presentacion Curso Workover.pdf

1

Ing. Edelberto Hernández Trejos

Bucaramanga 8 y 9 de mayo 2008 Instructor :

Ing. EDELBERTO HERNÁNDEZ TREJOS

2



CONTENIDO INTRODUCCIÓN

OPERACIONES DE WORKOVER COMUNES 

TIPOS Y EQUIPOS DE WORKOVER (WORKOVER RIGS) Y ESPECIFICACIONES.



TIPO DE UNIONES Y FLANGES



SARTA DE PRODUCCIÓN Y ELEMENTOS TUBULARES



LOGÍSTICA EN OPERACIONES DE WORKOVER



CORTADOR INTERNO DE CASING TIPO A-1S



JUNK MILL Y TAPER MILL, MODELOS A1



CUCHARAS DESVIADORAS

3


CONTENIDO 

ENSANCHADORES DE HUECO



JUNK BASKET SUB



RABO DE RATA Y DIE COLLARS “ DRILLING JARS ”



RASPADORES DE CASING



JUNTAS DE SEGURIDAD (SAFETY JOINTS)



SPEARS



KNUKLE JOINT



PRUEBAS DE REVESTIMIENTO (LEAK – OFF)

4


CONTENIDO 

OPERACIONES DE BACK – OFF. USOS. HERRAMIENTAS Y

PROCEDIMIENTOS 

REPARACIÓN DE COLAPSOS. OPERACIÓN Y HERRAMIENTA



OPERACIONES DE PESCA DE CABLE (SANDLINE)



LIMPIEZA DE ARENA EN POZOS CON ARENAMIENTO CONTINUO



PRUEBAS DRILL STEAM TESTING. USOS. CABLES.



CONSIDERACIONES Y EQUIPO. OPERACIÓN.

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CONTENIDO OPERACIONES DE SWABEO. HERRAMIENTAS. ENSAMBLE DE



HERRAMIENTAS. PROCEDIMIENTO. INFORMACIÓN. GENERALIDADES SOBRE EMPAQUES Y RETENEDORES. FORMA



DE USO Y CLASES. 

EMPAQUE PERMANENTE MODELOS “D” Y “DB”.



EMPAQUE PERMANENTE BAKER MODELO “DA”.



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



EMPAQUE BAKER MODELO “KB”



EMPAQUE BAKER MODELO “SABL-3 Y SAB-3”

6


CONTENIDO 

EMPAQUE PERMANENTE EZ SV – DRILL



EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO R-3



EMPAQUE RECUPERABLE MODELO A-3 Y AL-2



EMPAQUES RECUPERABLES BAKER MODELOS MR-1, A-5, AD1, RTTS.

 

EMPAQUE RECUPERABLE BAKER FULL – BORE, MODELO C MANEJO DE POZOS

7


CONTENIDO 

MECANISMO “J” DE LOS EMPAQUES.



TECNICA “OFF-BOTTOM” PARA COMPLETAMIENTO OFFSHORE



TECNICA DE REENTRADA (RE-ENTRY) PARA RECOBRO.



CAÑONEO A TRAVÉS DEL TUBING CON ΔP NEGATIVO.



HERRAMIENTAS JHONSTON PARA PRUEBAS DST

8


CONTENIDO 

ILUSTRACIONES ESQUEMÁTICAS DE TRABAJOS DE WORKOVER.



CEMENTACIÓN DE LINER CON HERRAMIENTAS “BROWN OIL TOOLS”



PROCESOS DE COMPLETAMIENTOS DUALES Y TRIPLES.



TRABAJOS DE REPARACIÓN DE CASING CON “CASING PATCH”.



POWER SWIVEL Vs TOP DRIVES

9


INTRODUCCIÓN 

Con Workover se denomina una serie de trabajos, algunos de regular periodicidad, realizados a los pozos con el fin de mantener su producción en valores más o menos constantes. También se acostumbra dentro de este término incluir los trabajos de completamiento o recompletamiento del pozo y estimulaciones.



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

10

Se necesita la historia de producción del pozo al cuál se le planea hacer el Workover. Usando dicha historia se debe diseñar el trabajo a realizar en forma lógica y tratando siempre de ahorrar al máximo el tiempo de equipo (taladro) necesario para tales operaciones para así minimizar costos.

11


¿QUÉ SE NECESITA?

a)

Lavado de arena

b)

Empaquetamiento con grava.

c)

Cañoneo y/o recañoneo.

d)

Reparación de colapsos.

e)

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

f)

Pruebas DST.

g)

Lavado de perforaciones.

12


OPERACIONES COMUNES DE WORKOVER


h)

Operaciones de swabeo.

i)

Acidificaciones.

j)

Fracturamiento.

k)

Corrida y cementación de liners.

l)

Squeezes.

m)

Cambios de bombas de subsuelo, cambios de válvulas de gas lift y cambios de varillas.

n)

Operaciones de pesca (tuberías, cables, llaves, conos, empaques y/o cuñas, etc.).

13


14



ON SHORE WORKOVER RIGS

15



OFF SHORE WORKOVER RIGS


16



17


ESPECIFICACIONES API DE ALGUNOS FLANGES DIAM.

OD. FLANGES

6 × 2000

14

2

3/16

12

1 × 7 3/8

600

45

10 × 2000

20

2

13/16

16

1 1/4 × 9 1/4

600

53

12 × 2000

22

2

15/16

20

1

× 9 1/2

600

57

16 × 2000

27

3

5/16

20

1 1/2 × 10 3/4

600

65

20 × 2000

32

3

7/8

24

1 5/8 × 12 1/4

600

73

6 × 3000

15

2

1/2

12

1

900

45

3

1/16

16

900

53

3

7/16

20

1

900

57

3

15/16

20

1 5/8 × 12 1/4

900

66

7/8

20

2 × 15 1/4

900

74

10 × 3000 12 × 3000

21

1/2

24

16 × 3000

27

3/4

20 × 3000

33

3/4

ESPESOR Nº HUECOS

4

18

TORNILLO DIAM. × LONG.

1/4

1/8

× 8 3/4

1 1/8 × 10 3/8

×

3/4

SERIE RING


ESPECIFICACIONES API DE ALGUNOS FLANGES DIAM.

6 × 5000 10 × 5000

OD. FLANGES

15

1/2

23

ESPESOR

3

Nº HUECOS

TORNILLO DIAM. × SERIE RING LONG.

5/8

12

1 3/8 × 11 1/4

1500 45

4

11/16

12

1 7/8 × 14 3/8

1500 53

12 × 5000

25

1/2

5

7/16

16

2 × 16

1500 57

14 × 5000

29

1/2

5

7/8

16

2 1/4 × 18

1500 65

9 × 2000

49

9 × 3000

49

11 × 3000

53

19




Válvula de compuerta de 4” x 2000, flanchada



Válvula de compuerta de 4” x 2000, roscada.



Válvula de bola de 4” x 2000, flanchada.



Válvula de Mariposa de 6" x 2000, flanchada.



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



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



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

20


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



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



Tapón ( Bull plug) de 2” x 3000.



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



Tapón de cabeza hexagonal 2” de alta.



Tapón de cabeza redonda.



Unión universal de 2” x 3000, salidas roscadas.



Ye (Y) roscada de 1” x 200.



Ye (Y) flanchada de 3” de alta. 21





Cruz roscada de 3” x 3” x 2000 psi.



Cople roscado de 2” x 2000.



Espárragos de ½ ” x 10”.



Tornillo (bolt) de ½ ” x 10”.



Stud bolt de ½ x 10”.



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



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



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



Niple de 4" roscado de alta. 22





SARTA DE VARILLAS TIPICA (Bombeo mecánico) Bomba de subsuelo + Varillas de ¾” + Varillas de 7/8 ” + Varillas de 1”



SARTA DE PRODUCCION PARA BOMBEO MECANICO Tapón de 2 7/8 “ + Tubo de 2 7/8 “ + Ancla de gas (tubo ranurado) + Niplesilla + Tubos de 2 7/8”



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

23


ALGUNAS SARTAS DE PRODUCCION USADAS Y ELEMENTOS TUBULARES

UNION

TIPO

3 ½

Reed Wide Open (RWO)

4

Reed Wide Open

4½

Reed Wide Open

24

EQUIVALENCIA 3 ½ IF 4 ½ SH 4 ½ XH 5 Double SL 5 ½ MO NC – 46 4 IF 4 ½ IF 5 XH NC- 50


TIPOS DE UNIONES DE TUBERIAS USADAS EN WORKOVER

Tubing 2 7/8 (RWO)

ID, COPLE

OD, COPLE, pulgadas

2, 7/8, RWO

2 7/16”

4 1/8

2 7/8 REED OPEN HOLE

2 7/16”

3 ¾

2 7/8 AMERICAN OPEN HOLE

2.151”

3 7/8

25


OTROS TIPOS DE UNIONES DE TUBERIAS

CUADRADAS DIAM. (Pulg)

UNION SUP. ( Izq.)

UNION INF

PESO (Lbs)

LONG. (Pies)

3 ½

4 ½ Reg.

3 ½ IF

1.320

40-46

4 ¼

6 5/8 Reg.

4 ½ IF

1.820

40-46-54

5 ¼

6 5/8 Reg.

5 ½ FH

2780

40-46-54

6

6 5/8 Reg.

6 5/8 Reg.

