECP: 0165 Marca: FRANKS Modelo: 300 Fecha adquisición: 1977 Distancia del Bomper trasero al centro del pozo: 11’1” Cable del malacate principal: 1” Cable de Sand line: 9/16” Capacidad en libras: 215000 Capacidad en pies (para Drill pipe de 2-7/8”): 8300 Altura de la torre (en pies): 96 Altura del trabajadero de tubería (en pies): 55 Trabajadero de varillas: 78’ (No instalado) Tubería en: Dobles. Equipo de rotación: Mesa Rotaria Incorporada.

  Sistema hidráulico del power swivel incorporado.

17

5

Training Services

Panel de control del Operador.

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1

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12

1. Accionamiento manual del Twin Stop. 2. Clutch de la rotaria. 3. Válvula para disminuir o incrementar presión del sistema hidráulico del Power Swivel. 4. Válvula de doble vía para operar el Power Swivel. 5. Válvula de doble acción para operar el Winche. 6. Acelerador de mano. 7. Válvula de doble acción para el sistema neumático de la mesa de cuñas. 8. Clutch del carretel principal (arriba) y Accionamiento del freno hidromático del carretel principal (abajo). 9. Accionamiento de llaves hidráulicas. 10. Indicador de presión de la consola. 11. Apagador de emergencia del motor. 12. Contra eje. 13. Agua enfriadora del carretel principal. 14. Alimentación de transferencia directa desde la 5ta velocidad. 15. Alimentación de aire de la consola. 16. Válvula selectora de cambios. 17. Desengrane manual del Twin Stop (oprimiendo sostenidamente)

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10

9

8

Nota: Cuando la sarta alcance un peso superior a 20.000lbs y se requiera accionar la transferencia directa desde 5ta velocidad a 2da, la válvula del sistema neumático de las cuñas debe estar accionada hacia arriba (cuñas abiertas).



Panel de controles del sistema hidráulico del equipo y la torre.

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Training Services 1

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7

1. Indicador de presión del sistema hidráulico. 2. Accionamiento del Winche auxiliar 8 3. Power Swivel (hacia adentro); Llave hidráulica (hacia fuera). 4. Pistón principal de la torre. (Halar para levantar y empujar para bajar) 5. Cilindro telescópico de la segunda sección. (Halar 9 para extender y empujar para retraer) 6. Gato hidráulico derecho. 7. Gato hidráulico izquierdo. 8. Válvula del By-pass. 9. Válvula que permite el paso de aire a la consola del 10 carretel principal y de Sand line. 10. Accionamiento de la Bomba hidráulica.

Controles del Sand Drum.



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9 7 10 8 11

1. Indicador de presión de aire. 2. Paro de emergencia del motor. 3. Freno enfriador (Enfriamiento de bandas del carretel de 9/16”) 4. Clutch del Sand Drum 5. Freno Hidromático. 6. Contra-eje. 7. Acelerador del Sand Drum. 8. Palanca de transferencia (izquierda – trabajo en pozo; derecha – equipo para viaje) 9. Palanca de freno del carretel de Sand line. 10.Palanca de cambio de malacate (izquierda - Carretel de Sand line; derecha – carretel principal). 11. Mecanismo de calibración y funcionamiento del Twin Stop 12.Apoyo de pierna del operador.

12

7. DESARROLLO DE ACTIVIDADES A continuación se relacionan las actividades que se llevan a cabo en Reacondicionamiento de pozos (cada actividad debe estar registrada en un formato individual que se entrega en el informe como anexo): 19

Training Services                                               

Instalación de equipo de wo - franks 300 Instalación de la subestructura y la mesa rotaria Ubicación y armada de tanques, separador y quemador Instalación y prueba de preventor de arietes Instalación del preventor anular “hydrill” Instalación de lubricador y cabeza portacable suabeo Revisión y operación de la llave hidráulica para tubería Sacada de tubería en sencillos Sacada de tubería en dobles Bajada de tubería en dobles Bajada de tubería en sencillos Sacada de varillas Bajada de varillas Bajada de raspador Prueba de tubería con carrotanque prueba de tubería con bomba triplex Limpieza de arena por circulación Limpieza de arena con bombas midco Limpieza de arena con bombas cavins Limpieza de arena con bomba desarenadora Prueba de inyección en pozos inyectores Cementación por forzamiento con retenedores Cementación por forzamiento con empaques recuperables Tapón por arenamiento Tapón balanceado con vaciador cavins Tapón balanceado con vaciador halliburton Estimulación mecánica (suabeo) Inducción de un pozo a flujo natural Bajada del conjunto probador (pruebas dst) Operaciones con empaques rbp modelo c de baker Operaciones con empaques fb modelo c de baker Operaciones con empaques modelo a de baker Operaciones con empaques retrievamatic de baker Operaciones con empaques modelo ad-1 de baker Operaciones con empaques modelo g de baker Operaciones con empaques modelo r-3 de baker Bajada de retenedores con tubería Registro con bloque de impresión Operación de pesca con overshot Operación de pesca con arpones Operación de pesca con taper tap Operación de pesca con spear Operaciones de pesca con magnetos String shot Corrección de colapso con casing roller Operaciones con junk mill Operaciones con taper mill 20

Training Services           

Operaciones de moler cemento con broca tricónica. Operaciones de washover Cambio cable del malacate principal de un equipo de wo Cambio del cable de cable de 9/16” de un equipo de wo Cambio de polea con torre parada sin quitar los cables. Transporte de tubería suspendida Desinstalación de lubricador y cabeza portacable suabeo Desinstalación del preventor anular “hydrill” Desinstalación del preventor de arietes Desinstalación de la subestructura y la mesa rotaria Desinstalación de equipo de wo - franks 300

8. DISPOSICIONES HSE. A continuación se enumeran las disposiciones generales de seguridad y control operacional en actividades de workover y reacondicionamiento de pozos. 

Durante la realización de cualquier actividad en el pozo, el personal debe tener en regla sus elementos de protección personal, acorde con los trabajos que se estén realizando, a saber: CABEZA: Casco de seguridad CUERPO: Ropa de trabajo. MANOS: Guantes de operador PIES: Botas de seguridad OJOS: Gafas de seguridad OIDOS: Protectores auditivos. ELEMENTOS DE PROTECCIÓN DEL ENCUELLADOR: Arnés de seguridad, cordón de seguridad (Rabo de mico), Dispositivo de descenso en emergencias (Jerónimo), línea de vida retráctil y contrapesa (avión).  OTROS: elementos de protección para cementaciones (gafas, tapabocas, delantal y guantes).       



Antes de comenzar cualquier trabajo en un pozo, es necesario: Realizar la prueba de gas Efectuar la inspección general del equipo Hacer mantenimiento a elevadores, llaves hidráulicas, cuñas, etc. Verificar que el equipo de control del pozo esté totalmente instalado y debidamente probado.  Revisar y aplicar el ATS correspondiente a la operación.    

21

Training Services 

Al instalar o desinstalar un equipo de Workover, se debe constatar que el plano cumpla con las condiciones mínimas para comenzar la operación (espacio, nivelación, contrapozo, cunetas, trampas, muertos, etc.), verificar que no existan líneas eléctricas (aéreas) dentro o cerca de la localización, frenar y asegurar la unidad de bombeo, de tal manera que esta quede una posición que permita el libre paso del trabajadero cuando se esté izando la segunda sección. El equipo debe permanecer neutro, se coloca cambio únicamente para recoger cable de la polea viajera y luego se neutraliza nuevamente. Durante la instalación y desinstalación de la torre se debe mantener la bomba hidráulica engranada. Al efectuar el cambio de aire en la cabina del equipo de la posición de aire para viaje a aire para trabajo se debe verificar que el cambio de transferencia quede bien hecho, esto se comprueba colocándole un cambio al equipo y operando el embrague (clutch) del control principal, verificando que el equipo no trate de rodar. Debe existir total coordinación entre el operador y los demás trabajadores, con el fin de lograr una total cobertura de los puntos críticos como, desestabilización de la torre, enredamiento de cables, movimientos bruscos, caída de objetos, sistema de anclaje entre la segunda sección y la primera (cascos de mula), etc.

 Durante la realización de actividades Workover y Reacondicionamiento de pozos, los trabajadores están constantemente expuestos la presencia de accidentes, especialmente durante las operaciones de movimiento (sacada y bajada) de artículos tubulares (tubería, varilla etc.), es por esto que debe existir total concentración y coordinación entre los funcionarios de la cuadrilla, ya que el descuido de uno de ellos puede comprometer la integridad física de los demás.  El equipo para el control del pozo como su nombre lo evidencia, permite tener control permanente sobre el pozo, contar con un medio seguro para descargarlo, circularlo y controlar con rapidez y eficacia cualquier disparo o reventón que se pueda presentar, es por esto que se hace necesario realizar una inspección exhaustiva del mismo antes de comenzar las operaciones, para corregir cualquier falla que se pudiera presentar; de igual manera, es importante tener en cuenta las siguientes recomendaciones:  Ubicar el acumulador lo más retirado posible de la boca del pozo y del equipo, mínimo alineado con el malacate principal.  Verificar nivel de aceite en los tanques de acumulador y sistema hidráulico.  Verificar las mangueras del acumulador y el preventor. Es importante verificar la posición de las mangueras, con el fin de evitar cualquier error de conexión que haga actuar el ariete ciego con la tubería dentro del pozo. 22

Training Services  Se debe probar apertura y cierre del preventor accionando el acumulador, y probar el sello de los arietes de tubería y de los arietes ciegos (Ver instructivo de instalación y prueba del preventor de arietes).  En los trabajos en los cuales se requiera trabajar con el Hydril, se debe verificar que este tenga instalados los 8 de la tuerca, los 12 espárragos del flange, que el Ring gasket y el empaque de la tuerca (Gasket) estén en buen estado y que el elemento de empaque (caucho) corresponda al diámetro de la tubería con la que se va a trabajar. 

Se debe tener cuidado con la presencia de gases, especialmente en los pozos donde se sabe que posee mayor contenido de metano y etano. Por esto, antes de comenzar las operaciones en el pozo, se debe verificar que este haya sido descargado, tanto por el tubing, como por el anular.



Cuando se esté bajando o subiendo varilla o tubería, se debe verificar que la polea no golpee la unidad de bombeo o el trabajadero de tubería.



Cuando se va a bajar una sarta de tubería en el pozo, esta debe ser medida tubo por tubo y estos datos registrados en la minuta. Este punto aplica para cualquier herramienta que se baje con la tubería.



Es indispensable realizar el mantenimiento (limpieza y lubricación) a la rosca de los tubos a medida que son bajados por el pozo.



Cuando la sarta alcance un peso elevado (superior a 30000 lbs), se debe bajar accionando el freno hidráulico del equipo, teniendo la precaución de no desenganchar este, hasta que la sarta no se encuentre totalmente estática.



Cuando se está sacando tubería en dobles, esta se debe acomodar de tal manera que quede paralela a la torre, para evitar cargar demasiado peso al trabajadero. Durante el levantamiento de la primera parada, es posible que se presenten situaciones que puedan comprometer la estabilidad de la torre del equipo, por lo cual es recomendable que el operador de torre, suba al encuelladero de tubería solo después de que se haya sacado el primer doble y se haya comprobado que la sarta avanza sin restricciones.



Al probar la tubería se debe regular la válvula de seguridad de la bomba Tríplex a la presión establecida, con el fin de evitar sobrepasar la máxima presión recomendada y prevenir daños en la tubería y/o líneas de superficie. Evitar sobrepasar las presiones recomendadas según el tipo y diámetro de la tubería. En las pruebas de tubería para cementaciones forzadas, inyecciones y fracturamientos, se deben utilizar mangueras metálicas de 5000 lbs o 8000 lbs.



