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TERMINACIONES Y REPARACIONES DE POZOS


Terminaciones y reparaciones de pozos

Usted aprenderá:

• Las razones por las cuales un pozo necesita ser reparado.

• Los beneficios derivados de reparar un pozo.

• A preparar una terminación de pozo.

• A diseñar una terminación adecuada para el tipo de yacimiento.

• Los tipos de equipos de terminación de pozos.

Además aprenderá:

• Los equipo de superficie necesarios para una terminación.

• Los equipos de fondo de pozo necesarios para una terminación.

Y repasará las maneras de controlar y matar pozos vivos.

Objetivos de aprendizaje



Diseñaremos el pozo de principio a fin. Revisaremos las maneras de reparar el

pozo. Utilizaremos métodos para matar el pozo. Revisaremos diferentes métodos de

reparación de pozos.

Revisaremos métodos para mantener a los operadores en el camino correcto con respecto a los procedimientos apropiados para la reparación de pozos.

Descripción general


Diseño de terminación

El diseño de una terminación puede dividirse en cinco etapas:

• Determinación de los criterios de diseño.

• Preparación de la zona productiva.

• Terminación mecánica del pozo.

• Iniciar la producción y aplicar los procedimientos de tratamiento.

• Monitoreo y evaluación de los pozos y desempeño de la terminación.



Integrar las cinco etapas:• Una terminación eficiente es un proceso complejo.

• Se debe emplear un enfoque riguroso para establecer los criterios de diseño.

• Un programa integral de evaluación de la formación resulta escencial.

El diseño de una terminación de pozo es un proceso dinámico que debe incluir:

• Realimentación con datos de desempeño de la terminación.

• Cambios en los criterios de diseño.



Diseñe los procesos permitiendo flexibilidad para los requisitos operacionales y las incertidumbres inherentes a los datos de diseño disponibles.

La terminación tiene una cantidad limitada de componente tubulares específicos.

La cantidad total de componentes afecta a la complejidad de la terminación y a su confiabilidad.


Consejos para la terminación de pozos

Cuando llegue a la locación:• Cuente todos los tramos de tubería de producción.

• Numérelos.

• Calíbrelos pasandoles el conejo.

• Verifique las roscas y las conexiones machos.

• Lubríquelos.

• Verifique el equipo de terminación.

• Verifique el diámetro interno para asegurarse que sea el correcto para la sarta de terminación.



Si se corre una combinación de niples (selectivo y no-go), asegúrese de saber como instalarlos correctamente.

Si está colocando un packer de asentamiento hidráulico o hidrostático, verifique los diámetros internos, verifique que todos los pasadores de corte estén en su lugar y que no falte ninguno.

Cuñas bidireccionales:• Verifique que las cuñas estén funcionando correctamente.

- Pueden no estar bien alineadas.

- Solo se moverán parcialmente.

- Mantendrán el packer asentado desde abajo.

• Asegúrese de que las cuñas bidireccionales estén alineadas correctamente.



Verifique que el packer tenga un puerto de asentamiento perforado dentro del mandril interno del packer.

Conozca el área de asentamiento del packer. Calcule la fuerza de asentamiento necesaria:

Fuerza de asentamientolbs = Área de asentamientopulg2 x Presión hidrostática de asentamientopsi

• La profundidad real en la cual se asentará el packer debería medirse desde los elementos de sellado.• Ahora se corre y se instala la sarta de terminación. • Nota: la sarta de terminación no es solo una conexión mecánica que se está poniendo dentro del pozo; is

también una cámara a presión.



Varias pequeñas cosas hechas de manera incorrecta terminan produciendo fallas.

La velocidad normal para correr una sarta de terminación es de un tiro por minuto.

• Si se pierde más del 10% del peso en suspensión, entonces se está corriendo demasiado rápido. Esto puede producir compresión (surge) en el pozo.

Si está corriendo un packer de asentamiento hidráulico o hidrostático, no lo corra con la bola de asentamiento ni con la válvula de pie puestas. El golpe de ariete hidráulico puede asentar prematuramente los packers, porque cortará los pasadores de asentamiento.

Cuando asiente la sarta de terminación, asegúrese de que el sello del colgador de tubería de producción esté en buenas condiciones de funcionamiento.



Tenga siempre instalada una válvula de contrapresión en el colgador de tubería de producción.

Cuando saque las válvulas de contrapresión, NUNCA mueva en seco la varilla de la válvula de contrapresión del colgador de tubería de producción.

Instale siempre un lubricador para control de presión.

El fluido de perforación en el pozo puede circularse hacia afuera con el fluido de terminación luego de haber instalado el árbol de navidad.

Los packers con anillos de metal plegado en cada extremo de los elementos de sello están protegidos del desgaste producido por la presión de bombeo.

Una tasa de circulación de aproximadamente un bpm es una buena tasa cuando se está desplazando fluidos.



Cuando se utiliza un packer de asentamiento hidráulico, el desplazamiento del fluido de perforación se puede hacer con circulación directa o inversa.

Si se trata de un packer de asentamiento hidrostático, solamente se puede desplazar con circulación inversa.

• La circulación directa asentará el packer prematuramente.

Nunca se debe utilizar una bomba de compresión del equipo para desplazar el fluido de perforación, ya que podría asentar prematuramente ambos tipos de packer, hidráulico e hidrostático.

Asegúrese de que los packers de asentamiento hidráulicos e hidrostático se encuentren a la profundidad de asentamiento correcta antes de comenzar el desplazamiento. Se debe tener instalado en la sarta de tubería un dispositivo de circulación (camisa deslizante, válvula SPM).



Si no sabe porqué se utiliza cierto tipo de packer, pregunte al supervisor.

Conozca el mecanismo de anclaje del packer, sepa como se asienta y los problemas que puede llegar a tener.

Si la formación tomará fluido asiente con una bola a los packers de asentamiento hidráulico o hidrostático.

No utilice bolas para asentar los packers si la formación no tomará fluido. Utilice en cambio una válvula de pie o un adaptador hydro-trip.



Cuando se esté terminando un solo pozo con múltiples zonas productivas, asegúrese de que no haya movimiento de tubería entre los packers. Si hay movimiento de tubería coloque juntas de expansión entre los packers.

Si se ha terminado un pozo para levantamiento artificial por gas, no inyecte gas demasiado rápido ya que cortaría las válvulas de levantamiento artificial por gas.

No restrinja el flujo instalando demasiados ángulos de 90° en la línea de flujo, por el contrario intente simplificar la línea de flujo.

Instale siempre un estrangulador positivo en la línea de flujo.

Todos los pozos bajo las normas del Servicio de Administración de Minerales de Estados Unidos (MMS) deben instalarse con válvula de seguridad de fondo de pozo controlada desde superficie (SCSSV).



La válvula de seguridad de fondo de pozo controladas desde superficie (SCSSV) debe instalarse debajo de la línea de lodo para proporcionar protección en caso de un impacto o explosión en superficie. (MMS indica que las válvulas SCSSV deben instalarse 100 m debajo de la línea de lodo)

Coloque los dispositivos de circulación a una distancia de un tramo arriba del packer, nunca directamente sobre el.

No circule demasiado rápido a través de la camisas deslizantes o mandriles de cavidad lateral para levantamiento artificial por gas.