3.700

40-46-54

26


CONEXIONES DE KELLYS COMUNES

DIAM. (Pulg)

UNION SUP. (Izq.)

UNION INF

PESO (Lbs)

LONG. (Pies)

3 ½

4 ½ Reg.

2 7/8 IF

1.200

40-46

4 1/4

6 5/8 Reg.

3 ½ IF

1.740

40-46-54

5 ¼

6 5/8 Reg.

4 ½ IF

2.550

40-46-54

6

6 5/8 Reg.

5 ½ IF

3.040

40-46-54

27


HEXAGONALES

Identifique el pozo y profundidades correctas Descargue el pozo hasta que muera

Llenar con un buen fluido de completamiento Instalar preventoras de varillas

Sacar varillas y bombas Llenar el pozo

5

Retirar el árbol de navidad e instalar BOP’S 28


LOGISTICA DE OPERACIONES EN ALGUNOS TRABAJOS A POZOS

5

¿Va a lavar arena?

Sacar la sarta de producción

7 SI

NO

Baje con broca y raspador correcto + tuberías conejeadas y medidas

Va a estimular

¿Pudo llegar a fondo Con la broca?

NO

Posible colapso o Pescado.

10

SI

Cañonee o recañonee si es necesario.

Saque raspador y/o tuberías.

Bajar raspador y dejar limpio.

11

29


¿Fracturar?

No

Baje tuberías + empaques + Niplesilla para aislar el intervalo

Acidificar

12

Fracture Circule en reversa por debajo del empaque, no por encima Swavear el pozo

Deje relajar presión hasta cero sin Backflow Chequear el índice J.

Matar el pozo. Saque sarta de trabajo.

30

Baje sarta de producción.


11

Baje tubería con empaque y niplesilla (intervalo aislado).

Déle remojo si usa retardados.

Acidificar.

Circule en reversa.

Swabear.

Mate nuevamente el Pozo.

Ponga el pozo en producción. Calcule ¨J¨.

Saque tubería de trabajo y Empaque. Instale el árbol de navidad.

Baje sarta de producción y quite BOP¨S.

Pruebe bomba de subsuelo en superficie (Si es bombeo mecánico). Instale preventora de varillas y baje bomba.

Pruebe con 100 Psi la bomba en el fondo.

31

Ponga el pozo en producción.


12

Llene el pozo con un buen fluido.


Bajar con cuello dentado hasta fondo con tubería conejeada y medida, Lavando en reversa o directa

7

Baje con raspador y broca a fondo, para chequear colapso

si

no ¿Pudo llegar A fondo?

Saque cuello dentado.

10

Baje con washpipe de 1¨ y toque fondo de liner.

Baje liner rasurado y Empaquete con grava.

Circule en reversa desde el fondo del liner y lave posible arena. Chequee el empaquetamiento.

Saque la washpipe. Bajar sarta de producción.

32

10

Baje bloque de impresión

¿Colapso?

30

no

Baje raspador a fondo

Pescar

si 50

Haga prueba de Casing

¿Casing roto?

40

Continúe operaciones. 33


si

Baje con raspador a fondo.

50

Haga squeezes y/o tapones. 40

Baje con raspador y broca, limpie y seque.

Haga prueba de inyección y/o seca.

si Hay rotos?

no

34

Continúe operaciones

40


30

Repare colapso con Tapper Mill en tamaños progresivos de diámetro.



Este tipo de cortador interno se utiliza siempre y se usa con el spider y el elevador correspondiente. Corta el revestimiento en forma correcta y radial.



Generalmente se establece de antemano la profundidad a las cuales se va a cortar Casing. Este tipo de cortador reduce los problemas de cortes al azar y los problemas de revestimientos concéntricos.



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



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

35


CORTADOR INTERNO DE CASING TIPO A-1S

  



Se procede a rotar la sarta para hacer el trabajo de corte. Las cuchillas son de carburo de tungsteno y tienen una buena durabilidad. El procedimiento requiere hacer todos los cortes uno inmediatamente después de otro, sosteniendo desde el principio el Casing con el spider y las safety clamps, luego se baja a pescar con spear y así ir recuperando trazos de Casing ya cortados hasta recuperarlo todo. La diferencia de cortar con esta herramienta es la uniformidad en el corte, comparándolo con los cortes hechos con explosivos.

36


¿CÓMO SE HACE EL PROCESO?

37


CORTADOR INTERNO DE CASING

JUNK MILL Y TAPER MILL, MODELOS A1 TAPER MILL

JUNK MILL

Junk Mill Con Conexión Pin Regular Y Con Cuello De Pesca

Taper Mill Con Conexión Pin Regular Y Con Cuello De Pesca 38


ROUND NOSE MILL

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

39


Los Tapper Mills son usados para limar o moler tubería dañada que ha quedado como pescado entre el pozo. La herramienta es fabricada de aleación especial de acero para larga duración, dureza y abrasión.  Su forma punteada lo hace muy versátil para la pesca. También para abrir ventanas en el Casing cuando se desea.  Por otro lado los Junk Mill son comercializados en dos tipos, el regular (para moler conos principalmente) y el Heavy Duty.  La operación de reparar colapsos con el Tapper Mill a menudo requiere ir cambiando el tamaño de éste, iniciando con tamaños pequeños. 

40


JUNK MILL Y TAPER MILL, MODELOS A1

TIPOS DE JUNK MILLS Pin Connection

FLAT BOTTON TYPE Wear Pads (optional) Fluid Courses

Sintered -Tungsten carbide

Fishing Neck

Full circulation Ports

41


JUNK MILL Y TAPER MILL, MODELOS A1 Pin Connection

BLADE TYPE

Wear Pads (optional) Fluid Courses Fishing Neck

Blades, dressed with Sintered -Tungsten carbide

Full circulation Ports

42


43


FISHING WITH JUNK MILL

Es una cuña inclinada colocada en el pozo para forzar la broca de perforación para que perfore en una dirección diferente del eje del pozo. La cuchara debe tener superficies fuertes de acero para lograr que la broca perfore de manera preferencial a través del Casing o la roca, en vez de la cuchara.  Las whipstocks pueden orientarse en una dirección particular si se necesita, o colocarlas en el fondo de un pozo sin cuidar de la dirección en que estén orientados. 

44


CUCHARAS DESVIADORAS (WHIPSTOCKS)


CUCHARAS DESVIADORAS (WHIPSTOCKS) 



La mayoría de las whipstocks se colocan en el fondo del pozo o en la parte superior de un tapón de cemento de alta resistencia, pero algunos se colocan en el hueco abierto. Esta herramienta se utiliza para perforación direccional, cambiar la orientación del pozo, el enderezamiento de huecos curvados o para Sidetraking. 45



WHIPSTOCKS Las whipstocks consisten de 2 secciones principales:  La sección inferior es llamada ancla, ésta tiene un mecanismo que coloca firmemente sus cuñas de tal modo que la cuchara no se mueva.  La otra sección es la cóncava, que es diseñada de tal modo que la cara cóncava y su forma alargada dirija las brocas o Mills. 46



47


Collar Trip W/Hinge: Usado para abrir ventanas en Casing. 2. Bottom Trip W/Hinge: Usado igual que el Bottom Trip. 3. Bottom Trip Without Hinge. 4. Cement Type: Usada para perforación direccional. 5. Section Type: Usado debajo de sartas de Casing pero en hueco abierto. 6. Section Without Hinge: Este tipo debe ser usado en fondo sólido, tal como retenedores. 1.

48


EXISTEN SEIS (6) TIPOS DIFERENTES DE CUCHARA:

49

6 5 4 3 2 1


TIPOS

Esta herramienta tiene una punta en su parte inferior y en la parte superior la conexión en pin, desarrolladas para cortar hueco en forma rápida en cualquier tipo de formaciones.

Posee dos (2) patas y en cada una un cono de corriente, que sirven para ensanchar el hueco. Para cambiar diámetros de hueco o ensanchar. La punta de la herramienta generalmente es calzada con diamante para hacerlo más resistente.

50


ENSANCHADORES DE HUECO “UNDERREAMER”


UNDERREAMER

51


UNDERREAMER

52

Esta herramienta es corrida entre el pozo hasta la profundidad deseada y las patas cortadoras se abren por efecto de la presión de bomba. Terminado el trabajo se para el bombeo y la herramienta se saca del pozo normalmente. Las patas cortadoras son de fácil y rápido cambio cuando se desea. Además, las patas abren y cierran dentro del pozo sin necesidad de sacar la herramienta. Muy semejante a esta herramienta es el ensanchador dual. 53


ENSANCHADORES DE HUECO

Esta

herramienta es usada para recoger pedazos de chatarra que quedan en el fondo del pozo procedentes de dientes de broca, pedazos de cono, pedazos de empaques u otros residuos. Se

suministra como Full Strength (Máxima resistencia) para trabajo duro, por este motivo la camisa exterior no va soldada sino enteriza. Esta

herramienta generalmente se corre entre el pozo encima de una broca, Junk Mill o Tapper Mill. La

operación de pesca con esta herramienta se basa simplemente en ir moliendo la chatarra y al mismo tiempo bombeando y parando de bombear.

54


JUNK BASKETS SUB

55


REVERSE CIRCULATION JUNK BASKETS

56



TAPER TAPS Y DIE COLLARS 

Son

herramientas

demasiado

simples

en

su

construcción, pero muy efectivas en operaciones de pesca principalmente para tuberías. 