En la instalación, operación y mantenimiento de la llave hidráulica (varilla o tubería), se deben tener en cuenta que cuando se realiza el cambio de las mordazas, esta debe ser manipulada únicamente y exclusivamente por el 23

Training Services operador (de llave), de igual manera debe existir comunicación constante entre este y el operador del equipo para engranar y desengranar la bomba hidráulica. 

Cuando la polea viajera este subiendo o bajando, la llave hidráulica (de tubería o de varilla) debe estar alejada del recorrido de la polea.



Revisar que el brazo de soporte de la llave hidráulica para tubería se encuentre en óptimas condiciones de trabajo, que la soldadura no este partida, y que los pasadores sean del diámetro adecuado y tengan sus respectivas tuercas.



Cuando esté operando la llave hidráulica de varillas, el operador debe mantener su cuerpo fuera del alcance del elevador de varillas, ya que podría ser golpeado severamente.



Mientras se esté levantando la varilla del suelo, el Operador II la debe tomar siempre por el extremo inferior y transportarla a un lado del su cuerpo.



En las operaciones en las cuales se requiera el bombeo de fluidos a presión en el pozo, se deben seguir las siguientes recomendaciones:  Todas las mangueras conexiones, válvulas y líneas de superficie deben estar acorde a la presión con la que se va a trabajar.  El operador de la bomba debe estar pendiente de los cambios bruscos de presión para tomar acciones inmediatas en el momento en que se presenten.  En lo posible el personal se debe mantener alejado de las líneas de superficie cuando estas estén bajo presión. Estas se deben probar antes de comenzar la operación, a la presión máxima esperada de trabajo.



Si se va a bajar una herramienta con el cable de Sand line, es necesario tener en cuenta que el amarre de la moña debe hacerse tejido, y el extremo sobrante de cable se debe proteger con trapo y manila, para que esta no se dañe al correrla en el pozo, producto del roce con los cuellos y las paredes internas del Casing. Se debe calibrar el revestimiento para verificar que la herramienta pueda bajar libremente hasta la profundidad requerida.



En los trabajos de achicamiento o Suabeo, se deben tener en cuenta las siguientes recomendaciones:  Al realizar la instalación de la barra de suabeo, se deben revisar las conexiones y el cable en busca de alguna anomalía, de encontrarla se deben realizar los correctivos necesarios.  Se debe evitar bajar más de 500 pies por debajo del nivel de fluido en la tubería, ya que podría quedar muy pesada la columna para el cable.  Observar el aporte de arena al tomar las muestras de fluido ya que si este aumenta se puede producir la pega de la barra de suabeo. Las gomas se deben cambiar periódicamente según sea necesario. 24

Training Services 

En las operaciones que impliquen rotación y torque, el personal debe mantenerse alejado (en la medida en que sea posible) de la Mesa Rotaria, mientras esta esté en movimiento. Se deben respetar las velocidades y el torque establecidos para cada trabajo, si no se cuenta con indicador de torque, el operador debe tener completa concentración durante la operación, verificar constantemente la lectura del indicador de peso (Martin Decker) y estar atento al sonido del motor y la mesa rotaria, para evitar imprevistos ocasionados por la presencia de sobrepeso y sobre-torque en la sarta.



En los trabajos que se realicen en conjunto con otras unidades (Varilleo, Servicios, Transportes, etc.), debe existir buena comunicación entre los supervisores de las dependencias para una eficaz coordinación de las labores, con el fin de garantizar el éxito en los trabajos y evitar accidentes. Se debe exigir los respectivos permisos de trabajo y vigilar que se conozca y cumpla la normatividad en materia de seguridad.

A continuación se enumeran las disposiciones ambientales que deben aplicarse en actividades de Workover. 

Antes de comenzar cualquier trabajo en el pozo, asegúrese de que el equipo para el control del pozo, se encuentre debidamente instalado y probado.



Si se sospecha o se tienen antecedentes de disparo en el pozo, se debe tener cuidado con el nivel de líquido. Si es necesario se debe ir llenando el pozo con fluido, cada 20 o 30 tubos para mantener el nivel. Bajo estas condiciones en lo posible se recomienda sacar o bajar tubería con el pozo empacado o asegurado con Hydril.



Durante operaciones de circulación y bombeo de fluidos, se debe verificar el correcto sello en los acoples de las mangueras, verificar constantemente el nivel de los tanques de almacenamiento de fluido con el fin de impedir que rebosen.



Al comenzar a sacar la tubería, se deben colocar cauchos (Wash pipe), para limpiar la misma y evitar derrames de fluido (aceite, agua contaminada, etc.).



En caso de que la tubería salga con fluido, esta se debe “achicar”, es decir, desocuparla utilizando la barra de Suabeo, teniendo la precaución de subir la barra lentamente para evitar estimular el pozo, induciendo el flujo desde la formación, con lo cual se mantendría el nivel de fluido. Si por alguna razón no se puede achicar la tubería, se deberá utilizar el “borracho” o herramientas similares, verificando que este lleve los sellos correspondientes al diámetro de la tubería con que se trabaja.



En caso extremo, en el cual se presente derrames, se debe rodear con una barrera de tierra, arena o de tela absorbente, para que el fluido pueda ser recogido con la bomba, con el Venturi, con el Chupa manchas, o con cualquier 25

Training Services otro método. Si es necesario se deben realizar cunetas para canalizar el fluido y evitar que salga de la localización." 

Cuando se saca tubería en dobles, esta se debe parar sobre una chazaplataforma, con el fin de recoger cualquier fluido que emane de ella. Se debe colocar en la chaza una línea de descargue al contrapozo, si esto no es posible, se debe vigilar constantemente el fluido de las chazas, para desocuparlas oportunamente, y recoger el fluido en el contrapozo.



En los trabajos con el cable de Sand line, se deben utilizar limpiadores de cable y ubicar una chaza recolectora de crudo debajo del malacate (Sand drum) para recoger los fluidos que goteen del cable.



En los trabajos de achicamiento o Suabeo, se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:  El separador se debe conectar al último tanque (el que esté más alejado), la descarga al tanque debe estar asegurada y tener todas sus conexiones bien ajustadas y las medias uniones con sus empaques, para evitar fugas de gas y fluido (agua, aceite).  El quemador debe ubicarse lo más lejos posible del pozo, en un terreno despejado y dentro de una barrera de tierra. Nunca la ubique junto a una fuente de agua, bajo árboles o líneas eléctricas, ni en la entrada a la locación.  La tubería de la línea del quemador debe anclarse al piso con el fin de evitar que el quemador se caiga por un movimiento brusco de la tubería debido a alta presión en la línea. El quemador debe ser encendido antes de comenzar a descargar el pozo, y en lo posible se le debe proporcionar un piloto.  La línea de descargue del árbol de Suabeo debe conectarse al manifold y este al separador, para tener total control sobre los fluidos del pozo en caso de disparo. Esta línea debe ubicarse lo más alejado posible de los exhostos de los motores, al igual que la línea del quemador de gas, el cual debe encontrarse bien retirado de la localización y provisto del mechón listo para ser encendido.  Verificar periódicamente el sello del lubricador de la barra de Suabeo, se debe revisar la buena condición del (los) caucho(s) (Stripping rubber). El gato hidráulico y la manguera que va al lubricador deben cumplir con las condiciones óptimas de trabajo para garantizar su funcionamiento en el momento en que sea necesario. Revisar el nivel de aceite de la bomba manual (Star pump) y llenarla con el aceite hidráulico indicado si es necesario. Constatar el correcto funcionamiento y sello de las uniones rápidas de la manguera del gato hidráulico el sistema se debe probar, para esto se bombea aceite al lubricador y se registra el cambio de presión en el manómetro de la bomba manual.  Las gomas y el cauchos gastados del lubricador (Oil saber) que se cambien, deben ser recogidos en canecas, nunca arrojadas en la localización, ni mucho menos fuera de ella. 26

Training Services  En las operaciones de cementación el exceso de cemento debe ser recogido en un tanque destinado para tal fin. La manguera de descarga debe estar bien asegurada, para evitar que la presión del fluido (cemento-agua) la saque del tanque, vertiendo el cemento fuera del mismo. En cementaciones por tapón balanceado, se debe utilizar una bandeja o chaza adecuada para la mezcla del cemento, esto nunca se debe hacer en el piso. Una vez terminada la operación, se deben recoger y disponer adecuadamente los residuos tales como remanentes de cemento y los empaques de los bultos utilizados.  En operaciones de cañoneo, se deben seguir las siguientes recomendaciones:  Verificar que el lubricador esté acondicionado acorde al cañón de mayor longitud que se vaya a bajar. El lubricador se debe haber probado a la máxima presión esperada del pozo, según los cálculos de ingeniería. Los cauchos del lubricador y del Oil Saver deben estar en buenas condiciones para garantizar sello y la limpieza del cable a medida que éste se saca.  En aquellos cañones que al dispararse, se desintegran y esas partículas quedan dentro de su camisa o funda, al sacarlos a superficie, estos desechos deben ser recogidos en canecas, nunca dejados sobre el piso de la localización, ni mucho menos botarlo en el terreno o fuentes de agua que circundan la localización.  Después de que sean detonados los explosivos y de que el operador haya recogido su equipo, debe iniciarse la limpieza de la plataforma de trabajo o mesa rotaria y el área del pozo, recolectando desechos que se generaron durante la operación y dejar completamente libre de basura y remanentes de explosivos, tal como estaba en el momento de iniciar la operación de cañoneo. El operador de la unidad de Wire- line (equipo cañonero) debe revisar el área para ver si hay remanentes de material explosivo, de haberlo, debe empacarlo en la caja de remanentes para ser regresado al polvorín. 

Una vez terminadas las operaciones de mantenimiento de subsuelo en un pozo, se debe dejar el pozo en condiciones ambientales satisfactorias, y el plano libre de basuras, desperdicios, herramientas, accesorios y cualquier tipo de material extraño. Para esto se debe tener en cuenta el “Instructivo para asegurar condiciones ambientalmente sanas en locaciones de pozos después de actividades de subsuelo”.

9. CONTINGENCIAS Si antes de realizar una operación en un pozo, se requiere consultar la copia del manual correspondiente al equipo, y este por alguna circunstancia anormal no se encuentra en su sitio, se puede consultar el ATS correspondiente a la actividad a realizar, mientras se ubica o recupera la copia perdida, o se gestiona una copia nueva. En este caso, esta copia se debe solicitar mediante comunicación escrita (email o carta) al responsable de la gestión documental, siguiendo los parámetros 27

Training Services establecidos en el procedimiento GII - P - 002. Procedimiento para el control de documentos. Cualquier novedad o cambio en el manual o programa de operación debe quedar registrada en el formato respectivo. El modelo siguiente es el formato de registro de VOC: FECHA Nov – 18 – 11

No. REVISIÓN No. ACTUALIZACIÓN CAMBIO 0

0

NA

MOTIVO Elaboración del documento

ANEXOS 28

Training Services

EJEMPLO PROGRAMA WORKOVER Pozo Caracara Sur – A10

ROGRAMA

:

TRABAJO DE WORKOVER

AFE

:

30207200

POZO

:

CARACARA SUR – A10

CODIGO PROYECTO

:

OIL PRODUCER

OBJETIVO

: Correr registros USIT y verificar la adherencia del cemento al CSG.

PREPARADO POR

: Wendy Suárez

REVISADO POR

: Moisés Machacón

APROBADO POR

: Fernando Armirola

FECHA APROBACION

:

DISTRIBUCION

By : email: 29

Training Services Director de Operaciones Líder Activo Caracara Ingeniero HSE Jefe de Campo Company Man - Rig 26 INDEPENDENCE Caracara Coordinador Geociencias ECOPETROL Coord. Producción

Miguel Ángel Jiménez Jagoba Cubes Wilson Zarate Eduardo montealegre Rodrigo Rico/Eduardo Lopez William Avila Juan Manuel Navarro Jose Luis Villota Luís Fernando García

2- Julio - 2009 02 de Julio de 2009

Programa de Workover

CONTENIDO

1.