• La circulación rápida corta las camisas y los mandriles.

Si está colocando un packer de asentamiento hidráulico, no utilice las capas inferiores de lodo densificado con barita ya que el peso podría no ser uniforme.



Corra los sistemas de disparos TCP debajo de los packers. Utilice el peso de la sarta de tubería y contenga la presión arriba de los packers. Esto evita que la sarta de terminación sea expulsada fuera del pozo.

Si se está utilizando una válvula ecualizadora de pie para fijar los packers de asentamiento hidráulico, deberá ecualizar la válvula de pie antes de sacarla.

Instale siempre dos válvulas de retención de dos vías en el colgador de tubería de producción para poder probar con presión el árbol de navidad y las válvulas.


Packers

Tipos de packers: • Permanente

• Permanente recuperable

• Asentamiento mecánico

• Asentamiento hidráulico


Packers permanentes

Asentamientocon cable

Asentamientohidráulico

Asentamientocon tubería

Packer colector

Alta temperatura


Diseño "scoop head"

Guía de sello de overshot

Cabeza de recepción con enganche J

Cuñas de bloqueo interno

Cuñas superiores con capa carburizada

Paquete de elementos de sello triple de durezas múltiples

Zapatos metálicos anti-extrusión

Cuñas inferiores con capa carburizada

Cuñas de bloqueo interno

Paquete de cuñas triple de durezas múltiples

Área de sello

Camisa de asentamientoCilindro

Pistón de asentamiento

Función de rotación para el

asentamientoPacker de asentamiento

con cable

Packer de asentamiento

hidráulico

Packer de asentamiento con tubería

Packers permanentes


Mandril

Cuñas superiores con capa carburizada

Cuñas inferiores con capa carburizada

Packer para ambientes severosPacker con elementos de alta temp

Packers permanentes


Asentamiento hidráulico

Asentamiento con cable

Packer permanente típico


Packers

Diseñados para terminaciones de una sola sarta. Para sacar de emergencia, al levantar sin girar se libera el packer.


Packer de aislamiento

• ¿Cuáles son las ventajas de utilizar un packer como herramienta de aislamiento para la inyección forzada? El sello frontal sin carga (válvula) ubicado en

la parte superior de la herramienta sella la tubería interna.

Tiene incorporado un sistema de camisa balanceada que mantiene cerrada la válvula cuando la presión de la tubería de producción es mayor que la presión anular.

El sistema de desvío, ubicado en el extremo superior del packer permite la circulación arriba del mismo.

Tiene tres piezas de elemento de sello.

Ranura J y cuñas ubicadas debajo de los elementos de sello fijan el packer y evitan el movimiento hacia abajo. Nivel de

agua

Sección de arena en la que se hará la inyección forzada



Q&A #1 Este pozo tiene 3 zonas productivas. La compañía operadora quiere

aplicar ácido/fracturar cada zona, limpiar, asentar un packer y utilizar la sarta como tubería de producción.

• ¿Qué tipo de packer se debe utilizar?Respuesta - Se debe utilizar un packer tipo hook-wall con botones

hidráulicos que eviten el movimiento ascendente.



Q&A #1

¿Se puede hacer todo en una sola carrera o se deben hacer varias?

• Si se puede, si no hay una zona de pérdida de circulación (en este caso las 3 zonas tienen las misma presión y hay intercalaciones de arcillas entre las arenas productivas).

• Después de fracturar la zona, se libera el packer. Luego se espera hasta que el elemento de sello vuelva a su forma original o tanto tiempo como sea posible. (aproximadamente 15-20 minutos o una taza de café y dos cigarrillos)



Luego, se baja lentamente el packerliberado y se saca el exceso de residuos.

Luego se levanta el packer hasta arriba de las zonas después de haberlas limpiado y se los asienta nuevamente.

Dependiendo del tipo de packer, liberar y asentar nuevamente. (el elemento de empaque intentará volver a su posición original)


Packer de aislamientoRetenedores de

cemento modelo K-1 con válvulas de aleta y asentamiento con

cableRetenedores de

cemento modelo K-1 de asentamiento con cable

Retenedores de cemento modelo K-1 de asentamiento mecánico

Tapón de aislamiento Modelo N-1 de

asentamiento mecánico

Retenedores de cemento modelo K-1

con válvulas de aleta y asentamiento mecánico


Packers

• Packer recuperable de asentamiento hidráulico

El packer se asienta hidráulicamente presurizando la tubería contra una válvula de retención ubicada debajo del packer.

También puede asentarse con una válvula de pie, un tapón positivo de asentamiento con cable o un adaptador de presión hydro-drip.


Packers

Packer recuperable de asentamiento hidráulico• El packer se recupera levantando sin girar la sarta de tubería. • El atrapador de herramienta admite una bola de bronce como válvula de retención. • Generalmente se utiliza un adaptador desechable.


Atrapador desechable

De asentamiento hidráulico Packer recuperable

Packers


Tapón deaislamiento

Arenasgasíferas

compactas

Perforacionesabiertas perosin entradade fluido

Bola

Tub rev7" diám. ext.

6,25” diám. int.

Packer deasentamientohidráulico

Fluido anular:Salmuera10,0 lb/gal

Fluido tub prodDiésel 7,0 lb/gal

Tub prod2-3/8"

diám. ext.

Arenasgasíferas

compactas

Asentamiento hidráulico de packer con adaptador de bombeo



• ¿Cuánta fuerza (lb) se ejerce debajo del packer?

• Para liberar la bola necesitamos 4.000 psi de presión.

Fuerza en lb:

= Área x Presión de pozo= (diám int tub rev)2 x 0,7854 x Presión de pozo= 6,252 pulg x 0,7854 x 4.000 psi = 122.719 lb fuerza


Arenasgasíferas

compactas

Perforacionesabiertas perosin entradade fluido

Bola

Tub rev7" diám. ext.

6,25” diám. int.

Packer deasentamientohidráulico

Fluido anular:Salmuera10,0 lb/gal

Fluido tub prodDiésel 7,0 lb/gal

Tub prod2-3/8"

diám. ext.

Arenasgasíferas

compactas




• La bola cae y golpea el tapón de aislamiento.

• Esto habilita la comunicación de la zona de producción con la tubería de producción.



La fuerza se desplaza hacia arriba. El packer soporta todo el impacto de la presión.



El impacto empuja y libera el packer y lo mueve hacia arriba junto con toda la sarta de terminación.


Packers recuperables típicos

Packer hidráulico doblePacker hidráulico simple



Packer Modelo FH

Packers

• El packer modelo FH de Baker es de asentamiento hidrostático y tiene un mecanismo de liberación por cizallamiento ajustable en el campo.

• Para asentar el packer con una bola se debe instalar debajo del packer una válvula de pie, un adaptador hydro-trip, o un tapón positivo.


PackerModelo

DAB

Packers

• El packer modelo DAB puede servir como el packer de Baker modelo FH, es de asentamiento hidrostático y tiene un mecanismo de liberación por cizallamiento ajustable en el campo.

Packer de producción

Packer de aislamiento zonal

Packer confiable para inyección forzada


Packers

Packer de asentamiento hidrostático Este packer está diseñado para ser corrido y asentado en:

• Pozos altamente desviados.