Sus dientes generalmente maquinados en “V” y en forma rústica permiten un agarre efectivo y penetrar bastante entre el pescado. Ambas herramientas

permiten circular mientras está operando.

57

TAPER TAPS Y DIE COLLARS

TAPER TAPS

DIE COLLARS 58


TAPER TAPS

59


DIE COLLARS

60


Con

el nombre de martillos (JARS) se distingue la herramienta que se utiliza en las sartas con el fin de acelerar el impacto o crear impacto a la sarta, así se logra tensionar fuerte la misma. Esta se usa cuando la tubería está pegada, en operaciones de pesca. Las

Drilling Jars se pueden usar en la sarta y rotar todo el tiempo (sartas de perforación ) El

Fishing Jars se usan o se baja solamente con sartas de pesca. Se

fabrican dos tipos: Mecánico e Hidráulico. Para usarlos en conjunto se recomienda colocar el mecánico inmediatamente debajo del hidráulico y juntos.

61


LI-DAILEY DRILLING JARS

DRILLING JAR MECANICO

Upper Packing Body

Jay Steam Jay Rollers Spring Steam Upper connector

Torque Spring Barrel

Wash pipe

Lower Connector Lower Packing Body 62


Polished Steam

HIDRAULIG DRILLING JAR Spline Mandrel

Up Anvil Spline Housing

Connector Housing

Hammer Down Anvil Flow Mandrel Upper Pressure Position Triggering Valves

Pressure Housing

Lower Pressure Piston Wash Mandrel Balance Piston Balance Housing

63

Piston Stop




Martillo tipo:

Li-Drilling Jars



Upstroke:

90000 Lbs



Dowstroke:

40000 Lbs.



Operación:

Perforación



Peso de Dril Collars encima del martillo:

10000 Lbs.



Peso sobre la broca:

160000 Lbs.



Peso de Drill Collars debajo del martillo:

40000 Lbs.



Peso sobre la broca:

30000 Lbs.



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

64


ANÁLISIS DE CASO TIPO

Con las condiciones anteriores al colocar sobre la broca 30.000 Lbs. de peso el martillo no se disparará hacia abajo, pues se dispone de 40. 000 Lbs. ( 10.000 extras) para aplicar sobre la broca y no al martillo.



Al sacar la tubería se estará aplicando 40.000 Lbs. de tensión al martillo, con lo cual no se disparará hacia arriba (40000<90000).



Si la sarta anterior se quedara pegada entre el hueco y una posición por debajo del martillo; la operación del martillo para golpear hacia arriba y hacia abajo requerirá de lo siguiente:





65

Para golpear hacia arriba: Tensionar las tuberías hasta que el indicador de peso marque 160.000 + 10.000 + 90.000 = 260.000 Lbs.



Para disparar hacia abajo: Bajar la sarta para colocar peso que el indicador (Martin-Decker) muestre un valor de 160.000 + 10.000 - 40.000 = 130.000 Lbs.



Los martillos que solo golpean hacia abajo se les conoce como BUMPERS SUB .



En otras ocasiones las pegas ocurren arriba del martillo de este modo la herramienta no trabajará.

66






Esta herramienta es utilizada en Workover para remover obstrucciones de las paredes internas del Casing, y para calibrar este antes de bajar empaques.



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



Generalmente se corre con la caja hacia abajo y si se desea se coloca debajo de él una broca, por razones practicas se recomienda en forma general que se trabaje reciprocándolo únicamente.

67


RASPADORES DE CASING (SCRAPER)

CASING SCRAPER Top Sub

Body

Wash Pipe Blade Support Sleeve

Bottom Sub 68




Se componen de dos (2) piezas desenroscables.



Transmite el torque total en cualquier dirección y puede soportar peso y tensión.



Externamente la parte inferior es conexión en pin y la superior en caja.

69


BOWEN SAFETY JOINTS

70



BOWEN SAFETY JOINTS 

Cuando se está entre el hueco y se desea soltar

simplemente, se gira la tubería a la izquierda, se sostiene el torque y se le pone peso hasta que revienta. 

Para volver a enroscar, se baja hasta que las dos(2) secciones hagan contacto, se aplica un poco de peso, se rota a la izquierda una o dos vueltas, y finalmente se rota hacia la derecha

hasta

que

el

torque

incremente

considerablemente, probando así que están agarradas las dos secciones. 71



Esta herramienta es muy usada para pescar internamente tuberías, generalmente drill pipe y tubing.



Se compone principalmente de un mandril, una grapa, un

ring y una tuerca. 

La conexión del mandril o tope de la herramienta posee roscas API, como se desee. Por su parte la tuerca puede ser tipo bola o de Pin.

72


BOWEN RELEASING SPEARS TIPO ITSO

RELEASING SPEARS

73


74




Para ensamblar la herramienta atornille la grapa dentro del mandril girándola hacia la izquierda. Deslice o introduzca el ring por la parte inferior del mandril hacia arriba y coloque la tuerca asegurando así la grapa.



Antes de bajar la herramienta entre el pozo atornille la grapa hacia abajo contra el ring, tan abajo como sea posible.



Para agarrar el pescado cuando el spear ha llegado a la profundidad deseada, se rota la tubería a la derecha para mover el mandril una vuelta completa hacia la izquierda.

75


OPERACIÓN

Consecutivamente se tensionará la sarta quedando el área

externa de la grapa agarrando la pared interior del pescado. 

Para soltar el spear golpear hacia abajo la sarta y luego rotar dos o tres vueltas hacia la derecha.



Finalmente se tensiona la sarta quedando libre el spear.



Existe además los spear de circunferencia total (Full circle)

el cual contiene cuñas en toda la circunferencia lo que da mayor área de agarre.

76




77


FUNCIONAMIENTO SPEARS

Este tipo de herramienta se usa para pescar en pozos donde el pescado esta escondido entre cavernas, debajo de puentes o en pozos entubados cuando el Casing es grande comparado con la tubería a pescar.

78



KNUCKLE JOINTS

La secuencia normal es junta de seguridad, Bumpers-sub, drilling jars, y knuckle joint.

79


Estas se realizan:  Después

de haber hecho reparaciones de colapsos con Taper Mill donde pudo haberse roto el Casing.  En pozos viejos, donde pueden existir rotos por avanzada corrosión.

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

80


PRUEBA DEL REVESTIMIENTO CASING LEAK-OFF



El método consiste en sentar el empaque recuperable lo

más abajo posible y presionar bombeando por entre la tubería con presiones de 500 a 2000 psi. 

Se presionan unos 5 o 10 minutos y se observa si la presión se mantiene o no. En esa misma posición sin desasentar el empaque, pero después de liberar la presión, se presiona por el anular para chequear el intervalo que queda encima

del empaque recuperable hacia arriba hasta chequear todo el Casing e identificar todos los rotos. 81


PRUEBA DEL REVESTIMIENTO CASING LEAK-OFF



Con este nombre se conoce la operación de recuperar tuberías que han quedado pegadas entre el pozo.



Existen dos formas de hacerlo: 

Mecánico: Requiere de la experiencia del operador y se puede hacer en hueco abierto o entubado.



Convencional (string shot): Requiere para su realización el

uso de la unidad de wireline (camión), barras de pesos, varillas metálicas y cuerdas explosivas (prime-cord).

82


OPERACIONES DE BACK – OFF

Ubique el sitio exacto donde realizará el back-off. Será la unión entre dos tubos cualesquiera a una profundidad determinada. 2. Prepare el número de cuerdas de prime-cord que va a utilizar, generalmente dos o tres cuerdas y amárrelas a la varilla metálica. 3. Conecte la varilla metálica al CCL y éste al cable (wireline). 4. Baje el conjunto anterior entre las tuberías que están entre el pozo hasta la profundidad que ya se ha definido; teniendo cuidado de colocar el centro de la carga al frente de la unión por donde se desea desenroscar (usando el CCL). 1.

83


PROCEDIMIENTO

6. 7.

8.

Establezca el número de vueltas (torque) a la izquierda que va a usar para iniciar el back-off, generalmente se usa de 3/4 a 1 vueltas por cada 1000 pies; si fuera backoff mecánico. Coloque la tubería en el peso normal. Con la rotaria o con llaves, gire la tubería a la izquierda un número de vueltas igual al que previamente estimó y sostenga dicho torque. Cierre el circuito en el camión con lo cual las cuerdas harán explosión en el fondo, notándose inmediatamente en superficie que el torque se ha liberado (las llaves se han soltado).

84



5.

Si se notó que las llaves se aflojaron, esto indica que hubo éxito y que la tubería se desenroscó correctamente.

10.

Si no se notó que las llaves aflojaron (el torque se mantuvo), será necesario repetir la operación con mas cuerdas o mas torque inicial.

11.

Muchas veces y generalmente en perforación, esa operación requiere trasmitir el torque todo el tiempo, de lo contrario, el torque se quedara en los primeros tubos de arriba ocasionando que al hacer la explosión la tubería no desenrosque y peor, en otros casos se desenrosca por donde no se desea.

85



9.