INFORMACIÓN GENERAL

2.

CONCEPTUAL DEL TRABAJO

3.

COMPAÑÍAS INVOLUCRADAS

4.

MATERIALES / EQUIPOS REQUERIDOS

5.

ESTADO MECÁNICO ACTUAL

6.

HISTORIA DEL POZO

7.

PROCEDIMIENTO DETALLADO

ANEXOS

DESARROLLO 1.

INFORMACIÓN GENERAL

WELL NAME:

Caracara Sur – A10

WELL FUNCTION:

Oil Producer

PUMP SYSTEM:

ESP

FRECUENCY:

50 Hz

INTAKE:

827 PSI

FTHP:

10 PSI

BFPD:

259

BOPD:

241

BSW (%):

7

FLUID LEVEL:

NA

FORMATION

INTERVALS

SPF

SIZE

GUN TYPE

Carbonera C7 – M Carbonera C7 – M

5516’ – 5531’ 5441’ – 5456’

12 12

3' x 4 5/8" 15’ x 4 5/8"

CSG GUN CSG GUN

30

Training Services

2.   

Carbonera C7 – M

5208’ – 5211’

12

15' x 4 5/8"

CSG GUN

CSG SIZE 13 3/8” 9 5/8 ”

DESCRIPTION 68#, K – 55 43.5#, N – 80

SHOE 354’ 5700’

COLLAR -

T O SURFACE C 346 5’

CONCEPTUAL DEL TRABAJO Controlar el pozo y realizar PBU por un periodo de 6 Hrs. Realizar Pulling de ESP. Correr registro USIT y en función de los resultados se continuará con el programa así:  Si el registro muestra adecuada adherencia del cemento frente al intervalo 5208’-5211’, se sentara un EZ BP 10’ arriba del EZ que se encuentra @ 5431’.  Si el registro muestra mala adherencia del cemento frente al intervalo 5208’5211’, se seguirá el siguiente procedimiento:    

3.

Realizar cementación correctiva al Casing. Moler cemento hasta tope EZ BP @ 5431’. Recañonear el intervalo 5208’-5211’. Bajar ESP Rediseñada.

COMPAÑÍAS INVOLUCRADAS

EQUIPO DE COMPLETAMIENTO: DIESEL SUPERVISIÓN OPERACIONES: INSPECCION DE TUBERÍA: SISTEMA DE BOMBEO:

4.

INDEPENDENCE 26 TERPEL CEPCOLSA N/A BAKER/ CENTRILIFT

MATERIALES / EQUIPOS REQUERIDOS a) Equipo de Workover. b) Tubing 3 ½”, 9.3# EUE (Se usará el mismo del pozo). c) Equipo de ESP en el campo (motor, grapas, bomba, penetradores, cable, VSD). d) Herramientas de trabajo para cambio de bomba. e) Scrapper para CSG 9 5/8”, 43.5 #/ft. f) Unidad de cementación, batch mixer y productos. g) Unidad de E-Line: para Cañoneo. 30

Training Services g) Packer Recuperable RTTS para 9 5/8”, 43.5#/ft Csg, para suabeo. h) Cañones Casing Gun tipo POWER JET 4621, HMX, 21TPP, 4 5/8’’, HSD, PHASE 120 (Para probar como productor de aceite). i) Copas de suabeo, tanque de medición, equipo de laboratorio para determinar BSW. j) BHA para moler cemento: Broca de 8 ½”, Junk Basket 9 5/8””, Bumper sub, Jar, Drill. k) Collars 4 ¾”. l)

5.

Tubing Hanger y X-Mass Tree 11” x 3000 K. ESTADO MECÁNICO ACTUAL

31

Training Services

Estado mecánico actual

6.

HISTORIA DEL POZO 32

Training Services Recibió Rig 16 de Independence Drilling el día 05 de Abril de 2009. Perforó pozo, sección de 17 1I2” con BHA convencional y broca 17 ½” Tricónica, Tipo GTX-C1, desde Superficie hasta 359’, ROP= 34.2 FTIHR, Q=200-550 GPM, SPP=500 PSI, WOB = 4-8 KLb, RPM = 60 -110. Bajó revestimiento de 13 3I8". Perforó Pozo, sección de 12 ¼” rotando y deslizando, con broca 12 ¼” PDC Tipo: HCM605 desde 359' hasta 5690'. Realizó corridas de registros eléctricos en hueco abierto 12-1I4”, Así: Corrida No. 1: PEX (TLDICNLIMSFLGR) AIT, PPC) desde 1520’ (PROFUNDIDAD POR REGISTRO)-5696’. Corrida No. 2: ADT-PPC-GR desde Superficie (PROFUNDIDAD POR REGISTRO) – 5696’. Corrida No. 3: SONIC SCANNER + FMI + GR desde superficie (PROFUNDIDAD POR REGISTRO) – 5696’. Corrida No. 4: MR SCANNER – GR, registró los siguientes intervalos: 5230’ – 4850’, 4550’ – 4530’, 4440’ – 4410’, 3970’ – 3940’, 3920’ – 3900’. Corrida No. 5: PRESIONES (MDT-GR). Tomó puntos de presión desde 5541 ft hasta 4422 ft. (Total puntos de presión tomados=8 de 35 programados). Puntos tomados, profundidad MD (5541’, 5521’, 5448’, 5444’, 5367’, 5364’, 5284’, 4422’). Acondicionó pozo y bajó revestimiento de 9 5I8”, 43.5 #I ft, N-80. Se cañoneó el intervalo (5516 ft - 5531 ft) con sarta TCP, cañones 4 1I2" PURE + 4505 PJO, 4.5 TPP e inició operación de suabeo: recuperando 66.8 Bbls de fluido en 30 corridas 99.6% agua y 0.4% sólidos, las últimas 4 corrida salieron secas. Se cañoneó el intervalo (5441 ft - 5456 ft) con sarta TCP, cañones 4 1I2" PURE + 4505 PJO, 4.5 TPP e inició operación de suabeo: recuperando 15 Bbls de fluido en 7 corridas 100% agua. Se cañoneó el intervalo (5208 ft - 5211 ft) con cañones POWER FLOW 4621, HMX, 21TPP, 4 5I8’’, HSD, PHASE 120 e inició operación de suabeo: recuperando 514 Bbls de fluido en 78 corridas 100% aceite. REVESTIMIENTOS  Revestimiento de 13 3I8”,9 jts de 68#Ift, K-55, @ 354 pies.  Revestimiento de 9 5I8”, 152 jts de 43.5#Ift, N-80, zapato flotador @ 5700 pies. 7.

PROCEDIMIENTO DETALLADO 33

Training Services 7.1

PROCEDIMIENTO A SEGUIR: a) Realizar previa inspección al equipo y verificación de materiales requeridos. b) Recibir equipo de workover INDEPENDENCE RIG 26 preparar permisos de trabajo requeridos. c) Realizar charla pre-operacional del servicio a realizar. NOTA: Registrar PBU con el VSD por un periodo de 6 horas d) Parar ESP, aislar sistema eléctrico, liberar presiones de tubing y anular. e) Hacer conexiones e intentar circular en reversa usando agua fresca, monitoreando presiones en superficie. Verificar pozo controlado. f)

Desconectar árbol, brazo y líneas de producción del pozo Caracara Sur – A10. Hacer las marcas respectivas en el Hanger, para la posterior alineación del sistema de producción una vez termine el trabajo de workover.

g) Instalar Preventora, 11” x 3000 psi y Adapter Spool si es necesario. h) Instalar y acondicionar estructura mesa rotaria con herramientas de manejo. i) Instalar campana y línea de flujo. j) Reunión pre-operacional por parte personal encargado del procedimiento. k) Conectar con pup Joint de 10’ al Tubing Hanger, liberar los prisioneros del Hanger, levantar la sarta, registrar pesos arriba y abajo. Llenar el pozo si es necesario. l) Sacar ESP, midiendo por paradas a la torre. Reportar número de zunchos y protectores que salen y que quedan en el pozo. Mantener el pozo controlado. m) Desconectar, evaluar y registrar el diagnóstico del estado del BHA de ESP por el personal de Baker I Centrilift. n) Bajar tubing con cuello dentado, tocar fondo y limpiar arena por circulación en reversa hasta el CF @ 5716’. POOH sarta. o) RIU EWLU de Schlumberger y correr registro USIT, enviar a Bogotá y esperar toma de decisiones.

p) Si el registro muestra adecuada adherencia del cemento frente al intervalo 5208’5211’, se sentara un EZ BP 10’ arriba (aprox 5421’), del EZ que se encuentra @ 5431’. De lo contrario se seguirá el siguiente procedimiento:

7.2

CEMENTACIÓN CORRECTIVA AL CASING EN LA UNIDAD C7 – M: 34

Training Services  Bajar con E- line, correlacionar y realizar casing puncher 4 SPF @ 5250’.  Conectar e instalar en superficie Cement Retainer 9 5I8”. Asentarlo 14’ debajo de las perforaciones (5225’) Aprox.  Cement retainer de 9 5I8” se bajara con Wireline y EZ-sub Wireline adapter kit.  Sacar desde la profundidad acordada hasta superficie.  Diseñar trabajo de cementación forzada para realizar cementación correctiva al Casing.  Realizar prueba de presión a las líneas de superficie a 500 y 3000 psi.  Bajar con stinger y tubing. Conectarse a EZ cement retainer y realizar prueba de circulación o inyectividad (máx. 1500 psi para evitar fractura de formaciones), para confirmar diseño de trabajo de cementación. Verificar retornos por anulares (tubing- casing y casing 13 3I8” - 9 5I8”) abrir este último anular a Catch tank para efectuar esta operación.  Bombear cemento y realizar trabajo de cementación diseñada por Tucker. Verificar volumen retornado por anular casing – casing durante el trabajo.  Cerrar anular casing – casing. Desconectar stinger y circular en reversa exceso de cemento. POOH stinger.  Esperar fragüe con el pozo cerrado por 12 horas, o lo que muestren los testigos y recomiende TUCKER. Drenar presión, observar retornos. POOH sarta  RIH tubería con punta abierta hasta tope de cemento (TOC), determinar profundidad y sacar.  Bajar con E- line, correlacionar y realizar casing puncher 4 SPF @ 5170’.  Conectar e instalar en superficie Cement Retainer 9 5I8”. Asentarlo 48’ arriba de las perforaciones (5160’) Aprox.  Cement retainer de 9 5I8” se bajara con Wireline y EZ-sub Wireline adapter kit.  Sacar desde la profundidad acordada hasta superficie.  Diseñar trabajo de cementación forzada para realizar cementación correctiva al casing. 35

Training Services 

Realizar prueba de presión a las líneas de superficie a 500 y 3000 psi.

 Bajar con stinger y tubing. Conectarse a EZ cement retainer y realizar prueba de circulación o inyectividad (máx. 1500 psi para evitar fractura de formaciones), para confirmar diseño de trabajo de cementación. Verificar retornos por anulares (tubing- casing y casing 13 3I8” - 9 5I8”) abrir este último anular a Catch tank para efectuar esta operación.  Bombear cemento y realizar trabajo de cementación diseñada por Tucker. Verificar volumen retornado por anular casing – casing durante el trabajo.  Cerrar anular casing – casing. Desconectar stinger y circular en reversa exceso de cemento. POOH stinger.  Esperar fragüe con el pozo cerrado por 12 horas, o lo que muestren los testigos y recomiende TUCKER. Drenar presión, observar retornos. POOH sarta. NOTA: El trabajo de cementación correctiva se realizará bajo los mismos parámetros con que se realizó trabajo en Toro Sentado – 6.