• Pozos horizontales.

• Cuando resulta difícil aplicar las técnicas convencionales para correr y asentar un packer.

• Utiliza la presión hidrostática que tiene el pozo para asentar el packer.


BB

Packers

El packer tipo BB es un packer recuperable que se puede correr con:

• Línea eléctrica convencional

• Línea de acero (slickline)

• Coil tubing

• Sarta de trabajo convencional


Sistemas de disparos TCP

La herramienta TCP se coloca debajo del packer y se corre con tubería.



El cañón se dispara lanzando una barra de disparo después de asentar el packer.



Se desplaza el fluido de perforación con fluido de terminación.



El pozo se carga desde las perforaciones con una presión de formación de 7.000 psi después de los disparos.



La presión de formación se desplaza hacia abajo y hacia arriba.



Luego las fuerzas rebotan.

Ahora calcule la fuerza debajo del packer.



Fuerza = (Diám. Int., pulg)2 x 0,7854 x Presión, psi

= (6,25)2 x 0,7854 x 7.000

= 214.758 lb

Más 50.000 libras de fuerza de impacto (debida al disparo de la herramienta de perforación)

Fuerza Total = 214.758 + 50.000 = 264.758 lb



La fuerza se desplaza hacia arriba.

• Retuerce la punta de la tubería (long. de tubería debajo del packer)

• Rompe la tubería de revestimiento a la altura del sello del packer



La tubería está:• Retorcida

El packer está:• Desanclado

• Se produce un reventón


Ensamble de localizador de

sellos

Extensión de sellos

Niple de anclaje y sellado “K22”

Ensamble de anclaje y sellado

“EBH22”

Localizador "G"

Enganche de anclaje

Enganche de anclaje

Extensión

Accesorios para packers permanentes


Terminación multi-zona con una sola sarta

• Este tipo de terminaciones se utilizan actualmente.

• La experiencia nos ha enseñado a que debemos asegurarnos de que los packers estén siempre a las profundidades de asentamiento correctas.

Se corrieron dos herramientas de desplazamiento. La superior para desplazar hacia abajo y abrir la camisa. La inferior para desplazar hacia arriba y cerrarla.

Zona 1

Niple no-go con válvula de pie

Packers de asentamiento

selectivo Camisas deslizantes

Packer de asentamiento hidráulico

Zona 3

Zona 2

Zona 4


Terminación doble

• Se aplicó demasiada presión sobre el packer y esto hizo que la sarta corta se retuerza.

• ¿Cuál sería una posible solución?


Terminación doble

• La camisa deslizante en la sarta larga estaba abierta debajo del packer doble.

• Se tuvo que bombear el tapón hacia abajo utilizando un camión de bombeo porque la tubería estaba retorcida.

• Se asentó el tapón.

• Se cambió la bomba a la sarta larga y se presurizó debajo del tapón en la sarta corta.

• La fuerza hacia arriba sacó parte del peso de la sarta corta y el packer se asentó.


Terminación doble


Niples de asentamiento y perfiles de guía


Tipo X Tipo XN

Área de sello

Perfil de guía

NO-GO



Área de sello

Perfil de guía

Tipo X Tipo XN Tipo RN



Niple de válvula de seguridad de fondo de pozo

El niple, a la izquierda, tiene una camisa deslizante que evita que los sólidos bloqueen el puerto de la línea de control cuando la válvula está fuera del pozo.

El niple estándar, a la derecha, no tiene la camisa de protección.• La camisa se desliza cada vez que la válvula se asienta o se levanta.• Cuando la válvula se asienta, un mandril de desplazamiento conectado

al mandril de anclaje abre la camisa. • Y la camisa se cierra cuando la válvula de seguridad se saca fuera del

niple.


Niple de válvula de seguridad de fondo de pozo

Y la camisa se cierra cuando la válvula de seguridad se saca fuera del niple. Un herramienta de desplazamiento puede abrir la camisa antes de asentar la válvula de

seguridad wireline en el niple. Luego la línea de control se conecta al colgadores de tubería de producción y se puede acceder

mediante una válvula de aguja montada en el carrete de tubería de producción La línea de control de la tubería SS de ¼” se conecta al niple y se va sujetando a la tubería de

producción a medida que se la va conectando y bajando al pozo. En las válvulas de seguridad que se instalan cerca de la formación productora se adosa una

línea hidráulica adicional para permitir el suministro de mayor cantidad de fluido hidráulico a mayor presión. Esto se convierte en una necesidad en las válvulas de seguridad que se instalan cerca de la formación productora.


Mandril de anclaje y niple S

Niples de tubería de producción y mandriles de anclaje

• Los niples para tubería de producción sontubos especiales conectados como partede la sarta de producción que incorporanun perfil maquinado en el cual se puedeasentar un dispositivo de anclajeespecífico.

• La imagen de la izquierda es un mandrilde anclaje S en la posición 1 y su niplecorrespondiente. Se dice que el niple y elmandril son selectivos según el perfil delniple y el perfil de guía localizadora. Hayuna gran cantidad de "posiciones" paraeste tipo de niple y dispositivo de anclaje,lo cual permite cierta libertad en cuanto alniple y a la profundidad a la cual seasentará un dispositivo de control de flujo.

A continuación se muestra un ejemplo de las diferentes posiciones disponibles para este equipo. La parte del niplecorrespondiente al localizador está maquinada para un perfil especifico y se instalan las guías localizadoras correspondientes en el dispositivo de anclaje. El dispositivo de anclaje solo se asienta y se bloquea en su niplecorrespondiente.

Cuello de anclaje

Cuello de extracción

Topes de fijación

Empaque tipo V

Retenedor de chaveta

Guías localizadoras

Resorte

Retenedor de chaveta


Niples de tubería de producción y mandriles de anclaje


Adaptador

Válvula

Pasador de corte

Vástago de válvula

Movimiento ascendente de la

cánula de ecualización

Tapón de tubería de producción

• Otra forma de tapón positivo es el que se corre en un dispositivo de anclaje S o T. La cánula sirve como un dispositivo de ecualización, pero en este caso, se corre con el cuerpo del tapón ya que la cánula está conectada a la válvula.

Cuello de pesca

Cánula de ecualización

Mandril de anclaje

Mandril localizador

Adaptador

VálvulaPasador de corte

Asiento de la válvula

Tapón PS


Adaptador

Válvula

Pasador de corte





• Sacar el tapón implica dos viajes en el pozo. En el primer viaje se saca la cánula y se logra ecualizar las presiones, en el segundo viaje se recupera el mandril de anclaje y el tapón.

Cuello de pesca


Mandril de anclaje

Mandril localizador

Adaptador

VálvulaPasador de corte

Asiento de la válvula

Tapón PS


Niples de asentamiento selectivo "X"

Ranura de orientación

Perfil de guía

Área de sello

Niple de asentamiento No-Go "XN"

Ranura de orientación

Perfil de guía

Área de sello

Ranura para basuraTope no-go

Niples de asentamiento wireline “X” y “XN”


Acoplamiento de flujo y tramo de paredes gruesas

Los acoplamientos de flujo y tramos de pared gruesa son tuberías especiales con paredes más

gruesas de lo normal para proteger la sarta de terminación.