Supongamos el caso de un back-off a 10.000 pies de una tubería que pesa 220 000 Lbs.; para lo cual se puede hacer lo siguiente: 1. Tensión máxima 2. Tensión mínima 3. Número de cuerdas 4. Número de vueltas (torque)

86

300.000 Lbs. 250.000 Lbs. 4 (prime - cord) 3/4 x 10 ≈ 7


EJEMPLO DE ILUSTRACIÓN

1.

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

2.

Tensionar hasta 300.000 Lbs.

3.

Gire dos vueltas a la izquierda y sostenga el torque.

4.

Baje la tubería hasta 250.000 Lbs.

5.

Levante hasta 300.000 Lbs.

6.

Baje hasta 250.000 Lbs.

7.

Repetir hasta que el torque afloje.

87


PROCESO

Coloque otras dos vueltas a la izquierda y transmite el torque tensionando y bajando la tubería en estos rangos hasta que el torque afloje.

9.

Continúe hasta obtener las 7 vueltas diseñadas.

10.

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

11.

Debe aclararse que operaciones de back-off el uso de demasiada carga puede dañar las uniones de las tuberías además cuando se esta transmitiendo el torque nunca se debe bajar la tubería al peso normal pues se desenroscara fácilmente y de pronto por un sitio no deseado.

88



8.

Para esta operación en forma general se requiere de las siguientes herramientas:  Taper Mill  Uno o dos Drill-Collars  Tuberías

(tubing o drill pipe), no es

muy recomendable el uso de tubing EUE, es mejor usar working tubing.

89



REPARACIÓN DE COLAPSOS

1.

La operación consiste en bajar una sarta conformada por el Taper Mill, Drill Collars y tuberías .

2.

Después de situar el Taper Mill sobre el colapso se procede a colocar rotación a la sarta lentamente (60 a 80 RPM) y a la vez colocándole peso de 200 a 1.000 Lbs.

3.

Superado el colapso sacar la sarta y bajar con la misma sarta con el raspador (Casing Scrapper) para verificar que este pase libremente por el sitio del colapso.

90


PROCESO

Para comprobar si no hace falta corregirlo aun más; es necesario bajar con otro Tapper Mill de mayor diámetro y repetir la operación cuantas veces sea necesario a través del sitio del colapso.

5.

Por otro lado, no se hace mención acerca de circular el pozo mientras se repara el colapso, debido a que muchos pozos no retornan el fluido bombeado (generalmente

agua). Debe recordarse además que el imán o magnetos no atraen el tungsteno, solamente recogen partículas o limaduras de Casing (acero). 91



4.



Cuando el Flat-bottom Junk Mill se usa para reparar

colapsos, en muchos casos deteriora más el Casing, pues lo desgarra. 

Cuando se reparan colapsos generalmente queda roto el Casing.

92


ANOTACIONES



Es necesario tener en cuenta la resistencia a la tensión que resiste la línea sandline.



Generalmente esta línea se revienta estando dentro de la tubería tubing y en raros casos entre el Casing (de donde es mas difícil pescarlo).



Existen dos clases de pescadores de cable o arpón para tales

operaciones como son el externo y el interno, los cuales se pueden bajar con varillas (pumping rods) o tubería.

93


OPERACIONES DE PESCA DE CABLE (SANDLINE)



La operación de pesca consiste en bajar el arpón hasta donde encuentre obstáculo.



Colocar de 200 a 1.000 Lbs.



Rotar un poco a la derecha la sarta hasta obtener torque, sostener dicho torque y sacar la sarta, la cual contendrá la punta del cabe.



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



Pasar esta por una polea de la corona de la torre y finalmente recuperar el cable.

94


OPERACIÓN

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



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

(OD) arpón

(OD) cable

95

(ID) tubería




La producción de arena en pozos productores y también en los pozos inyectores, es un problema permanente en la industria del petróleo. En forma general se usa la limpieza de arenas en el caso en que se va a hacer un control definitivo del arenamiento usando liners ranurados.

96



Existen varios métodos de limpieza de arenas cada uno con sus correspondientes consideraciones, ventajas y desventajas. Uno de esos es el método de circulación, el cual puede ser en directa o en reversa según el caso. Una forma de hacerlo en forma lógica puede ser la siguiente: a.

Bajar con el cuello dentado que tenga un diámetro externo menor que el diámetro interno del Casing. Este cuello dentado se baja con tubería tubing o drill pipe únicamente. Esta sarta se baja hasta el tope de arenas (obstáculo).

97



b.

Empezar a circular bombeando agua o un fluido que tenga mas capacidad de arrastre pero compatible con la formación (para no causar daño) y al mismo tiempo que la arena se va levantando arrastrada por el fluido se va bajando la sarta.

c.

Se continua realizando esta operación hasta la profundidad deseada o hasta que no salga mas retorno de arenas en superficie.

98


PROCEDIMIENTO

Si el liner es muy estrecho es recomendable hacer la circulación en reversa, pues la arena puede sedimentarse en el espacio anular y pegarse a la tubería. Un ejemplo de este caso es trabajar con sarta de lavado de 1 1/4" entre un liner de 2 7/8”.

e.

Si durante la operación de lavado de arenas se observa retornos de arcilla y sobre todo cuando ya se ha alcanzado el fondo, es muy posible que existan rotos en el Casing que deberán remediarse.

f.

Si durante la operación de lavado no se obtiene retorno de fluidos; es decir, el pozo se toma todo el fluido bombeado a alta rata, este procedimiento de limpieza por circulación deberá cambiarse por los métodos de bomba. 99



d.

Si el pozo retorna algo del fluido bombeado, es decir, no retorna totalmente; se puede pensar que esta tomando por las perforaciones o existe un roto en el Casing: muchas veces el pozo no toma sino en el momento en que se destapan las perforaciones, pues el cuello dentado ha retirado las arenas que las mantenía taponadas.

h.

De todas maneras cuando se han hecho reparaciones de colapso por encima de las perforaciones, o cuando se ha notado retorno de arcilla o también cuando el pozo toma fluido por encima de las perforaciones; será necesario probar el Casing para ubicar los rotos posibles. 100



g.

Finalmente después de hacer todo el lavado hasta el fondo se deberá bajar con raspador para retirar costras y otros obstáculos de las paredes del Casing.

j.

Cuando los pozos arenados no retornan por más que se incremente la tasa de bombeo es necesario usar la bomba Cavins o Midco. Estas bombas se bajan entre el pozo con la línea de swabeo y se trabajan por efecto de pistón e impulso que golpea contra el banco de arena: en forma general están compuestas de un barril y un pistón.

101



i.



Las pruebas Drill Steam Testing (DST) son pruebas muy comunes que se hacen a los pozos y hacen parte del completamiento del mismo, su propósito es ayudar a evaluar el potencial del pozo. Toda esta información obtenida de la prueba junto con otros datos ayudan a determinar si el completamiento del pozo es rentable o no.



Estas pruebas generalmente son costosas. La prueba se deberá correr de modo que se obtenga la máxima información en el menor tiempo. Las pruebas DST se pueden correr en hueco abierto (Con muchas limitaciones) o generalmente en hueco entubado. 102


PRUEBAS DST DE POZOS

Generalmente no se recomienda por el alto riesgo que representan hacerlo y se debe considerar algunos apartes como son: 

¿Ha existido algún problema al hacer viajes tales como puentes, pate perros, o sobre tensiones ?



¿ Hubo alguna perdida de circulación ?



¿ Existen washouts (cavernas) ?



¿Es el hueco inestable? Lo cual implica que de pronto se puedan pegar las herramientas. 103


PRUEBAS EN HUECO ABIERTO

Para hueco entubado es necesaria como información la siguiente: 

¿Existen perforaciones o intervalos abiertos por encima de la zona a probar ?



¿Han realizado algún squeez por encima de la zona a probar?



¿Hay buen cemento donde se va a sentar el empaque?

104


PRUEBAS EN HUECO ENTUBADO



En hueco abierto es demasiado complicado sentar

empaques si existen formaciones blandas. 

Cuando las formaciones son duras es fácil el asentamiento de empaques, o cuando hay micro fracturas.



Cuando existen interrogantes o dudas sobre el tipo de roca donde se va a sentar el empaque por causa de su dureza es bueno bajar dos (2) empaques, sin embargo al sentarlos en

tándem puede crearse un colchón presurizado entre ellos que tratara de desasentarlos después.

105


OTRAS CONSIDERACIONES

Razones de uso: 1. 2.

Proteger el tubing o drill pipe del colapso. Evitar que las arenas no consolidadas abran cavernas cuando se abre la válvula.

4.

Servir de alivio al abrir la válvula, pues se crea presión diferencial. Para tener como controlar el pozo con un mínimo de riesgo.

5.

El colchón en ningún momento deberá matar el pozo del

3.

todo, pues indicaría una prueba seca; por lo tanto los colchones usados deberán ser mínimos. 106


COLCHÓN DE AGUA O NITRÓGENO



Para hueco abierto probando la zona inferior.



Para hueco abierto aislando con empaques el intervalo.



En hueco entubado.

107


HERRAMIENTAS USADAS

1.

Bajar la sarta de prueba (conjunto de fondo) con todas las herramientas y registradores de presión y temperatura, colchón, etc.

2.

Sentar el empaque.

3.

Generalmente se debe diseñar de modo que haya igual número de periodos de flujo y de cierre. La prueba termina en cierre.

4.

Generalmente se diseña que el tiempo de cierre sea igual al doble del tiempo de flujo.

5.