7.3

MOLIDA DE CEMENT RETAINER E INTERVALOS DE CEMENTO:

Procedimiento para trabajo de Molida de empaques e Intervalos de Cemento:

ITEM CANT



HERRAMIENTA

SUMINISTRO

1

3

INSERTED CONCAVE JUNK MILL 8 ½” OD, 3 ½” REG PIN

WEATHERFORD

2

3

JUNK BASKET SUB 9 5I8”

WEATHERFORD

3

1

BIT SUB 4 ½” REG BOX * 4 ½” IF BOX

WEATHERFORD

4

1

DRILL COLLAR 4 ¾” x 3 ½” I.F PIN * BOX

WEATHERFORD

5

1

LUBRICATED BUMPER SUB 4 ¾” x 3 ½” IF PIN * BOX

WEATHERFORD

6

1

SUPER FISHING JAR 4 ¾” x 3 ½” IF PIN * BOX

WEATHERFORD

7

10

8

1

JAR INTENSIFIER 4 ¾” x 3 ½” IF PIN * BOX

WEATHERFORD

10

1

DRILL PIPE 3 ½” IF

INDEPENDENCE

12

1

DITCH MAGNET

WEATHERFORD

SPIRAL DRILL COLLAR 4 ¾” x 3 ½” IF PIN * BOX

Operación: 36

CEPCOLSA

Training Services  Levantar sarta de Drill Pipe de 3 ½” IF y bajar el ensamblaje arriba propuesto hasta encontrar el tope del Cement Retainer @ 5225’.  Levantar 5 ft e iniciar circulación y rotación para tomar parámetros de sarta libre (pesos hacia arriba y hacia abajo, torque, presión, etc.).  Bajar con circulación y rotación e iniciar trabajo de molida, utilizando los siguientes parámetros sugeridos: WOB: 2 – 8 Klbs RPM: 80 – 150 GPM: 250 – 300 (Máximo Posible)  Es necesario variar los parámetros de operación hasta optimizar la molida de los tapones.  Durante la molida es necesario circular el pozo con píldoras viscosas; realizar esta práctica también antes de cada conexión y al finalizar circular el pozo hasta obtener retornos limpios.  Sacar el BHA, desconectar herramientas y evaluar desgaste de las herramientas. Consideraciones que se deben tener en cuenta antes de iniciar la operación de molida: 



La salmuera debe garantizar una buena limpieza, para lo cual se debe mantener en un punto cedente (yield point) entre 30 y 35 lbfI100 ft2. Así mismo, se debe mantener un buen caudal para sacar los restos de los tapones. Antes de comenzar a moler, se deben colocar los imanes a la salida de las zarandas (Shale Shaker).

 Cerrar el Hydril y presurizar con 1500 psi para probar la cementación. Si la prueba es positiva continuar con el programa; de lo contrario se elaborará programa adicional de cementación correctiva.

7.4

RECAÑONEO INTERVALO 5208’ – 5211’ (3’) C7 – M.  RIU equipo de presión SLB y conectar a brida de 11" sobre BOP. Probar con 1000 psi.  Realizar reunión pre-operacional Supervisor de Schlumberger.

y

de

seguridad,

a

cargo

del

 Armar y correr en el hueco Cañones Casing Gun tipo POWER JET 4621, HMX, 21TPP, 4 5/8’’, HSD, PHASE 120.

37

Training Services  Correlacionar, colocarse en profundidad y cañonear el intervalo 5208’ 5211’ (3’) en la arena C7-M. Verificar cambios de presión, registrar SITHP por 5 minutos.  Sacar cañón a superficie, verificar detonación de todas las cargas. RID EWLU.  Bajar con mule shoe + cola de 3 ½” de 30’ + Empaque RTTS para 9 5I8”, 43.5 # + Trampa de Suabeo + tubing de 3 ½” EUE, 9.3 #Ift. Sentar empaque a 5160’ (Aprox.). Nota: El empaque se debe sentar de acuerdo a instrucciones del proveedor.  Suabear intervalo acordado hasta recuperar 200 Bbls de fluido y alcanzar condiciones estables de caudal y BSW; tomar muestras y reportar resultados. El trabajo de suabeo se debe realizar con una carga mínima de 500 ft o según resultados obtenidos durante cada corrida, tomando las precauciones adecuadas para esta operación. Verificar si hay producción de arena. Notas:  No se prevén grandes volúmenes de gas durante el suabeo.  Reportar resultados para toma de decisiones.  Desasentar empaque, POOH sarta de suabeo. Limpiar arena hasta fondo, circulando en reversa agua de producción filtrada, hasta retornos limpios. Verificar presencia de arena en los retornos: Tomar muestras. POOH.

7.5

BOMBA ESP.  La bomba a bajar está por definir.  La profundidad de la bomba estará sujeta al diseño de la misma.  Se debe realizar inspección al equipo de bombeo ESP, antes de iniciar su corrida. (Ver Anexo N° 2. Lista de chequeo para equipo ESP).

Procedimiento para la instalación de la bomba electrosumergible ESP

38

Training Services Consideraciones: La bomba se sentará de acuerdo al diseño de la misma. Lo anterior con el ánimo de generar el mínimo arrastre de arena que pudiere dañar la bomba; adicionalmente se pretende garantizar una sumergencia adecuada para el equipo. Se instalará un sensor de presión Centinel debajo del motor. Programa Instalación ESP  Realizar reunión pre operacional y de seguridad.  Armar equipo de Centrilift I Baker.  Armar los componentes de la Bomba electro sumergible.  Levantar y armar ESP, con sensor de presión Centinel roscado a la punta del motor.  Llenar el sello y el motor de la BES con el aceite recomendado por el fabricante. Asegurarse de que no queden burbujas de aire atrapadas dentro del motor yIo el sello.  Anexar una extensión de cable (MLE) plano al enchufe superior del motor. Instalar un guarda cables sobre esta conexión.  Si las líneas del motor no están completamente identificadas (A, B, C), desconectar la bomba del protector y rotar el eje protector en sentido contrario a las manecillas del reloj mientras se revisa la polaridad del cable con un medidor de fase de rotación. Identifique las líneas y re-ensamble.  Revisar continuamente las principales líneas del cable después de empalmar e identificar las líneas en superficie. Hacer una última revisión de integridad eléctrica para el cable, los empalmes y la BES. Todas las lecturas eléctricas deben ser consignadas en el reporte de workover.  Instalar válvula cheque dos juntas por encima de la descarga de la ESP. Correr otra junta e instalar válvula Drain.  Realizar prueba hidrostática a las durante 10 minutos.

válvulas cheque y Drain con 500 Psi

 Correr Sarta ESP tomando medidas de resistividad, conductividad y presión del sensor Centinel cada 500 FT (cada vez que se pruebe tubería), reportar el nivel de fluido y los datos obtenidos en el formato preestablecido para tal fin. (Nota: Llevar total conteo de los amarres de los cables.)  Una vez se termine de bajar toda la tubería hacer prueba hidrostática a la tubería para verificar la integridad de la misma con 500 Psi durante 10 minutos. 39

Training Services  Revisar la integridad eléctrica del cable, luego de hacer la conexión. Los empalmes se harán antes de hacer la revisión del cable.  Alinear la posición de la tubería con respecto a la mesa rotaria y las BOP´s.  Se instalarán 2 bandas por junta de tubería de 3-1I2”, 9,3#  Bajar con tubing de 3-1I2 EUE, 9,3#, sentando la punta del sensor de presión Centinel. Lo anterior debe hacerse a una velocidad no mayor de 150 pies / Hora, para garantizar la integridad del equipo electro sumergible.  Armar e instalar el penetrador de instrumentación para el cable (tipo pack off).  Desarmar las BOP’s e instalar X-mas trae.  Efectuar el Commissioning del VSD e ingresar parámetros de operación.  Revisar cabeza de pozo, VSD y transformador.  Tomar la lectura final de resistencia en fondo desde el VSD y el conector superior.  Asegúrese que el choke esté completamente abierto.  Energizar el VSD y activar la bomba  Arrancar el equipo a 35 Hz según lo recomendado por el personal de CENTRILIFT y estabilizar la tasa de producción por espacio de 6 horas. Incrementar la frecuencia, manejando las tasas de producción dentro de los rangos recomendados para la BES. Verificar nivel de fluido con el sensor Centinel.  Verificar el correcto sentido de giro de la BES.  Se debe tomar medidas eléctricas en todos los componentes del sistema de superficie, si existe desbalance entre fases, se debe rotar fases y buscar el punto de menor desbalance.  Optimizar frecuencia para aumentar producción. 7.6

PROCEDIMIENTO CAÑONEO CON CABLE

 Realizar una reunión de seguridad con todo el personal de Schlumberger requerido en la operación, el personal del equipo y el representante del cliente. Recordar las normas de seguridad durante el Armado del equipo y Desarmado, las normas esenciales en la manipulación de explosivos y las manifestaciones que se esperan en este pozo en el momento del cañoneo. Además se explican

40

Training Services las áreas de reunión y de evacuación en caso de accidentes, por parte del cliente.  Una vez se ha determinado y confirmado el programa de cañoneo proceder a cargar los cañones con el primacord y sus respectivas cargas. Esto se hace en una determinada área donde no sean expuestas las cargas a llamas abiertas, calentadores de ninguna clase, almacenamiento de combustibles, equipos de soldadura, etc., y delimitar la zona con los letreros respectivos de no fumar en esta área. Únicamente los cañones requeridos para su uso inmediato serán cargados y mantenidos en supervisión constante en caso de atrasos en la iniciación del trabajo. Una vez entregado el pozo, el área de donde se manipularán los cañones deberá ser desalojada de toda persona ajena a la operación y permanecerá de esta forma hasta concluir completamente la misma.  Proceder a efectuar Rig up.  Conectar la línea de tierra de la unidad a la torre y la cabeza de pozo. Comprobar que los voltajes de fuga no sean mayores de 250mV entre la torre-tierra, cabeza de pozo - tierra y unidad-tierra.  Apagar todos los radios de comunicaciones, incluyendo los de la torre, y del cliente, walkie talkie’s, celulares, en un radio de 350 pies durante la operación. Colocar los respectivos avisos de advertencia.  Llevar la cabeza de cañoneo a la unidad para su revisión de aislamiento y continuidad. Conectar el CCL a la cabeza de cañoneo y comprobar su señal y el paso de corriente. Lo anterior siempre que se requiera debe ser efectuado en la cabina de la unidad.  Señales de explosivos y de no fumar deben ser colocados en el lugar de trabajo. No se permite ningún tipo de soldadura eléctrica durante la operación.  Colocar en la posición de “SAFE” el Suiche de Seguridad del panel de disparo y sacar la llave y colocársela en el brazo.  Desconectar cualquier tipo de conexión eléctrica externa que se tenga, (lámparas, extensiones) a la energía de la torre. Quitar todos los jumpers de shooting panel. Verificar que todas las fuentes del power supply están apagadas. Apagar el sistema y los generadores eléctricos de la unidad. Desalojar la cabina de la unidad. No debe permanecer ninguna persona dentro de ésta.  Hacer retirar de la planchada a toda persona que no forme parte de la operación.  Conectar el cañón al CCL en forma tal que la línea de disparo esté despejada.

41

Training Services  Revisar el detonador usando el Tubo de Seguridad Detonadores y únicamente con el “Blasting Cap Meter”.