Acoplamiento de flujo

Tramo de paredes gruesas


Niple de asentamiento y Dispositivo de control de flujo


Ubicación del acoplamiento de flujo

Acoplamientos de flujo

Los acoplamientos de flujo eliminan mediante restricción la turbulencia que existe arriba y debajo del niple.

Se instalan arriba y debajo de los niples de tubería de producción.

Las paredes gruesas resisten mejor los efectos de la erosión.


Tramo de paredes gruesas


Flujo desde el pozo

Niple de asentamiento o niple pulido

Tramos de paredes gruesas

Ubicados en la sarta de tubería justo al frente de las perforaciones que están fluyendo o a la profundidad del colgador de tubería de producción. En estas dos profundidades el flujo es extremo y produce erosión en la tubería.

Protege a la tubería de:• Desgaste excesivo• Falla prematura


Niples de tubería de producción y mandriles

Los niples de tubería de producción son selectivos según la herramienta de anclaje. (esto permite pasar los niples más someros para asentar niples a la profundidad deseada)

Todos los niple que se corren en la tubería de producción que sean de tipo “CAMX” tienen el mismo perfil, a excepción del niple no-go, el cual tiene la restricción no-go.

Niple y Mandril de anclaje

Cuello de pesca

Mandril de expansión

Resorte de doble acción

Guías de anclaje

Empaque


Niples de tubería de producción y mandriles

• La herramienta utilizada para correr y anclar el equipo le permite al operador elegir una profundidad específica para instalar los dispositivos de control de flujo en base a las diferentes profundidades de los niples.


Tapón PX




Housing


Soldadura de cánula

Mandril de anclaje

Elemento de sello

Carcasa de cánula de ecualización

Tapa de válvula

Elemento de sello


El AX es un tapón instalado en un mandril de anclaje CAMX.

El cuerpo del tapón, constituido por el mandril de anclaje, el adaptador de ecualización, y la tapa de válvula se corren y se asientan en el niple CAMX deseado.


Tapón AX




Housing


Soldadura de cánula

Mandril de anclaje

Elemento de sello

Carcasa de cánula de ecualización

Tapa de válvula

Elemento de sello


Se corre una herramienta de extracción estándar para recuperar la cánula de ecualización.

Se realiza otra carrera para sacar el cuerpo del tapón.


Restricción no-go

Fijación Perfil

Niple y mandril de anclaje

Cuello de anclaje

Cuello de anclaje

Topes de fijación

Empaque tipo V

Anillo no-go

Niples y mandriles

El niple (de bloqueo) CAMXN tiene un anillo no-go maquinado en el fondo. Esto permite que se instale solamente un mandril con un anillo no-go.

Este niple se corre en el extremo inferior de sarta debido a la presencia de la restricción no-go.


Dispositivo de anclaje: Niple de asentamiento / Válvula de seguridad


Topes de fijación

Dos tipos de topes de fijación, para niples selectivo y niples no-go.


Dispositivo de circulación

Camisa deslizante• Dispositivo de circulación

• Dispositivo de producción

Mandril de cavidad lateral• Series MM

• Series KB


Camisa deslizante

Una SS es una ventana que se coloca como parte de sarta de terminación y permite la comunicación con el espacio anular.

El cierre o apertura de la camisa se realiza con una herramienta de desplazamiento ubicada en un perfil maquinado dentro de la camisa.


Camisa deslizante

Arriba del SS se puede instalar un perfil de niple. Este perfil se utiliza para cerrar los puertos instalando una herramienta de aislamiento. Y de la misma manera se puede utilizar cuando se quiere producir a través del SS, en ese caso en el perfil de niple se instala una herramienta de separación.

NOTA:

Las camisas deslizantes se configuran para abrir hacia arriba o hacia abajo dependiendo de la aplicación.


Camisas deslizantes

BolaAsiento de bola

Hendidura de asiento

Camisa deslizante

Puerto de apertura hidráulica

Mandril interior

Anillo de fijación

Resorte de activación

Camisa de circulación universal

Fluido de perforación

Presión de fondo de pozo

Carrera Circulación Cierre


Puerto de ecualización

Roscas de cuerpo

Niple de asentamiento

Sellos

Camisa Durasleeve

Camisa tipo XA

Camisa interna

Herramienta de desplazamiento "B"

SS y herramientas de desplazamiento

• La herramienta de desplazamiento "B" pin x pin puede correrse para que la camisa abra en ambas direcciones, según como se corra la herramienta de desplazamiento.


Puerto de ecualización

Roscas de cuerpo


Sellos

Camisa Durasleeve

Camisa tipo XA

Camisa interna

Herramienta de desplazamiento "B"

SS y herramientas de desplazamiento

• Los topes de ángulo recto de las guías localizadoras coinciden con un perfil maquinado en la camisa.

• Después de desplazar la camisa, la herramienta se libera desde el perfil de desplazamiento.


Válvulas de cavidad lateral


Enganches

Enganche

Sellos domo

Domo

Fuelle

Empaque

Tope de selloVástagoPasador de levantamiento

Vástago de puerto piloto

Puerto de control del puerto piloto

Asiento

Empaque

Válvula de retención en reversa

Sellos domo

Domo

FuelleTope de sello

Vástago de bolaAsiento

Válvula de retención en reversa

Empaque

Enganche

Empaque

Vástago cónico

Enganche RA Enganche BK


Preguntas y Respuestas

Se corrió un mandril de cavidad lateral en el tramo horizontal del pozo que se muestra en la próxima diapositiva y se rotó hasta la parte superior del pozo.

Cuando se completó el pozo, se le dijo al ingeniero de diseño que se asegurara de que en caso de ser necesaria una reparación de pozo se pueda matar circulando a través del mandril de

cavidad lateral para levantamiento artificial por gas.

Analice el diagrama y proporcione al ingeniero de diseño la metodología apropiada para establecer comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular.

Q&A #1



Q&A #1



Cable wireline y coil tubing son una mala elección. La forma correcta sería instalar una válvula ecualizadora de matar (que es una válvula de una vía con disco de ruptura) en el mandril de cavidad lateral y abrirla aplicando presión en el espacio anular.

Q&A #1¿Cuáles son sus recomendaciones?


Empaque concéntrico de levantamiento artificial por gas

Gas delevantamiento

Fluidode pozo

Centralizadores

Tope tipo collar

Cuello de pesca superior

Tope tipo cuña

Centralizadores

Packer Superior

Perforaciones

Válvula de levantamiento artificial por gas

Packer Inferior

Tope tipo cuña

Equipos y sistemas de levantamiento artificial por gas

Un tipo de levantamiento artificial por gas que puede instalarse en pozos que no se terminaron inicialmente con equipos de levantamiento artificial por gas es el de empaques, conocido en inglés como gas lift pack-off .

En lugar de sacar la tubería de producción, se pueden instalar este tipo de empaques para levantamiento artificial por gas.


Gas delevantamiento

Fluidode pozo

Centralizadores

Tope tipo collar

Cuello de pesca superior

Tope tipo cuña

Centralizadores

Packer Superior

Perforaciones

Válvula de levantamiento artificial por gas

Packer Inferior

Tope tipo cuña

Equipos y sistemas de levantamiento artificial por gas

Se perfora la tubería de producción a las profundidades deseadas y se instalan los ensambles frente a las perforaciones, como se muestran en el diagrama. La instalación y el mantenimiento del equipo puede realizarse con cable wireline o con coiltubing.