Se acostumbra usar el primer periodo de flujo de una duración igual a 30 minutos o más. Sin usar el choque. 108


PROCEDIMIENTO GENERAL DE LA PRUEBA

Después de haber bajado todas las tuberías y sentado al empaque se deben hacer las conexiones de superficies y manifolds.

7.

Cada que se desee cambiar el diámetro del choque deberá tenerse en ese momento flujo estable. (q = cte.)

8.

Los cambio de orificio del “Daniels” deberán hacerse solo para que las agujas muestren bien sobre la carta. Es decir para que se pueda leer bien.

9.

El primer flujo del pozo generalmente no se pasa por el separador de prueba, sino por el general. El manómetro del manifold de prueba indicará si el separador de prueba resiste todo el flujo o no. Sino resiste esa presión habrá que trabajar con el separador general o hacer un bypass hacia los tanques y quemadero.

109



6.

Si durante el flujo se desea cambiar choques tome siempre datos de presión, temperaturas y tiempos: haga los cambios de choques

en forma ascendente o sea de mayor a menor, (no al azar) 11.

Si durante la prueba se llenan los tanques, pase todos los fluidos directamente a la piscina de lodos.

12.

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

13.

El tanque de recibo deberá aforarse de antemano, aunque existen medidores de flujo.

14.

Debe preparase todo para tomar muestras de gas y liquido para su análisis posterior.

110



10.

Deben de prepararse tablas como la siguiente que permitan tener toda la información de la prueba.

15.

a. Flujo inicial OD” (Chokes) =

OD” (Orificio) =

T (hramin)

Δt (min)

P. Choke (psi)

Inch. agua

Q (bls)

Psep (psi)

T

0 1

x x

x x

x x

x x

x x

x x

2 5 10

x

x

5

x

x

x


111

b.

Cierre inicial

c.

Segundo flujo

T (hra- Δt (min) P. Choke min) (psi)

Inch agua

Q (bls)

Psep (psi)

T

0 1 5

x x x

x x x

x x 5

x x x

x x x

x x x

10 15 18

x

x

x

x

x

x


112



 

Tienen como propósito el limpiar o destapar perforaciones y estimular el pozo, al quitarle el peso de la columna hidrostática que ocupa el tubing. El trabajo consiste o tiene como objeto retirar los fluidos que contiene el tubing. La operación se realiza en los pozos usando el equipo (rig) y tanques de almacenamiento, tubería tubing o drill pipe y un empaque recuperable.

113


OPERACIONES DE SWABEO ACHICAMIENTO



Hydraulic Wireline Oilsaver que contiene insertos o bushings, que a su vez aseguran y presionan el Oilsaver Rubber.



Compuerta (gate) o tapa de Oil saver.



Releasing attachment, que mecánicamente acopla con el Oil saver por medio de unos balines.



Sand drum y sandline generalmente de 9/16”, 5x7 que hacen parte del Rig.



(2) válvulas master colocadas verticalmente.



Una conexión en cruz, roscada generalmente colocada en medio de las válvulas master. 114


EQUIPO DE SWABEO

115



Niples de extensión.  Reducción o botella para conectar los niples a la tubería (tubing).  Un Rope Socket para anclar allí el cable por medio de un nudo o soldadura de magnesio y plomo.  Barra de swabeo (sinker bar).  Mandrel sub (que conecta la barra de mandriles).  Juego de mandriles para swabeo.  Copas de swabeo en cada mandril y según el tipo de tubería usada.  Lower mandril o base de mandriles. 

1.

Bajar tubería (tubing o drill pipe) a fondo con

empaque recuperable. Sentar empaque arriba de las perforaciones. 2.

Instale en orden riguroso de abajo hacia arriba desde la rotaria y sobre el primer tubo de tubing lo siguiente ( botella o reducción (LP-tubing) + niples LP + válvula master + cruz + válvula master + unión de golpe + lubricador + releasing attacment)

116


ENSAMBLE DE HERRAMIENTAS

Tomar la punta del cable (Sand Line) y pasarlo por el oilsaver y también por el rope socket.

4.

Hacer nudo a la punta del cable y pegarlo con la magnolia fijamente dentro del rope socket.

5.

Enroscar el swivel rope socket al rope socket.

6.

Enrosque la Sinker bar al swivel rope socket.

7.

Enrosque la Sinker bar al mandrel sub.

8.

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

cabeza de los mandriles. 9.

Levante todo lo anterior con el Sand line, e introdúzcalos por el releasing attachment. 117



3.

La longitud del tubo lubricador en todo caso deberá ser mayor que la longitud de la suma de (mandriles + Sinker

bar + Swivel rope socket + rope socket). 11.

El diámetro de todo el equipo de cabeza (válvulas master + lubricador + releasing attachment) debe ser mayor que el del tubing.

12.

Coloque las marcas con hilos (cabulla o fibra) que identifiquen sobre el cable (sand line) la distancia desde la rotaria hasta el sand drum, para no ir a estrellarse el rope socket con el oil saber durante la operación. Son prevenciones. 118



10.

Coloque más marcas

sobre el cable que indiquen

profundidad de trabajo o profundidad del último mandril. 14.

Es recomendable no meterse mas de 500 pies por debajo del nivel de fluido, pues queda muy pesada la columna para

el cable. 15.

El nivel de fluido dentro de la tubería se detecta por la distensión o seno que experimenta el cable al dejar bajar el conjunto de barras rápido entre el pozo.

119



13.

Altura liq. Profundidad En (ft) tanque

Número de viajes

Nivel de fluidos(ft)

1.

500

2

1100

2.

1000

3

1200

3.

1100

4

1500

4.

1300

5

1600

5.

1400

6

1700

120


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

Cuando en cualquier momento se note en los tanques que el pozo empieza a fluir sin necesidad de mas viajes, saque rápido las copas hasta que todo el conjunto esté por dentro del lubricador y encima de la válvula master superior y ciérrese dicha válvula. El pozo fluirá (por la válvula lateral solo). En ese momento se debe medir el nivel del tanque (fluido) y contabilizar tiempos y rata de producción.

18.

Terminado el swabeo y si el pozo produjo, es necesario seguramente circularlo en reversa con fluido pesado para matarlo y así poder quitar el árbol de swabeo.

121



17.

Como las copas de swabeo se desgastan se deberán chequear cada 10 o 20 viajes y cambiarlos si es el caso. La unión de golpe instalada en la base del lubricador hace fácil y rápido la operación de cambio de copas.

20.

La línea de flujo que va desde la cruz llevando el fluido del pozo deberá conducir a un separador de gas situado antes que el tanque.

21.

En muchos casos después de ir swabeando el nivel del fluido desciende gradualmente hasta quedarse prácticamente seca la tubería por dentro. Es decir el pozo no responde y en ese caso tratar de sacar l empaque sin igualar columnas hidrostáticas es bien complicado. 122



19.

23.

Debe recordarse que si el pozo responde y el empaque no asienta es difícil que produzca. Por el contrario si es un pozo seco aunque el empaque no asiente: al swabearlo saldrá fluido también del anular. Durante el Swabeo a medida que se saca el cable se deberá estar bombeando aceite hidráulico por medio de la bomba hidráulica hacia Oilsaver, para evitar lluvia de fluidos en el equipo. En resumen, la operación consiste en bajar las copas de swabeo por debajo del nivel de fluido y luego sacar rápido, para que las copas saquen el fluido que esta encima de ellos.

123



22.

Para los trabajos de completamiento y de producción de pozos se hace necesario a diario el uso de estos elementos que en general se colocan entre el Casing. Componentes Generales:





   

Sección metálica (colgador, cuñas) Sección de caucho, neopreno y/o poliésteres (sello o empaques) Tipos o clases de empaques: Permanentes y/o retenedores usados para completar pozos. Recuperables. Usados para trabajos temporales o reacondicionamiento de pozos.

124


EMPAQUES


MECANISMOS DE ASENTAMIENTO 

Tensión y/o peso.



Hidráulicos



Eléctricamente accionados.

Algunos empaques permanentes comunes: Baker modelo D

Baker modelo KB

Baker modelo “SAB-3”, SABL-3.

Baker modelo DA

Baker modelo F-1

Baker modelo DE

Baker modelo S-2

Empaque EZ-SV-Drill

125

Baker modelo R-3, de simple y doble agarre

Baker retriever D

Baker modelo FH

Baker modelo G

Full bore

Baker unloading sub

Empaque RBP

Baker modelo C-1

Empaque RTTS

Baker modelo AD-1

126


EMPAQUES RECUPERABLES COMÚNMENTE USADOS



Es un empaque ampliamente usado en operaciones de producción. También se usa como retenedor o tapón puente en operaciones de squeeze y pruebas de pozos.

COMPONENTES PRINCIPALES 

Dos (2) sets de cuñas opuestas unas a otras, en completa circunferencia y full- strenght.



Un elemento sellante que resiste altas presiones (cauchos).

127


EMPAQUE PERMANENTE MODELO “D” Y “DB”

EMPAQUE  El

asentamiento del empaque se

puede realizar con cable eléctrico o con SLICKINE.  Para

retirarlo es necesario molerlo

con herramientas (milling tools).


128




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

MODELO D

129


130


EMPAQUE PERMANENTE BAKER MODELO “DA” 

Es un empaque igual en

versatilidad al modelo D y en su uso. Difiere del modelo “D” en cuanto el “DA” tiene

una pared sellante mas larga. 