Tube

para

 Colocar momentáneamente la línea viva del cañón a tierra para comprobar que no tiene corriente y luego conectar el detonador, colocado en el Tubo de Seguridad, a las líneas de corriente.  Proceder a unir el detonador con el primacord del cañón.  Medir la distancia entre mitad del CCL y disparo superior del canon, de igual forma longitud total del cañón.  Levantar el conjunto de canon & CCL hacia el pozo, colocar el cero del cañón que se encuentra en el centro del CCL y actualizar este valor en el odómetro mecánico del panel del operador. Este cero debe ser colocado al mismo punto de referencia al que se colocó el primer registro de Gamma Ray de Hueco Abierto. Si se trata de la misma torre con que se realizó este registro, el cero será en el centro del CCL referido a la altura de la Mesa Rotaria.  Cañón dentro de lubricador y equipo de presión conectado completamente.  Si todo se encuentra bajo control proceder a bajar el cañón dentro del pozo. Encender las los generadores eléctricos de la unidad cuando se está por debajo de 200’ de profundidad y encender computador y actualizar inmediatamente la profundidad en éste. Viajar hasta la zona de interés a la máxima velocidad segura (150 ft/min) controlando y monitoreando en todo momento la señal de tensión ya que ésta es la primera indicación de problemas con la herramienta en el pozo. Verificar que la señal de CCL llega a superficie durante todo el trayecto del cañón.  Descender en el pozo hasta el intervalo de correlación deseado, registrar una sección y ajustar la profundidad según se requiera, bajar por debajo del intervalo de cañoneo y registrar subiendo verificando cuellos. Verificar exactitud de la profundidad y el intervalo de cañoneo con el representante del cliente.  Una vez el representante del cliente está de acuerdo con la correlación y se está seguro de la profundidad, bajar por lo menos tres (3) cuellos por debajo de la zona a cañonear y registrar de nuevo parando en la profundidad determinada, pasar el panel de disparo a Shoot y detonar el canon. Cambiar posterior a disparo a CCL y continuar registro por encima de profundidad de disparo.  Repetir el anterior procedimiento para cada una de las corridas con cañones en el pozo.

42

Training Services  En caso de haber fallado algún cañón en su detonación, una vez en superficie se debe remover de inmediato el detonador primario y ser guardado en su contenedor respectivo y luego sí tratar de encontrar la causa de la falla.  Todos los residuos de materiales explosivos deben ser regresados a la base para su respectiva destrucción de acuerdo a las normas de seguridad.

LISTA DE CHEQUEO

Equipo de superficie     

Transformador Panel de control Caja de venteo Tubing hanger Árbol de producción

Equipo de fondo        

Motor (es) Sello (s) o protector (es) Intake Bomba (s) Descarga Aceite mineral dieléctrico Cable de potencia en configuración plana y redonda Sensor de presión de fondo (Intake)

Accesorios de fondo         

Válvula de retención (check) Válvula de drenaje (descarga, circulación, bleeder, drain) Cable plano de extensión del motor (flat cable extensión) Protectores de cable plano (flat cable guards) Zunchos o bandas Centralizadores del motor (motor guides) Centralizadores y protectores de cable (Rubber coupling I over coupling) Recolector de chatarra Clamps o grapas de protección del instrument tuve

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Training Services Accesorios de superficie             

Elevador de tubería Ancla para colgar al elevador Grillete Clamps de suspensión del equipo y sus respectivas cadenas Campana de asentamiento Polea de manejo del cable de potencia eléctrica Spooler o carro para el manejo del carretel del cable de potencia Herramientas especiales para maniobrar acoplamientos del equipo de fondo Fluido mineral dieléctrico Bomba para manejo del fluido dieléctrico Zunchadora de bandas Martillo neumático Prensadora neumática para over coupling

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EMPAQUES USADOS EN OPERACIONES DE WORKOVER EMPAQUE BAKER MODELO “A” El empaque baker modelo “A” es utilizados para pozos inyectores. Es un empaque de tensión. Características: - Corto, compacto y recuperable. - Pozos Inyectores. - Sirve para operaciones de presión. - Provisto de dos despendedores de seguridad. Operación: Corre el empaque a la profundidad deseada, bajar un poco la tubería antes de sacar el seguro de la cuñas. Girar la tubería media vuelta a la izquierda y tensiona el empaque. Para soltar el empaque bajar la tubería por lo menos un pie por debajo del punto en el cual se alivia la tensión y luego gira la tubería media de vuelta a la derecha Cizallamiento: Si por alguna razón el empaque no puede soltarse, el pin de la guía inferior puede cizallarse con tensión (50000 libras) permitiendo la recuperación del mandrill y las cuñas del empaque, (quedando en el pozo, la guía, el caucho y el cono). Unión de seguridad: Si la operación anterior no tiene éxito, aplicar 10000 libras de tensión y rotar la tubería a la derecha hasta 20 vueltas desenroscar el cuello del mandrill quedando el empaque en el pozo).

EMPAQUE BAKER MODELO “AD-1” El empaque baker modelo “AD-1” es un empaque de tensión, usado normalmente en pozos inyectores.

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Training Services Operación Correr empaque hasta la profundidad programada rotar la tubería un cuarto de vuelta a la IZQUIERDA y colocarle la tensión requerida 10.000 libras para empaques de 5-1/2 y 14000 libras para empaques de 7”, para liberarlo bajar la tubería por lo menos un pie por debajo del punto del cual se le alivia la tensión aplicada y rotar suficientemente la tubería a la derecha para obtener en el empaque un cuarto de vuelta Anillo de emergencia El empaque cuenta con un anillo de corte, diseñado para cortar entre 45000 y 50000 libras de tensión, lo cual permite al cono, cauchos y guía caer contra el “bottom sub” (no deja pescado).

EMPAQUE BAKER MODELO “G” El empaque Baker modelo “G” es utilizado en pozos productores, cuyo mecanismo de producción es “flujo natural”. Es un empaque de asentamiento por peso (también puede ser utilizado de tensión). Operación: Correr el empaque un pie por debajo de la profundidad de asentamiento luego levantarlo hasta el punto de asentamiento. Rotar la tubería un cuarto de vuelta a la DERECHA y colocarle el peso recomendado para el asentamiento. Para empaque de 5-1/2” 10.000 libras de peso y de 7” 14.000 libras. Para desasentar el empaque se debe levantar la tubería al punto muerto y rotarla un cuarto de vuelta a la IZQUIERDA. Unión de seguridad: Si por alguna razón el empaque no se puede desasentar, aplicar tensión y rotar la tubería a la DERECHA por lo menos 7 vueltas. Esta operación permite recuperar la tubería, junto con el “top sub” del empaque (quedando en el pozo el mandrill, el caucho, el cono y la cuñas). Se recomienda en pozos con tubería llena de gas, llenar tubería y anular con fluido EMPAQUE BRIDGE PLUG El empaque bridge plug puede ser usado en operaciones de fracturamiento, acidificación, pruebas de formación selectivas, en compañía del full Bore o con herramientas similares de asentamiento o de tensión. 46

Training Services Operación 1. Acoplar el bridge plug al retrieving head (RH) 2. Introducir el conjunto al pozo. 3. Bajar la herramienta hasta la profundidad deseada de asentamiento 4. Para soltar el bridge Plug (BP), levantar ligeramente la sarta, luego con torque a la izquierda bajar suavemente la herramienta hasta que tome peso. 5. Cuando se constate que el BP toma peso, levantar 10’ la herramienta siempre manteniendo el torque a la izquierda de esta manera se libera el BP (Bajar aproximadamente 3’ aplicando torque a la izquierda, si no toma peso, esto indica que el BP esta suelto. Se notara además que la sarta de tubería ofrecerá menor resistencia al torque). 6. Después que el BP ha sido liberado a la profundidad deseada, las cuñas, los centralizadores y los corchos del empaque lo mantendrán agarrado al casing. Recuperación Para recuperar el BP bajar el RH hasta la profundidad exacta donde se hizo la operación de asentamiento, colocarle peso y luego arrancar le BP (después que ha sido pescado el BP Este aumenta el peso de la sarta en 1000 libras aproximadamente mientras se saca). En pozos desviados se recomienda no bajar juego de empaques (BP + RH + FB). Se recomienda bajar solo el BP y luego el FB con RH para pescar Esto evitara que la tubería se desconecte y forme un “pata de perro”. Para sacar si se puede los dos empaques.

EMPAQUE FULL BORE (FB) Es un empaque de trabajo, usado en operación de cementación, prueba de casing, fracturamiento, acidificación y pruebas de formación. Este empaque debe correrse con una válvula igualadora. Operación 1. correr el empaque hasta profundidad deseada. 2. Para tensionarlo rotar la tubería ¾” de vuelta a la DERECHA y aplicar tensión (esta tensión cierra la válvula igualadora, acciona la cuñas y expande los cauchos). 3. Para soltarlo, liberar la tensión y aplicarle peso (este peso hace que la válvula igualadora se abra, igualando la presión de la tubería y el anular, cerrar la válvula aplicando tensión). Luego llevarlo al punto muerto y rotar la tubería ¾” de vuelta a la IZQUIERDA. 47

Training Services Unión de seguridad Cuando por alguna razón las cuñas no entran al seguro, tensionar el FB con más o menos 3000 libras y aplicarle torque a la derecha aproximadamente 9 vueltas desenroscando la punta del mandrill permitiendo que el mecanismo del seguro de las cuñas caiga a la ranura del mandrill. De este modo las cuñas quedan permanentes en posición de seguro. (En esta operación se recupera todo el empaque). Si la anterior operación no permite liberar el empaque aplicar 10000 libras de tensión para cortar el anillo del soporte del cono, luego mantener una ligera tensión y rotar aproximadamente 14 vueltas a la derecha aplicando torque para cortar el tornillo fijador de la araña, esta operación permite recuperar el mandrill y las cuñas. Cuando se está trabajando con BP + FB evaluando intervalos productivos y al tratar de pescar BP se encuentra entre 5-8 pies de arena se puede intentar limpiar por circulación en reversa tensionando el FB entre 2000-4000 lbs sobre el peso de la sarta para cerrar la válvula igualadora, luego se baja al punto muerto se leda una vuelta ala izquierda para desasentar el empaque y se intenta lavar. No se puede colocar peso por encima de 2000 libras por que se abre la válvula igualadora y se circula a través de ella sin lavar la arena. EMPAQUE RETRIEVAMATIC Es un empaque de trabajo, usado en operación de cementación, prueba de casing, fracturamiento, acidificación y pruebas de formación. Es un empaque de asentamiento con hold down tipo pistón y válvula igualadora incorporada. Operación 1. Correr el empaque hasta la profundidad deseada. 2 Para asentarlo, rotar la tubería una vuelta a la DERECHA y aplicar peso (este peso cierra automáticamente la válvula igualadora, acciona las cuñas y expande los cauchos). 3 Para desasentarlo llevar la tubería hasta el punto muerto (peso de la sarta) y luego girar la tubería 3/4 de vuelta a la IZQUIERDA esta operación es absolutamente necesaria, únicamente cuando es necesario profundizar el empaque).

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Training Services Si por algún motivo no suelta el empaque es que los HOLD DOWN o cuñas laterales del empaque están adheridos al casing. Se aplica de 500 a 1000 lbs por anular para soltar el empaque. EMPAQUE HALLIBURTON R-4 Este empaque puede ser usado en pozos productores o inyectores. Puede utilizarse como empaque de peso o de tensión respectivamente. También se puede utilizar en tratamientos de ácidos y completamientos. Pozos inyectores, Operación. Correr el empaque hasta la profundidad deseada, rotar la tubería un cuarto de vuelta a la DERECHA y tensionar. Para soltarlo simplemente bajar la tubería y este movimiento engrana el pin en la “J” (seguro). Cizallamiento Si por alguna razón el empaque no puede soltarse, los pines del cuerpo pueden ser cizallados aplicando tensión (normalmente el empaque se corre con seis (6) pines, que soportan 40.000 libras). Esta operación permite que el anillo portapines, el caucho y el cono se corran contra el cuerpo inferior (no deja pescado) Unión de seguridad Si por alguna razón la operación anterior no libera el empaque, tensionar la tubería con 5000 libras y rotarla 12 vueltas a la DERECHA. Esta operación desenrosca el cuello superior del mandrill de la herramienta (quedando como pescado el empaque) recuperando la tubería. Pozos productores, Operación Correr el empaque hasta la profundidad programada, levantar la sarta aproximadamente 4’ y rotar la tubería un cuarto de vuelta a la izquierda, luego colocarle peso recomendado Para recuperar el empaque levantar la tubería (este movimiento engrana automáticamente el pin de la “J”). Cizallamiento Si el empaque no puede ser desasentado normalmente, los seis (6) pines del empaque pueden ser cizallados con 40.000 libras de peso.