En la ilustración los dispositivos de tope tipo cuña se utilizan para sujetar el ensamble en su lugar, como se ve abajo a la izquierda, también se pueden utilizar collares de fijación, generalmente como tope inferior con un tope tipo cuña en el extremo superior del obturador.


Herramientas kick-over antiguas

• Debajo de la herramienta kick-overse debe instalar la herramienta apropiada para bajar o sacar la válvula de levantamiento por gas.

Herramientas kick-over de

Camco

AK L L-2D


Válvulas de seguridad de fondo de pozo

• La válvula de aleta de la serie 10 es una válvula hidráulica, NC (normalmente cerrada), operada desde superficie.

• Paso total a la tubería de producción en la cual se encuentra instalada.


Válvulas de seguridad de fondo de pozo

• Permiten el mantenimiento del pozo a través de la válvula de seguridad.

• La válvula tiene una característica de bloqueo

• En caso de que la válvula deje de funcionar, el niple interno de la válvula de seguridad se puede utilizar después de que la válvula de seguridad recuperable con tubería se haya bloqueado.


Herramienta tipo “kick-over”

• Herramienta para instalación y recuperación de mandril de cavidad lateral, herramienta kickover.

Herramienta tipo “kick-over”


Válvula de seguridad

• La válvula de seguridad es una válvula NC que necesita suministro de presión hidráulica para funcionar.

Característica de bloqueo para la instalación de un válvula wireline

El tubo de flujo protege la aleta durante la producción del pozo.

Cámara hidráulica/de resorte no expuesta a los fluidos de pozo

El sistema de comunicación de bloqueo normalmente abierto elimina los sellos de construcción

Sistema de aleta y asiento completamente metal a metal

Válvula de seguridad recuperable con tubería


Estrangulador de tormenta (Válvula de velocidad)

• El estrangulador de tormenta (válvula de velocidad) es una válvula normalmente abierta, controlada en forma directa.

Los resortes y espaciadores determinan la fuerza de resorte necesaria para mantener abierta la válvula.

Cuando el diferencial de presión a través de la válvula llega a un punto determinado y es menor que la tensión de los resortes, la válvula se cierra.

Adaptador de ecualización

Adaptador superior

Anillo anti-extrusión

O-Ring

Resorte

Jaula de válvula

Pistón

EspaciadoresAdaptador de jaula

ResorteRetenedor de bola

BolaSoldadura del cuerpo

Niple reductor

Bola y asiento

Mandril de anclaje



Adaptador superiorAnillo anti-extrusiónO-Ring

Resorte

Jaula de válvula

Pistón

EspaciadoresAdaptador de jaulaResorteRetenedor de bolaBolaSoldadura del cuerpo

Niple reductor

Bola y asiento



Adaptador superior

Anillo anti-extrusión

O-Ring

Resorte

Jaula de válvula

Pistón

EspaciadoresAdaptador de jaula

ResorteRetenedor de bola

BolaSoldadura del cuerpo

Niple reductor

Bola y asiento

Mandril de anclaje



Adaptador superiorAnillo anti-extrusiónO-Ring

Resorte

Jaula de válvulaPistón

EspaciadoresAdaptador de jaulaResorteRetenedor de bolaBolaSoldadura del cuerpo

Niple reductor

Bola y asiento

Estrangulador de tormenta (Válvula de velocidad)

• Para abrir de nuevo la válvula, se aplica presión a la tubería de producción o se puede correr una cánula de ecualización en la válvula y el adaptador de ecualización.

• La válvula, a la derecha, se conecta a un mandril de anclaje tipo X, pero puede conectarse a muchos dispositivos de anclaje diferentes.


Estrangulador de tormenta de ambiente

• El estrangulador de tormenta es una válvula de ambiente normalmente abierta, precargada con una determinada presión de domo. Generalmente utilizada en operaciones de asentamientos cerca de la formación productora.

• Cuando la presión de flujo del pozo cae debajo de la presión de domo, la presión de domo y el resorte cierran la válvula.

Mandril de anclaje


Adaptador superior

Anillo anti-extrusiónO-RingPistónResorteCámaraTornilloJuntaAnillo anti-extrusión

O-RingSoldadura del cuerpo

Bola y asiento


Adaptador superior

Anillo anti-extrusiónO-Ring

PistónResorte

Cámara

TornilloJuntaAnillo anti-extrusión

O-Ring

Soldadura del cuerpo

Bola y asiento


Mandril de anclaje


Adaptador superior

Anillo anti-extrusiónO-RingPistónResorteCámaraTornilloJuntaAnillo anti-extrusión

O-RingSoldadura del cuerpo

Bola y asiento


Adaptador superior

Anillo anti-extrusiónO-Ring

PistónResorte

Cámara

TornilloJuntaAnillo anti-extrusión

O-Ring

Soldadura del cuerpo

Bola y asiento


La válvula se abre de nuevo cuando la presión de la tubería de producción vuelve a superar a la presión de domo. Esto se logra aplicando presión de superficie sobre la válvula, o corriendo una cánula de ecualización y ecualizando las presiones a través de la válvula.

Puede conectarse a muchos tipos de dispositivos de anclaje.



Presión de cámara interna

Presión de pozo

Cerrada

Presión de cámara interna

Presión de pozo

Abierta


Válvula recuperable con cable wireline controlada desde superficie

• La válvula de la serie 10-W es una válvula NC, controlada hidráulicamente desde superficie a través de una línea de control.

• En caso de pérdida de presión hidráulica, se acciona el resorte y se cierra la válvula.

• Cuando se asienta o se recupera este tipo de válvulas, una cánula de ecualización debe mantener abierta la aleta.

Válvula de aleta de la serie 10-W

Línea de control hidráulico

Niple de asentamientode válvula de seguridad

Mandril de anclaje

Mandril de anclaje

Pistón

Resorte

Puertos de ecualización

Válvula secundaria

Inserto de asientoResorte de aletaDe aleta


Válvula de aleta de la serie 10-W

Línea de control hidráulico

Niple de asentamientode válvula de seguridad

Mandril de anclaje

Mandril de anclaje

Pistón

Resorte

Puertos de ecualización

Válvula secundaria

Inserto de asientoResorte de aletaDe aleta


Función de ecualización - válvula secundaria.

• Cuando se aplica presión hidráulica (apena mayor que la presión de pozo) el pistón comienza a moverse hacia abajo y abre la válvula secundaria. Esto permite que la presión entre a los puertos de ecualización.

La válvula que se muestra está conectada un dispositivo de anclaje X. Puede conectarse a otros dispositivos de anclaje.

- La próxima diapositiva muestra esta secuencia de apertura.