Es bien usado en completamientos múltiples o

cuando se desea mantener un buen clearance entre el empaque. Ing. Edelberto Hernández Trejos

131



De sus componentes principales al igual que el modelo “D” es importante notar que posee unos rines expandibles elásticos, que conectan al casing al momento de sentarlo.



Para su asentamiento y retiro del pozo el proceso es igual que el modelo “D”.

132



EMPAQUE PERMANENTE BAKER MODELO “DA”

MODELS “D” AND “DA” RETAINERS PRODUCTION PACKERS

133


134




Todos estos empaques en general trabajan y se usan al igual que el modelo “D”.



Son muy pocas las diferencias : aun en su configuración.

MODEL FB-1 ; FAB 135



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

MODEL F1 ; FA

MODEL FAB-1 136


137


138


F-1

139



EMPAQUES BAKER MODELO “KB” 

Todos los empaques Baker

modelo “KB” que son perforables son idénticos en diseño y operación al

modelo “D”. 

Sin embargo el modelo “KB” es único en tamaños

para Casing de 10 3/4, 13 3/8.

140




Estos tipos de empaques son las versiones hidráulicas de los empaques “DAB” y “FAB”.



Para correrlo, en el pozo se baja con tubing y usando el ancla modelo K22 para conectar tubingempaque.



Es muy versátil para pozos direccionales.



Esta diseñado hasta para 10.000 psi de presión diferencial.

MODEL SB - 3

141



EMPAQUE BAKER “SABL-3” Y “SAB-3”



Se hace correctamente la conexión de abajo hacia arriba así: Empaque - ancla modelo K-22 – Tubing y se sitúa en profundidad.



Se aplica presión a la sarta a través del tubing sobre el fondo donde existe un elemento sellante correctamente preestablecido y colocado muy cerca al primer tubo de tubing.



Se presiona durante unos dos minutos y luego el elemento sellante se saca o se bombea en reversa para recuperarlo según su tipo. 142


ASENTAMIENTO



Baker Shearout ball Seat sub



Baker modelo “E” hidrotip pressure sub



Wireline blanking plug seated in a nipple

** Se presiona mas o menos con 2.500 Psi. Para retirar el empaque es necesario molerlo.

143


ELEMENTOS SELLANTES USADOS



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



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



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



Posee una válvula de contra presión deslizable que sirve para control de niveles de fluido 144


EMPAQUE PERMANENTE EZ SV – DRILL

EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO R-3 

Se usa para estimulación y pruebas, cuando no se presentan altas presiones.



Componentes generales:





Válvula de bypass



Un set de cuñas



Un juego de tres (3) cauchos como elemento sellante.

Existen 2 versiones: Simple agarre y doble agarre.


145

ESPECIFICACIONES DE R - 3

146


Asentamiento: El empaque se baja con tubería al fondo, se levanta y al mismo tiempo se rota hacia la derecha y luego se pone un poco de peso. Al colocar mas peso se cierra el empaque y la válvula de bypass también.



Desasentamiento: Se tensiona la sarta y el empaque queda libre. No es necesario rotar. Al levantar la sarta, la válvula de bypas se abre y permite así circulación a través de los cauchos y alrededor.

147






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



Asentamiento: Se le coloca un poco de peso al empaque mientras se rota la tubería a la derecha, así el mandril suelta las cuñas e inicia el asentamiento. Luego se colocan de 6.000 a 7.000 lbs de peso para asentar las cuñas superiores e inicia la comprensión de los cauchos.

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

148


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



Desasentamiento: Se aplica tensión de 3.000 a 6.000 lbs. y rotación a la derecha unas 8 ó 10 vueltas hasta que se observe que la tubería se mueve hacia arriba. Se continua rotando a la derecha varias veces hasta observar que la herramienta esta libre.

149


Finalmente se colocan de 6.000 a 10.000 lbs. de peso para que el mandril comprima totalmente los cauchos y selle el anular.



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



Componentes Generales -

Cuñas convencionales Un caucho sellante Junta de seguridad para emergencias de desconectar Puede usarse como empaque de tensión (sin la junta de seguridad) cuando se desee colocarlo al revés. 150


EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO “G”

151




Asentamiento: Se corre el empaque con tubería hasta la profundidad deseada y un pie mas abajo. Luego se levanta un pie. Se rota la tubería hacia la derecha 1/4 de vuelta. Finalmente se aplica peso para que asiente y selle el anular. Desasentamiento: Tensionar la tubería solamente si el empaque se mueve nuevamente mas abajo y se asienta por accidente, rotar 1/4 de vuelta a la izquierda para liberarlo. Nota: El unloading sub modelo S es una herramienta que permite igualar las presiones del anular y tubing . Esta diseñada para colocarse encima de empaques que asientan con peso y funciona muy sencillo. Cuando se tensiona la válvula abre y cuando se coloca peso se cierra.

152






De este empaque existen dos

versiones de doble y simple agarre. La versión de doble agarre

tiene

cuñas,

el

además

de

holddown

hidráulico.

153


EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO MR-1

154


EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO A-5 

Es

un

empaque

de

buen

comportamiento y manejo y tipo dual. Usado bastante en costa afuera. Su buen trabajo lo hace casi de uso rutinario en casos de posos desviados y completamientos múltiples. Es casi 100% efectivo en el trabajo.


155

Componentes generales. - Un set de cuñas - Tres (3) cauchos - Holdown

Asentamiento: Se asienta al presurizar hidráulicamente la tubería contra un elemento sellante colocado en el fondo (Baker hidrotrip pressure sub u otro). Desasentamiento: Se tensiona la sarta sin rotar para así reventar los rines. De ese modo la parte inferior del empaque se mueve hacia abajo liberando las cuñas y las fuerzas de empaquetamiento. Finalmente se saca la tubería.

156


EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO A-5

EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO AD-1 

Es un empaque económico de tensión y muy compacto: debido a esto se utiliza a menudo cuando no se dispone de peso suficiente para otros empaques.



Además es recomendable así para pozos poco profundos.


157

Asentamiento: Se corre el empaque con tubería hasta la profundidad deseada, bajando rápido al final. Se rota la tubería a la izquierda 1/4 de vuelta. Finalmente se tensiona quedando sentado.



Desasentamiento: Baje la tubería mas o menos un pie o más para liberar la tensión que tenía impuesta. Rotar la tubería a la derecha 1/4 de vuelta para que suelten las cuñas y liberarlo.

158






 

 

Es un empaque demasiado versátil utilizado para operaciones de esqueeze, prueba de pozos y estimulaciones. Para sentarlo se rota la sarta hacia la derecha y se le coloca peso al empaque. Además de las cuñas de asentamiento el empaque posee otras mas largas en el holdown para sentarlo cuando se impone presión hacia arriba o sea desde abajo. También permite este empaque bajar a cañonear a través de él. Para operaciones de prueba de pozos se usa una válvula auxiliar que va colocada arriba del empaque y permite correr la tubería seca o con algún colchón de fluido dentro de ella.

159


EMPAQUE RECUPERABLE “RTTS”

EMPAQUE RECUPERABLE BAKER FULLBORE, MODELO C Componentes generales Dos (2) sets de cuñas opuestas, unas para agarrar arriba y otras hacia abajo. Se puede circular con las cuñas superiores agarradas. Sistema de sello hidráulico de tres (3) cauchos. El empaque es esencialmente diseñado para cuando la presión diferencial se presenta de abajo hacia arriba.

Se diseña para cuando la presión diferencial es de abajo hacia arriba.


160

Asentamiento: al girar a la derecha la tubería y colocarle peso sientan las cuñas superiores únicamente: si se gira a la derecha la tubería y se tensiona sueltan las cuñas de arriba y agarran las de abajo y también comprimen los cauchos sellando así el anular: Si después de sentado y tensionado se baja al peso muerto de la tubería, se liberan los cauchos dejándolo agarrado solamente de las cuñas , permitiendo así el paso de flujo si se desea circular. Si estando allí en el peso muerto se le coloca más peso se abre la unloading –sub sin que se desasienten las cuñas totalmente 161







Desasentamiento: Se gira a la izquierda una vuelta la tubería, se coloca peso. Se continua moviéndolo hacia arriba y abajo hasta sentirlo libre.


162

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

Componentes Generales

-

Un set de cuñas opuestas unas a otras. Dos (2) copas de caucho que sellan el anular al flujo. Una varilla de pesca. Una cabeza de recobro o pesca (retraiving head) para correrlo. Un centralizador en la parte inferior.

-

-

163


EMPAQUE RECUPERABLE BAKER “BRIGDE PLUG” MODELO C

Asentamiento: Se gira la sarta 3 o 4 vueltas a la izquierda y se colocan de 3000 a 5000 lbs de peso manteniendo el torque de la tubería así asientan las cuñas y se comprimen los cauchos para que selle. Como no se dejo que se devolviera el torque, levante la tubería para soltar la llave pescante quedando así en el fondo el RBP.



Desasentamiento: Bajar con el retraiving head (llave pescante) a solo peso y colocarle unas 6000 lbs. Girar la sarta a la derecha, sostenga el torque y tensione. Si no sale fácil circule por la llave pescante bien y vuelva a trabajarlo. Recuerde que la varilla solo resiste 25.000 lbs. de tensión aproximadamente.