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Training Services EMPAQUE BAKER R-3 Este empaque puede ser usado en pozos productores. Puede utilizarse como empaque de peso o de tensión respectivamente. Se utiliza donde la presión de fondo del pozo ha sido depletada. Operación Correr el empaque hasta la profundidad deseada, rotar la tubería un cuarto de vuelta a la DERECHA y colocar peso. Para soltarlo simplemente con tensión. Si por algún motivo no suelta el empaque es que los HOLD DOWN o cuñas laterales del empaque están adheridos al casing. Se aplica de 500 a 1000 lbs por anular para soltar el empaque.

EMPAQUE HALLIBURTON R-3 Este empaque puede ser usado en pozos productores o inyectores. Puede utilizarse como empaque de peso o de tensión respectivamente. También se puede utilizar en tratamientos de ácidos y completamientos. Operación Correr el empaque hasta la profundidad deseada, rotar la tubería un cuarto de vuelta a la DERECHA y tensionar. Para soltarlo simplemente se baja el tubing para mover el cono de cuñas y retorna el caucho a su posición. Si por algún motivo no suelta el empaque rotar el Tubing 12 vueltas ala derecha, esta operación permite recuperar el tubing con el cople superior del empaque. Si la operación no da resultado tensional hasta 60.000 lbs para desprender el mandril. Para asentar el empaque se rota a la izquierda ¼ de vuelta. Se coloca peso a la sarta. No es recomendable para pozos profundos, a menos que tenga suficiente peso para sentar el empaque. EMPAQUE “BROWN HUSKY M-1” Este empaque de asentamiento mecánico es utilizado en pozos inyectores y productores, posee un bypass que contribuye a eliminar el efecto de suabeo 50

Training Services y ayuda a remover sucio del empaque. Después de asentarlo puede quedar con tensión con presión o neutro. OPERACIÓN Asentamiento Con el empaque en la profundidad de asentamiento se rota la tubería a la derecha y se baja lentamente hasta que el empaque coja peso, con esta operación se cierra el bypass, se le aplica entre 6000 y 10000 lbs de peso para expandir el elemento empacante y enganchar la rosca izquierda butress (H) con el “upper split nut” (I). Con el empaque asentado, la presión asegura y mantiene el elemento sellada, en este punto se puede adicionar tensión o compresión del empaque sin afectar su asentamiento en pozos poco profundos en donde no se dispone de peso suficiente se rota la tubería a la derecha y se baja lentamente para cerrar el bypass y enganchar la rosca izquierda "Butress”, posteriormente rota la tubería a la izquierda. Con esta operación se agarran las cuñas y se expande el elemento empacante. Se puede presurizar el revestimiento para mejorar el asentamiento (tener cuidado al rotar la tubería al izquierda para no desconectar la sarta). Desconectar Para desasentar el empaque, se rota la tubería a la derecha con unas 3000 libras de tensión hasta que quede libre la sarta, se espera la igualación de presiones (se puede circular para remover sedimento que hayan sobre el empaque), se sube la tubería para asegurar el empaque y después se baja un poco para que las cuñas queden completamente cerrados. Una buena práctica antes de desasentar el empaque es presurizar el casing para liberar algunas partes y minimizar la fricción.

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HERRAMIENTAS DE PESCA EXTRACTOR DE TAPONES BAKER MODELO CP-1” 1.       2.

Generalidades: Es una herramienta usada para recuperar tapones puente y retenedores. Sus partes incluye las zapatas de Moler y substitutos de extensión. Utiliza un agarre con rosca izquierda BUTTRESS, que se engancha al retenedor. Este enganche está diseñado para agarrar el calibre de la rosca como lo hace un “arpón”. El extractor soporta hasta una tensión de 50.000 lbs por encima del peso de la sarta contra el tapón. El extractor se puede Liberar desde el tapón puente o retenedor en cualquier momento. Para su buen uso la superficie del retenedor debe estar totalmente limpia.

Beneficios Se puede colocar retenedores por encima de Liner, recuperándolo más tarde permitiendo el paso hacia el Liner.  Los retenedores se pueden recuperar en un solo viaje.  El tiempo de perforación disminuye al tener que moler una pequeña porción del tapón.  Tiene liberación de emergencia. 

3.       



Instrucciones de Operación Correr la herramienta con una canasta de atrapar residuos por encima del ensamblaje del extractor de tapones para recibir los cortes es una buena alternativa. En lo posible colocar tubería de peso sobre la herramienta. Verificar el estado de la zapata o corona y llevar su registro. Evitar Golpear sobre el tapón para evitar daño a la traba. Correr la herramienta y engancharla en las roscas del retenedor no más, de 5.000 lbs. Tensionar para estar seguro que esta la traba enganchada. Si no hay indicación circular y repetir operación. Una vez enganchada la herramienta aplicar 10.000 lbs de peso para partir los dos tornillos de ruptura, esto permite que el mandril inferior se inserte dentro del superior y la zapata hace contacto con el retenedor (12 pulgadas). Iniciar a moler con 120-150 RPM y 2000 lbs de peso y llevarlo hasta 5.000 lbs máximo.

52

Training Services 

4.

Una vez se ha molido las cuñas del retenedor, éste quedará libre y se puede recuperar.

Cuidados  Para iniciar a moler, después de estar seguro que la traba está agarrada y los tornillos se han partido. Se recomienda asentar 5.000 lbs de peso y en este momento marcar la tubería y empezar a moler con 120-150 RPM y 1000 lbs de peso.  Es necesario tener la precaución asegurarse que la zapata no esté trabada y que la rotaria esté trabajando bien.  Para la liberación de Emergencia, debido a que fue imposible recuperar el retenedor, se rota a la derecha. Para liberar el extractor de tapones se mantiene rotación lenta en esta dirección y al mismo tiempo se mantiene una tensión de 5.000 lbs. Se necesitan aproximadamente 12 vueltas para que la herramienta quede libre.

PESCADOR TAPER TAP O RABO DE RATA EL RABO DE RATA: se utiliza para pescas internas de tubería o botellas. Hay varias marcas y longitudes, los hay izquierdos y derechos. Las herramientas taper tap o rabo de rata, son las herramientas más simples para agarrar o enganchar un pescado internamente. Se dispone de pescadores de este tipo, de varias marcas (bowen tools, inc, houstons engenieer, inc), diámetros y longitudes para ser usados con o sin camisas guías, según las necesidades. La herramienta izquierda puede usarse con reversing tool para desenroscar tubería. Procedimiento Una vez establecido, aproximadamente, el tope del pescado, se baja lentamente la tubería hasta encontrarlo, determinando este tacto con el indicador de peso o preferiblemente al tacto. Se aplica muy ligeramente un poco de peso hasta que se perciba que la herramienta entra en el pescado. Una vez logrado esto, se aplican unas 1000 libras de peso y se rota la tubería con una llave hacia la derecha hasta que el rabo de rata haya penetrado lo suficiente como garantizar el agarre. En el caso de que el pescado no se pueda arrancar, se aplica una tensión de 1000 lbs sobre el peso de la sarta a medida que se hace rotar la tubería hacia la izquierda por esta razón al utilizar este tipo de herramienta debe tenerse la precaución de bajarse la tubería bien apretada (con cambio de fuerza en la llave hidráulica o colocando policía si es con llave de mano). 53

Training Services OPERACIÓN: Se baja el pescador con la sarta de tubería hasta el tope del pescado. Se verifica con el indicador de peso y se le aplica ligeramente un poco de peso hasta que se perciba que la herramienta entre en el pescado. Una vez logrado esto se aplican unas 1000 libras de peso y se le rota con la llave hacia la derecha para que el pescador entre lo suficiente como para garantizar el agarre. Esta tubería debe apretarse bastante fuerte. Operación para soltar Se colocan 1000 libras de tensión y se gira a la izquierda si el pescador es derecho y si el pescador es izquierdo se gira a la derecha hasta soltar el pescado.

PESCADOR BOWEN SPEAR El Pescador Spear: se utiliza para enganchar internamente y recuperar tubería de todos los tamaños. Se tiene un pescador para cada tamaño de tubería. El spear consta de un cuerpo caja de cuña, cuña, resortes de presión y una tuerca con un agujero en la parte inferir para permitir circulación restringida. Los hay izquierdos y derechos pero su procedimiento para la operación de pesca es igual. OPERACIÓN DE PESCA: se baja el spear con la sarta hasta el tope del pescado, se gira a la derecha, que entren más o menos 8” dentro del pescado luego se gira la tubería a la izquierda una vuelta para que las cuñas se salgan del seguro y agarren internamente el pescado. Se continúa girando a la izquierda a medida que se levante la tubería lentamente observando cualquier aumento en el indicador de peso. OPERACIÓN PARA SOLTAR: se colocan 1000 libras y se gira hacia la derecha dándole arriba lentamente, si no suelta, se repite la operación nuevamente hasta lograrlo. OBSERVACIÓN: revisar los resortes de fricción estén en buenas condiciones.

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Training Services REVERSIG TOOL Esta herramienta es de suma utilidad para las operaciones de pesca, pues permite soltar y desenroscar la tubería que se encuentre atrapada o pegada. El reversing tool provee un medio que permite invertir el giro de la tubería, impartiendo un torque de mano izquierda en una relación de 2 a 1, por intermedio de una tubería de rosca derecha rotando arriba de él. Inmediatamente debajo del reversing tool, va ensamblada la herramienta de pesca (tapper tap-over shot-spear) izquierda en combinación con tubería de rosca izquierda. El R.T permite circulación a través de él. En el centro del cuerpo de la herramienta, está la sección de las cuñas, las cuales se extienden y se agarran (wing section), al girar hacia la derecha de la parte superior del R.T. Estas cuñas se extienden y se agarran al revestimiento; en este momento la parte inferior de la herramienta gira hacia la izquierda. Si el pescado no puede ser desenroscado para sacarse del pozo, el reversing tool puede rotarse a la izquierda para soltar las cuñas y así recuperar la herramienta y el pescador. El reversing tool ahorra tiempo y el costo del transporte y operación, pues si no fuera por él, habría necesidad de usar toda una sarta de rosca izquierda.

BLOQUE PARA IMPRESIONES Estas son herramientas diseñadas especialmente para determinar mediante la impresión por impacto y/o por peso la configuración de los Pescados, con lo cual nos ayuda a escoger la herramienta de pesca más adecuada. También nos sirve para determinar la magnitud de los colapsos de revestimiento. Esta herramienta se puede bajar con cable o con tubería. Al bajar con cable, se colocan dos o tres tubos sobre el bloque de impresión, con el fin de dar el peso necesario para producir el impacto deseado. Cuando la longitud del cable no es suficiente o se desea aplicar peso para obtener una impresión lo suficiente nítida, será necesario bajar el bloque con tubería. Construcción: La herramienta consiste esencialmente en un cabezote en forma de botella, con un anillo en la parte superior y un pin o caja en la parte inferior (para bajar con 55

Training Services cable). El cuerpo es de acero macizo con un agujero central para permitir circulación durante la operación. En su parte inferior lleva dispuestos una serie de ganchos los cuales agarran firmemente el bloque de impresión. El bloque de impresión es vaciado directamente sobre los ganchos a través de un molde circular. Este material utilizado es de metal blando, usualmente metal artificios (babbitt) y después es maquinado y pulido de tal forma que su diámetro exterior sea algo mayor al diámetro exterior del cuerpo. Finalmente se le perfora un agujero que coincida con en el cuerpo con el fin de facilitar circulación. Operación: Se debe determinar el tope del pescado previamente. Al realizar la operación debe aproximarse lentamente al objetivo, al tocar levantar 4 o 6 pies y dejar caer la impresión con el fin de poder conseguir el impacto deseado. Si la impresión se bajó con tubería se puede aplicar peso para lograr una mayor claridad de los rasgos del tope del pescado o del colapso. En este último caso y por y con el fin de que el bloque de impresión no se suelte de los ganchos del cuerpo y quede atrapado con el colapso, debe reducirse al mínimo la fuerza del impacto o simplemente aplicar un poco de peso sin golpear.