Secuencia de apertura de la válvula de seguridad de la serie 10-W

Fluido hidráulico

Válvula secundariaen el asiento

Cerrada Ecualizando

Válvula secundariafuera del asiento

Presión hidráulica

Abierta

Presión hidráulica



Válvula de seguridad de varilla y pistón

Casing de producción

Tubería de producción


Línea de control de válvula de seguridad recuperable con tubería

Válvula de seguridad recuperable con tubería

Línea de control de válvula de seguridad anular

Válvula de seguridad anular

Empaque de anclaje de tubería de producción

Junta de expansión multipropósitoPuertos anulares

Válvulas de asiento

Resorte de accionamiento

Espaciador

Instalación del sistema de válvula de seguridad anular

Válvula de seguridad anular

Pistón de red hidráulica


Válvula de contrapresión Cameron tipo H

Anillos de sello

Cuerpo

Válvula

Resorte


Válvula de contrapresión

• Válvula de contrapresión Cameron tipo H

• La válvula sella la tubería de producción

Se pueden realizar reparaciones.

Se puede instalar o remover el árbol.

Se puede instalar o remover el conjunto de BOPs.

Se puede bombear a través de la misma una válvula de contrapresión BPV) si fuese necesario.


Válvula de contrapresión Cameron tipo H

Anillos de sello

Cuerpo

Válvula

Resorte


Válvula de contrapresión

• Válvula instalada en un perfil roscado en el colgador de tubería de producción.

• Se pueden ecualizar las presiones, si las hay, antes de sacar la BPV.

• Utilice lubricador cuando instale o saque la válvula.

• La válvula soporta hasta 15.000 psi de presión diferencial.


Válvula de contrapresión Cameron tipo H de 2 vías

Cuerpo

Anillos de sello

Pistón de Válvula

Retenedor

O-Ring

Inserto

Válvula de contrapresión de dos vías

• Soporta presión en ambas direcciones.

• Instalada en un perfil roscado en el colgador de tubería de producción.

• Se utiliza para probar el árbol con presión.

• Puede soportar presiones diferenciales de hasta 15.000 psi.


Árbol de navidad simple

Buje y carrete para colgador

Colgadores de tubería de producción

Cabezal/Carrete de tubería de producción

Sello de reducción

Colgador de tubería de revestimiento y empaque

Cabezal/Carrete de tubería de revestimiento

Sello de reducción

Colgador de tub rev y empaque

Cuerpo de cabezal de tub rev

Corona o válvula de suaveo

Tapa de árbol

Válvulas laterales

Cuerpo del estrangulador

Válvula maestra superior

Válvula maestra inferior


Árbol de navidad doble

Colgador de tubería de revestimiento y empaque

Cuerpo de cabezal de tub rev

Sello de reducción

Cabezal/Carrete de tubería de producción

Colgador doble de tubería de producción

Accesorio de cabezal de tubería de producción

Colgador de tubería de producción envolvente


Colgador doble de tubería de producción Cameron

Cortesía de Schlumberger


• El colgador de tubería de producción es un punto de anclaje para la tubería de producción en el árbol de navidad.

El colgador de tubería de producción se mantiene en su lugar dentro del cabezal gracias al peso de la tubería y a los pasadores que movimiento ascendente y son parte del cabezal.

Una vez que se asienta el colgador se encajan los pasadores y se ajustan.


Adaptador de cabeza de tubería


Cabeza de tubería de producción


Carrete o niple (bowl) de tubería de revestimiento

Colgador de tubería de revestimiento

Puerto para válvula de tubería de revestimiento

Cortesía de Schlumberger


Colgador doble de tubería de producción Cameron


El sello, sella el tope del espacio anular.

Los colgadores de tubería de producción tienen roscas internas o un perfil maquinado para la instalación de una válvula de contrapresión.

El colgador de tubería de producción puede ser un punto de anclaje para las líneas de control en caso de una terminación de múltiples sartas, para las válvulas de seguridad de fondo de pozo controladas desde superficie.


Adaptador de cabeza de tubería


Cabeza de tubería de producción


Carrete o niple (bowl) de tubería de revestimiento

Colgador de tubería de revestimiento

Puerto para válvula de tubería de revestimiento


Válvula de seguridad de superficie

Estrangulador de producciónVálvula

lateral

Corona / Válvula de

suaveo

Cruz

Válvula maestra

Tapa de árbol

Válvula de contrapresión de 2 vías

Pruebas de presión del árbol

• Montar lubricador y purgar el árbol.

• Instalar una válvula de contrapresión de 2 vías en el colgador de tubería de producción.

• Instalar una línea de descarga de la bomba en la parte superior del árbol o en el lateral. En ambos casos asegurarse de que se instalen las bridas correctas y se saquen todas las tapas.




lateral


suaveo

Cruz

Válvula maestra

Tapa de árbol



• Antes de bombear en el extremo superior del árbol, abra la válvula corona/de suaveo, la válvula de seguridad de superficie y la válvula maestra.

• Cierre la válvula lateral. Luego aumente la presión hasta la presión de trabajo nominal del árbol.

• Verifique todas las conexión para identificar posibles fugas.

• Desconecte, repare y conecte nuevamente toda conexión con fuga hasta que quede bien.




lateral


suaveo

Cruz

Válvula maestra

Tapa de árbol



• Cierre y pruebe sistemáticamente cada válvula una a una, verificando que no haya fugas alrededor de los vástagos.

• Un buen fluido de prueba es agua limpia y libre de sólidos.

• No mueva en seco la varilla de la válvula de contrapresión.


Carril de rodamiento

Rodillo de rodamiento

Vástago

Bonete superior Tuerca de

bonete

Bonete inferior Aguja

Protector de retenedor

AsientoCuerpo

Anillo de asiento

Estrangulador de producción

Este estrangulador Cameron HLB ajustable en forma manual usa un dispositivo de retracción de tipo "aguja y asiento". Es un estrangulador manual y debería instalarse por dentro. También se utiliza el estrangulador hidráulico y se instala por fuera.


Compuerta

Asiento

Estrangular hidráulico de producción Cameron

Estrangulador de producción

Este estrangulador hidráulico de producción Cameron tiene un diseño de compuerta y asiento que permite dar vuelta la compuerta cuando se desgasta, duplicando la vida útil del estrangulador.



Las operaciones de terminación de pozo son los trabajos que se realizan para poner en producción un pozo después de haber asentado, cementado y probado con presión la tubería de revestimiento.

Las operaciones de reparación de pozo son los trabajos que se realizan después de la terminación inicial para mantener o restaurar la productividad de un pozo.



• Cepillos e imanes utilizados durante la limpieza de pozo antes de la terminación.


Terminación y Reparación vs Perforación

Pérdidas de fluido y fluidos sin sólidos. El trabajo puede comenzar con el pozo muerto. Pocas surgencias bajo balance. Gas frecuentemente en el espacio anular y en la tubería de producción. Probablemente se utilizan diferentes procedimientos para matar el pozo. Más viajes. Las tuberías del pozo pueden no estar en buen estado. El equipo de control de pozo varía de acuerdo al tipo de trabajo. Poco o nada de pozo abierto. Puede no tener presión de bombeo lento. Fuente de hidrocarburos asegurada.



Características operacionales• Fluidos sin sólidos y fluidos de terminación para evitar pérdidas de fluido.• Fluidos de terminación utilizados universalmente limpios y libres de sólidos.• Yacimientos altamente permeables y generalmente no consolidados.• Pérdida de fluido siempre presente durante los trabajos de terminación/reparación.



Las salmueras se utilizan cuando las formaciones son sensibles a sufrir daños por la invasión de los fluidos del pozo.