164





OTROS EMPAQUES

MODEL “DE” PARALLEL REATINER PRODUCTION BAKER WITH SEAL BORE EXTENSIONS 165


166



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

GENERALIDADES El manejo de los pozos comprende el estudio, planeación y realización de todos los trabajos que permiten obtener de ellos la máxima producción económica.

ACUMULACIONES EN LOS POZOS La

mayor parte de la energía consumida para movilizar el aceite y el gas desde el yacimiento hasta el pozo se gasta en la vecindad inmediata de este. La resistencia ofrecida al flujo aumenta todavía más si los poros naturales se obstruyen parcialmente o totalmente con partículas finas de arena o arcilla, precipitados minerales o hidrocarburos sólidos.

167


MANEJO DE POZOS

La acumulación más común es la ocasionada por arena.



Algunas formaciones petrolíferas están formadas por arenas no consolidadas, es decir sin material cementante secundario, de tal manera que todo el bloque de arena se derrumba o fluye dentro del pozo con aceite.



Otras están parcialmente cementadas y sufren desintegración variable por efecto de flujo de aceite y gas a través de ellas.

168







Se define como la remoción desde el fondo del pozo hasta la superficie, de materiales sólidos cuya presencia reduce la productividad y dificulta las operaciones de producción.



Los sistemas empleados dependen del tipo de acumulación, y para el efecto pueden dividirse en acumulaciones de sólidos en general, principalmente arena, y acumulación de parafina.

169


LIMPIEZA DE LOS POZOS

El sistema que debe emplearse en cada caso en particular depende de la dureza y compactación de los sólidos acumulados principalmente, y del equipo disponible. Los métodos comunes se enumeran a continuación: Succión (Swabbing) Achique (Bailing) Circulación

Perforación

170


ACUMULACIÓN DE SÓLIDOS

En un pozo de petróleo, especialmente del que es de tipo

parafínico, la cera o parafina se puede separar del petróleo crudo y depositarse en los poros de la formación, en las perforaciones del revestimiento en las ranuras u orificios

de los “Liners”, en las tuberías de producción, y en el equipo y líneas superficiales.

171


ACUMULACIONES DE PARAFINA

   

Consistencia variable de jalea a cera dura color amarillo pardo. Punto de fusión mayor que el de la parafina comercial (mayor de 120º F). Menos soluble en los solventes del petróleo. Algunas veces se presenta contaminada con pequeñas cantidades de agua, aceite, arena, arcilla, sales inorgánicas precipitadas, formando emulsiones en algunos casos.

172


CARACTERÍSTICAS DE LA PARAFINA

a.

Enfriamiento del aceite resultante de la rápida expansión del gas asociado.

b.

Reducción de presión, lo cual reduce la solubilidad de los hidrocarburos sólidos en las formas líquidas.

c.

Presencia de agua, la cual tiende a ocasionar emulsificación, también ayuda a la depositación y acumulación de parafina.

d.

Evaporación de los constituyentes mas livianos del petróleo por acción del gas natural.

173


CAUSAS

Uso de solventes como: benzol, gasolina, agentes químicos orgánicos solubles en aceite (Solventes Dowell rojo, verde pardo y blanco). Aplicación del solvente: bombeándolo a través de la tubería de producción o del espacio anular, vaciando en la cabeza del revestimiento, bajándolo por medio de una achicador (Bailer), o inyectándolo en la formación.

174


MÉTODOS PARA REMOVERLA



Aplicación directa del calor: a.

Vapor sobrecalentado bombeado directamente dentro del pozo: estos métodos son claros y ventajosos solamente en casos especiales.

b.

Método de Ignición directa en el fondo del pozo de una mezcla de aire y gas;

c.

Uso de explosivos;

d.

Calentamiento eléctrico.

Uso de raspadores especiales tipo cuchilla.

175





176


RASPADORES ESPECIALES TIPO CUCHILLA

 

   

Se denominan así todos los trabajos que se realizan en un pozo con posterioridad a las operaciones de terminación o completamiento. Comprende: Trabajos para excluir arena, gas o agua. Trabajos de estimulación (acidificaciones y Fracturaciones). Recompletamiento. Apertura o cañoneo de arenas adicionales en una misma zona; Cambio de zona productiva (aislamiento de una y cañoneo de otra); Producción simultanea en varias zonas (abriendo zonas adicionales a producción).

177


REACONDICIONAMIENTO (WORKOVER)

La exclusión de arenas se refiere a los trabajos que se realizan en los pozos con el fin de evitar o reducir los problemas de arenamiento. METODOS PRINCIPALES

1.

 Técnica tipo puente: • • •

Uso de tubos rasurados o malla; Empaquetamiento con grava o arena; Empaquetamiento con cáscaras de nuez o coco recubiertas con plástico.

•

Consolidación de granos sueltos por medio de resinas y plásticos.

178


EXCLUSION DE ARENAS

 

3.


2.

CONSIDERACIONES GENERALES Análisis de tamiz. Completamiento del pozo. • Técnica de completamiento. • Fluido de completamiento. • Tasa de flujo. TUBOS (“Liners”) RANURADOS O MALLAS 1. Tamaño de la ranura u orificio. 2. Tipos. 3. Importancia de los fluidos de completamiento. 4. Uso de tubo lavado. (WASH PIPE). 179


Espacio libre “liners” – Hoyo (Clearance).

6.

Localización. a)

En hoyo abierto extendiéndose por debajo del revestimiento

b)

Dentro del revestimiento opuesto a las perforaciones

c)

Suspendido en el extremo inferior de la tubería de producción

d)

Como parte permanente en el extremo del revestimiento (Sarta Combinada)

180



5.

Limpieza de los “Liners” a.

Explosión pequeña (string shot): limpia por una fuerza de adentro hacia fuera del “Liners”, y por la vibración generada.

b.

Lavado a presión: usa copas especiales de caucho para aislar las ranuras y presión de bomba para limpiar de adentro hacia afuera.

c.

Succión o lavado hidrostático: usa las mismas copas de caucho y utiliza la cabeza hidrostática del fluido en el espacio anular.

181


7.

TYLER

ESTANDAR

MILIMETROS

PULGADAS

5

5

3.96

.156

6

6

3.33

.132

7

7

2.79

.110

8

8

2.36

.093

9

10

1.98

.098

10

12

1.65

.065

12

14

1.40

.055

14

16

1.17

.046

16

18

.991

.039

20.0328

20

.833

24.0276

25

.701

28.0232

30

.589

32.0195

35

.495 182


TYLER

ESTANDAR

MILIMETROS

35.0164

40

.417

42.0138

45

.351

48.0116

50

.295

60.0097

60

.246

65.0082

70

.208

80.0069

80

.175

100.0058

100

.147

115.0049

120

.124

150.0041

140

.104

170.0035

170

.088

200.0029

200

.074

250.0024

230

.061

183

PULGADAS


1. 



Relación tamaño de grava a tamaño de partículas de arena de la formación. Una de las primeras consideraciones al diseñar un buen trabajo de empaquetamiento con grava es determinar la relación correcta de tamaño de los granos de grava a tamaño de las partículas de arena de la formación. En cuanto al “Liner”, en las operaciones de empaquetamiento con grava, las ranuras solo requieren ser lo suficientemente pequeñas para impedir el paso de los granos de grava.

184


EMPAQUETAMIENTO CON GRAVA O ARENA

En la práctica se emplean los siguientes tamaños:

Ranura (pulg.)

Diametro de Grava (pulg)

Malla Nro (tyler aprox.)

0.020

0.04 - 0.06

14

0.018

0.03 – 0.04

20

0.016

0.02 – 0.03

28


185

Espesor del empaquetamiento Se ha comprobado que el espesor del empaquetamiento no necesita ser muy grande para bloquear exitosamente la entrada de la arena, y que un espesor igual a 4 o 5 veces el diámetro de los granos de grava se considera satisfactorio. Sin embargo, se requiere que el empaquetamiento que ocurre bajo condiciones normales de producción, se acostumbra dejar una reserva de grava en el espacio anular entre el revestimiento y la parte superior de l “Liner” (Liner ciego).

186



2.

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

4.

Cañoneo del revestimiento. El tamaño de las perforaciones es importante cuando se va a empacar detrás del revestimiento (sin “Liner”). En pozos viejos se recomienda recañonear con bala o chorro a un tiro por pie para obtener orificios de tamaño mayor que permita el paso de la grava. 187



3.

Métodos de empaquetamiento con grava a.

Dentro del revestimiento y usando “Liner”.

b.

En hoyo desnudo y usando “Liner”.

c.

Sin “Liner” (Sand Parking).

d.

Uso de colgadores (Hagers) y empaques.

e.

Aplicaciones especiales.

188



5.

DENTRO DEL REVESTIMIENTO Y USANDO “LINER”.  Método de circulación y reversa .  Método de flujos cruzados (Cross Over).

 Método de lavado hacia abajo (Wash Down).  Método medio viaje (Half Trip).

189


A.



Se puede usar cualquiera de los métodos descritos anteriormente, pero los más usados, al igual que cuando el trabajo se hace dentro del revestimiento, son los métodos de lavado hacia abajo y flujos cruzados.

Procedimiento para el método “Wash Down”:

Se desplaza el lodo con agua salada, se lavan las paredes de la formación, se coloca la grava rápidamente en el fondo del pozo y se baja el “Liner” por medio de circulación directa hasta el sitio exacto. Después de empacar el pozo, el “Liner” y la grava se deben lavar bien con agua salada.