HERRAMIENTA DE MOLER JUNK TAPPER MILL-WASH OVER SHOE Para obtener el máximo rendimiento en operaciones de perforación, los ripios deben ser removidos tan pronto son cortados en el fondo del pozo. En operaciones de demolición de liners, se deben seguir las siguientes instrucciones: 

   

Usar preferencialmente lodo con una viscosidad mínima de 60 cps (centipoises) para levantar los ripios del fondo del pozo. Viscosidades más, altas son algunas veces necesarias, particularmente, si la velocidad del anular es baja. Mantener la máxima rata de circulación posible, sin ir a dañar la formación. Se recomienda una velocidad mínima en el anular de 120 ft/minuto. Inspección en superficie de las herramientas auxiliares, restricciones que pueden causar problemas con el fluido. Las pérdidas de fluidos causan serios problemas en la hidráulica. Cuando la velocidad del anular es baja, también es baja la eficiencia del levantamiento de los ripios y se debe usar una canasta encima de la broca. Usar “Bailers” o imanes para remover el ripio que se acumula en el pozo, después de un cambio de broca. 56

Training Services  

Esto se recomienda si la rata de demolición cae y el ripio no es removió por la circulación. Es factible circular en reversa periódicamente para remover el ripio del pozo (se debe tener en cuenta el estado mecánico del pozo). La rata de penetración puede generalmente ser mejorada por el decrecimiento del peso y aumento de la velocidad de rotación.

PESOS Y VELOCIDADES RECOMENDADAS: Los mejores resultados de penetración son usualmente obtenidos con velocidades de rotación que sobrepasan las 100 RPM. Los trabajos con tapper mill y washover shoe son la excepción de la regla. Ellos se operan usualmente con 75 RPM o menos dependiendo del torque encontrado. Las condiciones cambiantes de algunos pozos, requieren cambios de velocidades y pesos a diferentes tiempos siendo las más usuales entre 2000 y 3000 lbs, que es lo recomendado en cuanto al peso se refiere. Nunca se debe comenzar a moler sobre la herramienta o pescado. Se debe colocar la herramienta aproximadamente 1” arriba del pescado. Con una velocidad cerca de 100 RPM (Menor para un tapper mill o un zapato) bajar lentamente hasta el pescado que se molerá incrementando la velocidad y variando el peso, hasta conseguir penetración y peso óptimo. Durante el trabajo de moler, particularmente cuando se muele tubería, poco peso sobre la broca pude ser lo más aconsejable para la operación. El exceso de peso puede romper o aplastar el casing ocasionando mayores dificultades en la operación. Mejores ratas de penetración se consiguen al mantener el peso constante sobre la broca, es decir, evitando incrementos bruscos de peso sobre la misma. La rotación de carretel en el equipo debe ser constante. Se debe colocar estabilizadores un tubo o dos arriba de las botellas, para evitar que la broca se salga de la vertical. El desgaste de la broca que se saca, puede aportar mucha información sobre el comportamiento del demoledor en el hueco. TAMAÑO DE LA BROCA El diámetro exterior debe ser cerca de ¼” más grande que el diámetro del pescado o colapso. RATA DE DEMOLICIÓN Las ratas son determinadas por muchos factores: el tipo y estabilidad del pescado o colapso, el peso y la velocidad a que es corrida la herramienta. En todo caso la 57

Training Services rata óptima de penetración la dan las condiciones de lo que se demuela, el estado de la broca, las RPM, el peso del lodo de circulación, etc.

RECOMENDACIÓN GENERAL DE OPERACIÓN BROCA

RPM

Junk mill

100

Tapper mill 50-80

PESO

OBSERVACION

4000-10.0000

Golpear el pescado de vez en cuando.

2000-4000

Comenzar con poco peso y baja velocidad

Rotary shoe 50-100 2000-6000

Subir y bajar de vez en cuando

IMANES Los imanes son usados para todo tipo de objeto pequeños que presentan atracción magnética, tales como conos de broca, rodamientos, ripios de demolición, pines de llaves, martillos, etc. Todos estos objetos de formas diversas no taladrables, pueden acumularse el fondo del pozo. Tales objetos no pueden ser agarrados por métodos convencionales y en tales casos solo pueden ser pescados y recuperados por atracción magnética. En una sola corrida el imán puede dejar completamente limpio el pozo de todos estos objetos metálicos. El magneto consiste en un cuerpo, una carcasa, un imán permanente, una platina magnética de fondo (botton pole plate) y una guía de fondo. El extremo inferior de la carcasa está roscada con el fin de podérsele acoplar una guía (flush guide o mill guide). Estos pescadores utilizan un imán permanente especial en el cual el flujo magnético está concentrado en un campo de fuerza controlado alrededor de la platina de fondo (boton pole plate). Estas platinas son altamente magnéticas y su campo se extiende completamente a través del extremo inferior de la herramienta; sin embargo, puesto que ningún magnetismo emana de las otras partes de la herramienta, la carcasa interior no está imantada y la herramienta puede correrse dentro del revestimiento sin perderse eficiencia. 58

Training Services Estas herramientas pueden bajarse con cable (wire line) o con tubería. Las operaciones con cable tienen la ventaja de ser rápidas y económicas, mientras que las operaciones con tubería tienen como gran ventaja la circulación, la cual puede usarse para limitar el asentamiento sobre el pescado. Cuando se baja la tubería simplemente se acopla el magneto a la tubería y se baja dentro del pozo circulando por un corto periodo de tiempo y luego se deja actuar el imán, se saca la tubería y se recupera el pescado y se corre nuevamente si es necesario.

PREVENTORES Se utilizan para la terminación, o reacondicionamiento de pozos con alta presión. Generalmente en las operaciones de workover se dispone de preventores marca Shaffer, cámeron tipo SS y anular tipo GK. PREVENTOR SHAFFER: Presión de trabajo: 3000, psi. Diámetro hueco vertical: 7-1/16” Peso: 2400 lbs. Doble ariete Ambos arietes son accionados tanto manual como hidráulicamente. El ariete ciego se utiliza únicamente para cerrar el pozo cuando no hay tubería dentro y está amenazado con dispararse, pues normalmente el pozo se deja asegurado, utilizando el ariete de tubería con algún tramo de ésta adentro. Es de anotar que si el ariete ciego se cierra accidentalmente con la tubería adentro, ésta se colapsará por el golpe del ariete. El ariete consiste en un bloque metálico provisto de un empaque de caucho. Este conjunto es intercambiable de acuerdo al tamaño de la tubería y es accionado por un pistón accionado hidráulicamente. El funcionamiento y su capacidad de sello se deben probar antes de iniciar cualquier operación. Instalación: Para instalar la preventora, ésta se atornilla por la parte inferior directamente al campanion flange del revestimiento o a una brida adaptadora (flange adapter). Por 59

Training Services la parte superior se puede instalar una brida con rosca para la cabeza de trabajo (stripper head) o para válvula de seguridad para cañonear. El espacio anular tiene dos salidas, una por debajo de los arietes de tubería (normalmente sellada con un tapón), y otra por debajo de los arietes ciegos, en el cual va instalada una válvula de alta presión PREVENTOR CAMERON TIPO SS Este es el otro tipo de preventor utilizado en la sección de limpieza de pozos. Tiene una presión de trabajo de 3000 psi y consta también de dos arietes: uno ciego y otro para tubería con bloque metálico con arietes y cauchos intercambiables para diferentes tamaños de tubería: 2-3/8”,2-7/8”y 3-1/2”. A diferencia del preventor SHAFFER “LWS” tiene una sola salida para el anular, el cual está localizada por debajo del ariete ciego (ver manual: Care and maintenance of the “s” blowout preventer, Cámeron). Para el cambio del bloque metálico de cauchos y arietes, se sueltan los cuatro tornillos de la culata (bonnet), se retira ésta y se jala el ariete; luego se procede a cambiar el bloque apropiado para la tubería en cuestión. Una vez hecho el cambio, se acciona el sistema hidráulico para cerrar y se coloca nuevamente la culata apretando firmemente los cuatro tornillos. El sistema hidráulico de los preventores es accionado por un control conectado a estos por dos mangueras, una para abrir y otra para cerrar.

60

Training Services

OTRAS HERRAMIENTAS RASPADORES Estas herramientas se usan para remover el lodo o la costra, balas incrustadas, rebaba, herrumbre, parafina y demás sustancias similares, que se encuentren en las paredes interiores del revestimiento, las cuales de no ser removidas causarían problemas al bajar empaques, retenedores y demás herramientas. Una bala incrustada o una rebaba pueden dañar los cauchos del empaque haciendo que estos fallen. Cuando hay que perforar un tapón de cemento se puede bajar el raspador con una broca inmediatamente debajo acoplada al cuello inferior de éste. En la bodega de la sección de servicios de producción se deben tener raspadores para revestimiento de 5-1/2”,6-5/8”,7”,5-1/2”, 8-5/8”. Construcción: El raspador está constituido por un cuerpo con un pin en la parte superior (rosca API) para acoplase a la tubería de trabajo y en la parte inferior una caja (rosca API) para instalar un reductor o una broca si fuere necesario. En el cuerpo van distribuidas dos conjuntos de tres bloques de cuchillas; uno en la parte superior y otro en la parte inferior. Precaución Cuando se van a taladrar tapones que tengan por debajo algún retenedor, nunca se debe bajar retenedor junto con la broca. La operación consiste simplemente en bajar con la tubería el raspador hasta el fondo y volver a sacar.

TAPONES CAVINS Esta herramienta actúa como un tapón puente o retenedor. Es indispensable su uso con los vaciadores cavins, en aquellos casos en los que no se dispone de un fondo firme para dejar el cemento. El tapón se agarra en la parte inferior del vaciador en el mismo sitio donde se coloca el sello de aluminio, en las operaciones que no necesite el uso de este retenedor por disponerse de un fondo apropiado. De esta forma queda sujeto por las uñas que sostienen el sello. En la parte inferior externa del cementador existen una pequeñas orejas desde las cuales son atados alambres, preferiblemente de cobre, a los clavos que sujetan la cuñas del tapón; de tal manera que al alcanzar la profundidad requerida, y al levantar la 61

Training Services herramienta, éstos sacan los clavos liberando la cuñas del tapón, dejándolo de esta manera afianzado a las paredes del revestimiento. Para comprobar que el tapón se soltó de la herramienta, se coloca un poco de peso encima. Si se corre, éste deberá llegar únicamente hasta el próximo collar del revestimiento. Al bajar con tapón cavins es necesario bajar con raspador previamente. Cuando se utiliza esta herramienta debe tenerse encuentra el nivel de fluido para evitar golpear fuertemente. La velocidad de bajada debe ser más o menos 300 pies/minuto y debe evitarse las frenadas bruscas. No debe levantar el vaciador por ningún motivo, pues esto provocaría el asentamiento del tapón. Estos tapones pueden ser taladrables o pueden ser destruidos a golpes. El cuerpo del tapón es de aluminio y está constituido en su totalidad de la siguiente manera: cepillo de alambre de acero en los lados, los cuales actúan de manera similar a los resortes de fricción, facilitando el asentamiento; varias capas de lona en la parte superior para retener el cemento; cuñas laterales en forma de uñas las cuales, al ser liberadas, se agarran a la superficie interna del revestimiento o al próximo cuello.