Las salmueras también son más propensas a invadir la formación. Fluidos de terminación densificados a fin de contrarrestar las presiones de formación. Mayores pesos de fluido de terminación producen aún más pérdidas de fluido.



Las reparaciones comienzan con un pozo muerto• La terminación inicial pone a producir el pozo.• La mayoría de las reparaciones comienzan matando un pozo vivo. • No existe un historial de circulación de pozo.• No se conoce la distribución del fluido en el espacio anular.• Las operaciones para matar el pozo que involucran circulación y presión constante en fondo de pozo

son muy complicadas.• Las operaciones para matar el pozo comienzan con la inyección forzada en la tubería de producción de

un fluido con la densidad suficiente para matar el pozo.



Pocas surgencias bajo balance• Toda surgencia es probablemente el resultado de un error de cálculo, cuando el lodo queda en bajo

balance o una tubería de revestimiento tiene fugas.• Las surgencias en las operaciones de terminación y reparación se producen con frecuencia durante las

maniobras. • Las surgencias pueden ocurrir como resultado de los intercambios gas/líquido o de las caídas en los

niveles de fluido durante los períodos de parada. • El pozo tenía un peso de fluido de matar antes de la surgencia. Utilice el método del perforador para

recuperar el control.



Gas en la tubería de producción y en el espacio anular En las reparaciones de pozo, es común la presencia de gas en la tubería de producción y en el

espacio anular durante el montaje (rig up) y cuando se libera el packer. Las condiciones pueden ser consecuencia de una fuga en la tubería de producción o de

revestimiento, rupturas durante un trabajo de inyección forzada, falla de packer o de la distribución normal del fluido en una terminación sin packer.

Estos son problemas frecuentes en una reparación de pozo. E incluso son las razones por las que se realizan reparaciones de pozo. La presencia de petróleo y/o gas en ambos lados exige que se modifiquen las técnicas para

matar el pozo y limpiarlo.



Más maniobras• En las terminaciones y reparaciones de pozos se realizan maniobras para una gran variedad de

operaciones. Las surgencias en las operaciones de terminación y reparación se producen con frecuencia durante las maniobras.

• Cada operación puede requerir varias maniobras cuando la herramienta se mueve libremente y aún más cuando está atascada.

• El pozo tenía un peso de fluido de matar antes de la surgencia. Utilice el método del perforador para recuperar el control.



La tubería puede no estar en buen estado• Hay muchos factores que producen fallas en los pozos productivos incluyendo:

- Antigüedad de las tuberías- Corrosión interna y externa- Temperatura y presión del ambiente- Esfuerzos cíclicos diferenciales debidos al bombeo- Desgaste y deterioro adicional debido a las maniobras y al funcionamiento de las herramientas de

fondo de pozo.



Fallas más frecuentes• Estas fallas se presentan más en las reparaciones que durante la perforación:

- Pandeo- Estallido- Colapso- Sello de junta



Fuente de flujo asegurada• Un pozo terminado está siempre abierto a la fuente de flujo de hidrocarburos.• Las excepciones serían cuando el pozo se encuentra temporalmente sellado u obstruido en la zona

productiva.• Incluso los elementos preventivos "inaccesibles" al flujo (falla de packer, falla de tapón o el tapón

puente de arena) pueden fallar en momentos inoportunos y delicados.


La porosidad es el espacio entre los granos de arena, 25% - 35%.

El amarillo representa el espacio entre los granos de arena El cual determina la porosidad.

Porosidad


Permeabilidad

Permeabilidad es la capacidad de los fluidos para fluir a través de los poros conectados de una roca.

• Es una propiedad esencial que permite fluir al petróleo y al gas hacia el pozo en lugar de quedar atrapado en el cuerpo de la roca.

• Sin permeabilidad, ni el petróleo ni el gas fluirán hacia el pozo, sin importar el tamaño del poro que tenga la formación.

• La permeabilidad para el flujo del petróleo se daña fácilmente en la proximidad inmediata a la pared del pozo.

• Dicho daño puede resultar en operaciones de reparación.


Causas de daños en la formación

Durante la perforación. Lubricante para roscas de tuberías, sólidos para lodo, filtrado de lodo, aditivos para el bloqueo

del agua, expansión de arcilla por pérdidas de agua dulce. Durante la terminación/estimulación. Lubricante para roscas de tuberías, residuos adheridos a la tubería, residuos de perforación,

fluidos de terminación con impurezas, estimulación con fallas en la inyección.


Tubería de revestimiento

Daño mecánico

Cemento

Perforaciones

Partículas de cemento

Partículas de formaciónChatarra de perforación

Parafinas, asfaltenos, etc.

Causas de daños en la formación


Factor de daño mecánico positivo – Existen daños en la formación, puede ser mayor que 100.Factor de daño mecánico negativo – Implica que el pozo está estimulado, rara vez debajo de –3.Factor de daño mecánico cero – El pozo no está estimulado ni dañado.

Tasa"ideal"

Daño Mecánico-5 +150 +5 +10 +20

Tasa deproducción

Es una medida del daño de formación que generalmente tiene un valor entre cero y diez.

Factor de daño mecánico (skin factor)


Empaque de gravaEspacio anular

Resistencia de arena

• La consolidación natural se produce con el paso de los años. Muchas arenas del Golfo de México son muy jóvenes. La tensión superficial debida a la saturación de agua puede ayudar, pero... al fallar la roca resulta en la producción de arena.

• El empaque de grava permite la producción sin arena en rocas que tienen poca resistencia de arena.


Estimulación por fracturamiento

Beneficios: El fracturamiento atraviesa la zona dañada, incrementa el diámetro del pozo.

El fracturamiento se produce hidráulicamente y luego se coloca un empaque de grava utilizando arena sintética de alta permeabilidad, bolas de acero o cerámica.


Área dañada

Daños en la formación

Reducción de la permeabilidad de la roca que rodea al pozo ocurrida durante la perforación, terminación, estimulación y producción del pozo.

La profundidad del daño en la formación generalmente es menor a dos pies desde la pared del pozo, la cual es una región extremadamente crítica.



Daño mecánico

Cemento

Perforaciones

Partículas de cemento

Partículas de formaciónChatarra de perforación

Parafinas, asfaltenos, etc.



Daños en la formación generalmente menor a 2 pies desde la pared del pozo.



Empuje de agua – Asociado con grandes yacimientos no confinados en los que la energía proviene del movimiento del agua por debajo y la presión se mantiene elevada.

Agua

Petróleo

Agua

Petróleo

Sal

Mecanismos de producción de fluidos del yacimiento


Empuje de gas – Asociado con grandes yacimientos no confinados en los que la energía proviene del movimiento del gas por encima y la presión se mantiene elevada.

PetróleoPetróleo

Sal

Gas



Empuje combinado – Parte es empuje de agua y parte empuje de gas.