190


B. EN HOYO DESNUDO Y USANDO “LINER”

En este tipo de trabajo la arena se desplaza para situarla

totalmente por fuera de las perforaciones de revestimiento. Procedimiento: Usando tubería de producción, unión y empaque de

circulación se inyecta a presión (con o sin ruptura de formación) la arena en un fluido transportador a través de las perforaciones en el revestimiento; se limpia el pozo del

exceso de arena y se pone de nuevo en producción.

191


C. SIN “LINER” (SAND PACKING).



Estas herramientas permiten sostener el “liner” del

revestimiento y aislar el espacio anular entre ellos, pero en la mayoría de los trabajos puede omitirse. 

La reserva de grava de unos 25 a 40 pies que se deja en el espacio anular cierra el paso de los fluidos y hace el oficio de empaque.



El uso de colgadores se ha considerado por cuanto después de haber hecho el trabajo de empaquetamiento el “Liner” queda firmemente asegurado. 192


D. USO DE LOS COLGADORES (HANGERS) Y EMPAQUES

1.

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

2.

Existen dos métodos para la aplicación de los trabajos de empaquetamiento con cáscaras de nuez. a. Uso de un fluido penetrante (con alguna perdida de filtrado) y bajas presiones de inyección. b. Uso de las altas presiones durante el bombeo de la mezcla, para fracturar la formación y colocar las cáscaras de nuez en la fractura creada, 193


E. APLICACIONES ESPECIALES

 Afinidad con el plástico no endurecido.  Empaquetamiento irregular y de alta permeabilidad.

Materiales

Permeabilidad (Darcys)

Arena de Ottawa (20 – 40 mallas)

100 - 130

Cáscaras de Nuez (20 – 40)

160 - 180

Cáscaras de Nuez (20 – 40) Cementadas con plástico

300 - 700

194



3. Características favorables de la cáscara de nuez.

4.

Densidad baja. La densidad de las cáscaras de nuez es aproximadamente la mitad de la densidad de la arena o grava y por consiguiente una libra de material ocupa un volumen igual al doble del ocupado por una libra de grava.

Características del plástico y del agente catalítico. El mejor plástico encontrado para la cementación de las

partículas de cáscaras de nuez es un Fenol formaldehido el cual puede usarse con temperaturas de fondo que varían entre 70 y 280°F.

195





Ensayos de laboratorio. Estos Han permitido comprobar la bondad del empaquetamiento con cáscaras de nuez impregnadas de plástico.

6.

Procedimiento de aplicación. Para los trabajos de empaquetamiento con cáscaras de nuez se usan las mismas herramientas que se emplean en los trabajos de fracturación hidráulica (básicamente tubería de cola, empaque y unión de circulación).

196



5.

El procedimiento en general es como sigue: a. b.

c. d.

Se desplaza el lodo con un fluido limpio (aceite, agua salada). Se asienta el empaque y se bombea crudo por dentro de la tubería para establecer la rata de inyección y la presión requeridas. Se bombea la mezcla de cáscaras de nuez impregnadas en plástico dispersas en aceite. Se desplaza la mezcla anterior con aceite crudo hasta colocarla ligeramente por fuera de las perforaciones (Screenout). 197


EMPAQUETAMIENTO CON CÁSCARAS DE NUEZ

e. f.

Al finalizar el trabajo de inyección se descarga lentamente la presión hasta obtener un equilibrio; Se deja el pozo quieto para lograr el endurecimiento del plástico;

g.

Si queda exceso de cáscaras de nuez dentro del revestimiento, se limpia por circulación reversa o perforación;

h.

Se pone el pozo de nuevo a producción para evaluar la efectividad del tratamiento.

198


EMPAQUETAMIENTO CON CÁSCARAS DE NUEZ

En pozos que han producido gran cantidad de arena, se requieren grandes volúmenes de mezcla. Por eso para reducir los costos del tratamiento, se acostumbra inyectar primeramente una mezcla de arena y aceite para tratar de llenar las cavernas que puedan existir.199

199


NOTAS

Ventajas. a.

De fácil aplicación: similar a los trabajos de facturación hidráulica y usa las mismas herramientas;

b.

Puede

obtenerse

considerable

aumento

en

la

producción; c.

Aplicable a pozos productores de varias zonas;

d.

Como ordinariamente no se requieren el uso de “Liners”, se eliminan los costosos trabajos de pesca.

200



7.







Este tratamiento consiste en inyectar a la formación ciertos compuestos químicos (resina plástica, solvente, catalizador) con el objeto de cementar o consolidar los granos de arena entre sí. Para tener éxito en esta clase de trabajos se requiere que las perforaciones no estén taponadas y que la formación sea limpia y permeable. Compuestos usados:   

Resina plástica o plástico. Solvente. Catalizador.

201


CONSOLIDACIÓN DE GRANOS SUELTOS

Al diseñar un trabajo de consolidación de granos

sueltos se debe tener en cuenta:  Presión de fondo.  Temperatura de fondo.

 Historia de producción.  Historia de los trabajos de estimulación y remedio

(Acidificaciones, Fracturaciones, Limpiezas, Cementaciones Forzadas, etc.).  Análisis de los corazones o registros.  Estado mecánico. 202


CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS QUE DEBEN CONSIDERARSE

 Formación y perforaciones limpias.  Inyección previa de arena.

EQUIPO NECESARIO Para la aplicación de este tratamiento no se requiere equipo especial, Sin embargo, en algunas ocasiones debe utilizarse unión de circulación, empaque y tubería de cola.

203


PREPARACIÓN DE LOS POZOS

a. b.

c.

d.

e.

Se desplaza el fluido del pozo con aceite limpio para evitar la contaminación del plástico con agua o lodo. Con la tubería de producción situada a los alrededores del pozo con petróleo y desplazar el agua que pueda existir en la vecindad. Se bombea el plástico hasta situarlo en el fondo de la tubería y en el espacio anular por encima de las perforaciones superiores. Se cierran las válvulas de la cabeza del pozo (espacio anular) y se inyecta a presión en la formación la cantidad remanente de plástico; Se inyecta crudo por la tubería y el espacio anular para desplazar el plástico totalmente fuera del pozo hacia la formación.

204


PROCEDIMIENTO GENERAL

Uno de los factores que afectan considerablemente la eficiencia de producción es la entrada de agua de formación a los pozos, simultáneamente con el petróleo; lo que hace necesario excluirla por todos los medios posibles.  El problema de producción de agua puede presentarse en cualquier etapa de la vida productiva del pozo. 

205


EXCLUSION DE AGUAS



Canalizadores: El agua se puede canalizar por detrás del revestimiento desde un acuífero hasta una formación productiva.



Escapes en el revestimiento: Puede originarse principalmente por corrosión producida por agua con alto contenido de sulfatos.



Yacimientos de empuje por agua. (Water Drive).



Falla en los sistemas de exclusión primarios. 206


A. CAUSAS PARA LA ENTRADA DE AGUA



Comparando con los análisis de agua obtenidos durante las perforaciones o las pruebas de formación.



Mediante estudio detallado de los registros eléctricos.



Por el estudio del Registro de cementación (Cement Bond Log).



Tomando la medida de resistividad de los fluidos dentro del pozo por medio de dos electrodos y un cable transmisor de corriente directa.

207


B. LOCALIZACION DEL SITIO DE ENTRADA

Los remedios o sistemas de control para excluir el agua que se está produciendo en un pozo depende del sitio de entrada, y su relación con las formaciones productivas; consisten esencialmente en el uso de retenedores y la aplicación de trabajos de cementación forzada (Squeezes). 1.

Retenedores de cemento. Consisten esencialmente en un cuerpo metálico, un empaque de caucho central y dos juegos de cuña hacia los extremos colocados en sentido opuesto

208


C. REMEDIOS




Cementaciones forzadas.  Herramientas requeridas.  Retenedor, empaque especial retráctil y unión de

circulación (Empaque tipo “Full Bore”)  Tapón puente retráctil, empaque especial retráctil y unión de circulación.  Retenedor y unión de circulación.  Empaque especial retráctil y unión de circulación.  Técnica de cementación a alta presión.

209


210


211


BAKER PORTABLE HYDRAULIC HAND PUMP


KNUCKLE

212


213


BOWEN RELEASING AND CIRCULATING OVERSHOTS

SHORT CATCH SUCKER ROD OVERSHOTS

LEAD SEAL TUBING AND CASING PATCHES


OVERSIZES GUIDES AND WALL HOOK GUIDES

214


FISHING MAGNETS

215


TOOLS LIST

216


ANCHOR CATCHER MODEL “A”

BIG BOY WIRELINE SET BRIDGE PLUG

217


HYDRAULIC TORQUE ANCHOR

LOCATOR SEAL NIPPLE FOR BAL CHECK RETAINER

218


SEAL BORE EXTENSIONS

MILL OUT EXTENSIONS

219


MODEL C LOCATOR TYPE TUBING SEAL UNIT

MODEL J PRODUCTION PACKER

220

MODEL L PRODUCTION PACKER


MODEL B TUBING SET SLIDING VALVE CEMENT RETAINER

SWIVEL JOINT


221

222


presentacion Curso Workover.pdf

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