VACIADORES DE CEMENTO El vaciador de cemento cavins para bajar con cable están diseñado para colocar tapones de cemento sobre un fondo relativamente firme. En el caso específico de este vaciador, el fondo puede estar constituido por un tapón especial (cavens cemento bridg plug). El vaciador consta esencialmente de un mandrill, una canasta (resortes de fricción), un sello disco, uno o más tubos de almacenamiento del cemento (según los requerimientos de casing). La canasta es intercambiable según el diámetro del revestimiento. El vaciador va colocado en la parte inferior y sobre éste los tubos de almacenamiento de acuerdo al volumen que se va a vaciar. Se deben tener en cuenta las siguientes precauciones:    

Que el revestimiento tenga el mismo diámetro hasta el punto donde se va a bajar el vaciador, pues de otra forma las canastas presentarían problemas. Hacer un viaje sin el vaciador para tomar la medida del fondo o punto donde se va dejar el tapón. Éste se señala marcando una referencia en el cable. Hacer un segundo viaje con el vaciador o canasta para determinar si el diámetro interno del revestimiento permite la bajada y para probar el sello, llenándose de agua. Revisar bien el sello y colocar la canasta en su posición. Meterlo luego al pozo; mezclar el cemento hasta una densidad más o menos de 150 lb/ft3 y echarlo 62

Training Services

    



al vaciador sin demora hasta llenarlo completamente (en caso de no llenarse completamente con cemento llenarlo de agua para apreciar el nivel y así cerciorares de la eficiencia del sello.) Bajar a una velocidad máxima de 300 ft/min. Sin hacer frenadas bruscas NI DARLE ARRIBA por ningún motivo, pues si esto se hace, ocurrirá el vaciamiento inmediatamente. Al alcanzar el fondo requerido levantar + o - 10’ y esperar + o - 1 minuto, repitiéndose esta operación 3 veces más, o más según la cantidad de cemento que se vaya a vaciar. Sacar el vaciador a una velocidad más o menos a la cual se bajó. Se pueden hacer más viajes de ser necesario. Aquí debe tenerse la precaución de correr la marca sobre el cable una distancia igual a la longitud teórica del tapón de cemento del revestimiento. Debe tenerse muy en cuenta el nivel de líquido en el pozo, para cuando se esté bajando con el cemento no golpear fuertemente el sello, de forma que éste se abra y se coloque el cemento donde no se requiere; caso en el cual habría necesidad de bajar tubería para levantarlo y evitar tener que perforar. El sello de aluminio lo constituye el tapón cavins. Cuando se baja con estos tapones es necesario bajar raspador previamente.

LUBRICADOR El lubricador es una herramienta portátil que sirve para realizar trabajos con cable en pozos de baja presión. Está formado de un cuerpo constituido por un tubo, el cual puede alargarse con extensiones según las necesidades. Este cuerpo deberá alargarse o albergar en su totalidad la herramienta que se está utilizando (cañón, bomba amerada, barra de peso, etc.). En la parte superior tiene una cabeza de empaque o de control que da sello, permitiendo el paso del cable. Existen dos tipos de lubricadores: lubricadores de revestimiento y lubricadores de tubería. El lubricador de revestimiento está compuesto de válvula de seguridad, la cual debe probarse a presión antes de los cañoneos. Este lubricador está constituido por un tubo de 6-5/8” de diámetro y 20 ft de longitud, con rosca 8, casing en la parte inferior y una salida lateral de 2”, un cuello de 6-5/8” R-8, casing en la parte superior. A este cuello va roscada la cabeza del lubricador (cabeza de control) con su empaquetadura y una prensa-empaques sujetada por la brida superior.

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Training Services OPERACIÓN DE STRING SHOT Esta operación se utiliza con el fin de recuperar tubería que por cualquier motivo no haya salido libremente del pozo, y se necesita romper para sacar la mayor cantidad de tubería posible para realizar luego una operación de pesca. El String Shot es una explosión que actúa como un golpe de martillo dado directamente sobre el cuello elegido y localizado por medio del localizador de collares CCL, el cual se usa en diferentes diámetros de Tubería. La herramienta consiste por un determinado número de mechas explosivas, las cuales dependen del diámetro de la tubería y la profundidad a la cual se va a soltar. PROCEDIMIENTO  Se debe reapretar todas las conexiones de la tubería.  Tensionar entre 10.000 - 15.000 lbs sobre el peso muerto de la sarta.  Dar torque a la tubería para soltar. Por norma una vuelta por cada Mil pies.  Colocar llave aguantadora para evitar devolver el torque que ha tomado la tubería para soltar.  Mover la sarta arriba y abajo entre el punto muerto y la tensión tomada para trasmitir el torque hacia la posición deseada de soltar.  Dejar la tubería tensionada entre 2.000-3000 lbs por debajo de la tensión inicial, manteniendo el torque hasta bajar la carga y colocar las cuñas.  Bajar la barra con la carga (Primacord) y detonarla en la posición deseada por medio del CCL.  Sacar la barra e iniciar a trabajar la sarta llevándola al punto muerto o manteniendo 1.000 - 2000 lbs de tensión para soltar, relajando la llave aguantadora hasta soltar. Cable

Tubería

CCL Primacord

Varilla

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Training Services PRODUCTOS QUIMICOS UTILIZADOS EN TRABAJOS DE WORKOVER Producto

Fabricante

Clase

Solubilidad

Aplicaciones

% vol agua

% Vol ácidos

Disolventes

Disolventes para parafina

x

x

5.0

TENSO 84

TENSO LTDA

S. N. I

Hidrocarburo

TENSO 85

TENSO LTDA

S. N. I

Hidrocarburo, agua y ácido Aguas de trabajo y estimulación acida

0.5

1–2

5.0

TENSO 214

TENSO LTDA

S.M.N.I.

Hidrocarburo y agua

Aguas de trabajo y estimulación acida

X

5 – 10

5 – 10

TENSO 494

TENSO LTDA

Hidrocarburo

Disolventes

X

X

2.0

QW 525

QW LTDA

Remover Parafina S.M.N.I.

Hidrocarburo y agua

Ácidos y disolventes

X

5 – 10

5 – 10

QW 1016

QW LTDA

S.M.N.I.

Hidrocarburo y agua

Aguas de trabajo y estimulación acida

0.2-1

1–3

5 – 10

QW 1025

QW LTDA

S. N. I

Hidrocarburo

Disolventes

X

X

5.0

QW 912

QW LTDA

Regular PH

Agua y ácidos

Previene precipitación oxido de Fe

X

15 – 45 gal/100 bls

X

QW 913

QW LTDA

Secuestrante

Agua y ácidos

X

0.2 – 0.4

X

PET 23

PETROCARIBE

Inhibidor Corrosión

Agua y ácidos

Previene precipitación oxido de Fe Anulares pozos inyectores

0.4-0.6

0.4 – 0.6

X

PET 55

PETROCARIBE

S. N. I

Hidrocarburo y agua

0.5

1–3

5.0

PET 550

PETROCARIBE

Remover Parafina

Hidrocarburo

X

X

1–5

R290

DEARBON

Inhibir Corrosión

Agua

2 gal/100 bls

X

X

DEARBON

Bactericida

Agua

x

x

Aguas de trabajo y estimulación acida Disolventes Anulares pozos inyectores

Anulares pozos 0.5 gal/100 bls inyectores S N I = Surfactante No Iónico (mojado por agua). S M N I = Surfactante Mutual No Iónico (mojada por agua) Para realizar mezcla Varsol + Pet 550 + Pet 55 MEZCLE así: Varsol = 87 %; Pet 550 = 8 % y Pet 55 = 5 %. X250

Training Services CAPACIDADES DE TUBERIA, REVESTIMIENTO Y RENDIMIENTO CEMENTO CLASE A Y G O. D. Pulgadas Grado

Peso Lbs/ Pie

ID Pulgadas

Drift Diámetro pulgadas

Capacidad Bls/Pie

Volumen Anular con 2 7/8”

Volumen Anular con 3 1/2”

Volumen Anular con 2 3/8”

Presión Colapso PSI

FT/ SX CLASE A CASING

FT/ SX CLASE G CASING

5 ½” 5 ½” 5 ½” 5 ½” 5 ½” 5 ½”

J 55 J 55 J 55 N 80 N 80 N 80

14.0 15.5 17.0 17.0 20.0 23.0

5.012 4.950 4.892 4.892 4.778 4.670

4.887 4.825 4.767 4.767 4.653 4.545

0.0244 0.0238 0.0232 0.0232 0.0221 0.0211

0.0164 0.0158 0.0152 0.0152 0.0141 0.0132

0.0125 0.0119 0.0113 0.0113 0.0103 0.0093

0.0189 0.0186 0.0178 0.0178 0.0167 0.0157

3120 4040 4910 6280 8830 11160

8.60 8.82 9.05 9.05 9.50 9.95

8.36 8.57 8.79 8.79 9.23 9.66

6 5/8” 6 5/8” 6 5/8” 6 5/8” 6 5/8”

J 55 J 55 N 80 N 80 N 80

20.0 24.0 28.0 24.0 32.0

6.049 5.921 5.791 5.921 5.675

5.924 5.796 5.666 5.796 5.550

0.0355 0.0340 0.0325 0.0340 0.0312

0.0275 0.0260 0.0245 0.0260 0.0233

0.0236 0.0222 0.0207 0.0222 0.0194

0.0301 0.0286 0.0271 0.0286 0.0258

2.970 4560 8170 5760 10320

5.90 6.17 6.46 6.17 6.73

5.74 6.00 6.27 6.00 6.53

7”

J 55

20.0

6.456

6.331

0.0404

0.0325

0.0286

0.0350

2.270

5.20

5.04

7” 7” 7” 7” 7” 8 5/8” 8 5/8 8 5/8 9 5/8” 9 5/8” 9 5/8” Tubing

J 55 J 55 N 80 N 80 N 80 J 55 J 55 J 55 J 55 J 55 N 80

23.0 26.0 23.0 26.0 29.0 24.0 32.0 36.0 36.0 40.0 47.0

6.366 6.276 6.366 6.276 6.184 8.097 7.921 7.825 8.921 8.835 8.681

6.241 6.151 6.241 6.151 6.059 7.972 7.796 7.700 8.765 8.679 8.525

0.0393 0.0382 0.0393 0.0382 0.0371 0.0624 0.0609 0.0594 0.0773 0.0758 0.0732

0.0313 0.0302 0.0313 0.0302 0.0291 0.0544 0.0529 0.0515 0.0693 0.0678 0.0652

0.0275 0.0264 0.0275 0.0264 0.0252 0.0505 0.0490 0.0476 0.0654 0.0639 0.0613

0.0339 0.0328 0.0339 0.0328 0.0317 0.0570 0.0555 0.0540 0.0718 0.0703 0.0677

3270 4320 3830 5410 7020 1370 2530 3450 2020 2570 4750

5.34 5.50 5.34 5.50 5.66 3.36 3.44 3.53 2.71 2.77 2.87

5.19 5.34 5.19 5.34 5.49 3.26 3.34 3.43 2.63 2.69 2.78

2 3/8” 2 3/8” 2 7/8” 2 7/8”

J 55 N 80 J 55 N 80

4.6 4.6 6.4 6.4

1.901 1.901 2.347 2.347

0.00387 0.00387 0.00579 0.00579

-

-

-

8100 11780 7680 11160

-

-

3 ½” 3 ½” D. P. 2 7/8” D 2 3/8” D

J 55 J 55

10.20 7.7

2.922 2.943

0.00870 0.00914

-

-

-

8330 5970

-

-

10.40 6.65

2.151 1.815

0.00449 0.00320

-

-

-

12110 11440

-

-

Casing