Agua

Petróleo

Agua

Sal

Gas

Petróleo



Disminución de presión – Limitados y confinados, la energía de empuje proviene del gas en expansión, no del agua. La presión de empuje

disminuye a medida que se produce gas



Tipos de terminaciones

Interfase entre pozo y:• Yacimiento• Pozo abierto• Pozo entubado

Método de producción• Bombeo• Surgencia natural

Cantidad de zonas terminadas• Simple• Múltiples zonas


Terminación a pozo abierto

Mayormente utilizada para yacimientos en rocas gruesas capaces de soportar grandes esfuerzos

• Ventajas- La totalidad de la zona productiva queda abierta- Sin gastos de perforaciones mediante disparos- Menores costos de tubería de revestimiento- Podría ser necesario instalar tubería de

revestimiento antes de perforar y adquirir registros en la zona productiva.


Terminación a pozo abierto

• Desventajas

- Durante la terminación el control de pozo puede ser más difícil.

- No es aceptable en el caso de formaciones laminadas compuestas por yacimientos separados y propiedades de fluido incompatibles.

- Se puede correr la tubería de revestimiento con un packer anular ACP

- El packer ACP tiene que colocarse como mínimo a 3 tramos de distancia debajo del packer

- Permite la apertura del collar de cementación arriba del packer.

- Se corre en áreas con bajas presiones de fondo de pozo.



SCSSV

Nipple-X

Fluido packer

Mandriles de levantamiento

por gas

Empaque de grava

PackerConvencional

Filtros Disparos

Packer colector

Terminación simple, con empaque de grava

Etapas típicas de una terminación• Se corre el casing de producción y luego se instala el cabezal de la

tubería.• Se desplaza fluido con un fluido de terminación que no dañe la

formación.• Generalmente se adquieren registros de pozo entubado.• Se corre el conjunto de perforación y prueba de pozo, se perfora y se

prueba la formación.



SCSSV

Nipple-X

Fluido packer

Mandriles de levantamiento

por gas

Empaque de grava

PackerConvencional

Filtros Disparos

Packer colector

Terminación simple, con empaque de grava

Después de la evaluación, podría ser necesario limpiar los residuos de los disparos y de la formación en el flujo de retorno.

Luego se corren los equipos de terminación de fondo de pozo (empaque de grava, liners ranurados, etc.)

Luego se corre la sarta de produccion y se saca la BOP. Se instala el árbol de producción.


Empaque de grava simple

• Generalmente en los empaques de grava se utiliza un packer colector. Generalmente se asienta debajo del intervalo de disparos. Luego se bombea el empaque de grava hacia abajo por la tubería de perforación, generalmente se utiliza algún método de testigo indicador para saber cuando llega a su objetivo el empaque de grava.

Tub.Perf.

Tub. Rev.

Packer

Reduccióno

Niple con puerto

Filtro de empaque de grava



Q&A #2

Además del empaque de grava, ¿qué otros usos tiene el packer colector?

Para fijar mediciones precisas Para conectar múltiples sartas de tubería de

producción. Para operaciones de disparos (ayuda a disminuir

las fuerzas de impacto de las perforaciones, proporciona protección al yacimiento para evitar pérdidas de fluido, etc.)

Tubería de perforación


Packer

Reduccióno

Niple con puerto

Filtro de empaque de grava



SCSSV

Nipple-X

Fluido packer

Mandriles de levantamiento por gas

Packer de Empaque de grava

Perforaciones con filtros convencionales

Packer colector

Terminación con pozo fluyendo

Una sola zona o múltiples zonas• Diseñada para optimizar la producción de una gran variedad de

ambientes de yacimientos.• Considere las siguientes terminaciones realizadas por un operador

importante en el Golfo de México:- Terminación simple con empaque de grava- Terminación selectiva simple con empaque de grava- Empaque de grava doble- Terminación para gas simple



SCSSV

Nipple-X

Fluido packer

Mandriles de levantamiento por gas

Packer de empaque de grava

Perforaciones con filtros convencionales

Packer colector

Terminación con pozo fluyendo

Terminación submarina simple con empaque de grava. Terminación simple utilizando un empaque de baja densidad con

apuntalante y agua. Terminación combinada utilizando empaque de circulación de

baja densidad. Terminación selectiva doble con empaque de grava. Cuando se utiliza una sarta con packer y tubería de producción

son posibles muchas opciones y características útiles de terminación de pozos.


Terminación - Cementación de liner

Se corrió colgador de liner y packer. Cuando el colgador de liner estaba cerca del fondo, no se logró asentar.

La experiencia indica que siempre se debe correr liner suficiente para asentar en el fondo del pozo.



Q&A #3

Se asentó liner en fondo de pozo. Se liberó la herramienta de anclaje desde el colgador de liner. Luego se bombeo cemento, seguido del tapón de limpieza de tubería de perforación. Cuando el tapón de limpieza de tubería de perforación asentó en el tapón de limpieza de liner, este último no se cortó a la presión esperadas de pasadores de corte de 5.000 psi. Ahora hay cemento desde el tope del liner hasta el fondo, más del 90% del liner cementado.



Q&A #3 El limpiador de liner no se cortó como se esperaba. No se puede

circular porque el limpiador de liner se ha obturado. ¿Que va a hacer antes de que el cemento fragüe?

• Puede presurizar y liberar. Continuar presionando y liberando varias veces hasta que los pasadores de corte se debiliten y se corten.


Colgador de coil tubing

WG-CTH


Empaque de coil tubing instalado


Instalación para levantamiento artificial

por gas con tubería flexible

Tubería de revestimiento de 7-5/8"Tubería de producción de 2-7/8"

Válvulas de levantamiento artificial por gas de 1" de diám. ext.Coil tubing


Terminación enrollable


Arena inferior

Tubería de revestimiento de 7-5/8"Tubería de producción de 2-7/8"

Válvulas de levantamiento artificial por gas de 1" de diám. ext.Coil tubing


Válvula de seguridad

Packer colgador

Terminación enrollable - extensión


Mandril de coil tubing para levantamiento artificial por gas, con conectores

Terminación enrollable - extensión


Terminación de pozo para bombeo

El bombeo en pozos incluye: • Bombeo con varillas• Bombas sumergibles• Levantamiento mediante pistón• Bombeo de pozos terminados con un espacio anular abierto

El gas producido en superficie puede drenarse. Normalmente no se corren packers con bombas sumergibles. Todos los sistemas de bombeo se tornan menos eficientes con la

presencia de gas.• Excepción: sistemas de bombeo con levantamiento mediante pistón.


Herramientas de perforación y terminación

Liner alternativo de los Sistemas Wireline Petroline. Reparación de pozos o problemas de arenas/arcillas. Problemas de control de pozo o de perforación.


Herramientas de perforación y terminación

• Filtro de arena expandible.

• Reparación de pozos o daños de formación.

• Control de pozo y de arena.


Razones comunes para una reparación de pozo

Las razones más comunes para una reparación de pozo incluyen:• Reparación de daños mecánicos.• Estimular una terminación existente.• Terminación en un yacimiento nuevo.• Terminación en múltiples yacimientos.• Reducción/eliminación de producción de agua/gas.• Reducción/eliminación de la conificación del agua.• Reparación de trabajos de cementación defectuosos.


Falla de tubería de

producción

Falla de SCSSV

Falla de packer

Falla de cabezal de pozo


Reparación de daños mecánicos:• Reparación realizada sin matar el pozo. • O se mata el pozo para trabajar en forma segura.

Razones para reparar un pozo:• Fallas de tuberías de producción o herramientas de fondo de pozo.• Packers.• Camisas deslizantes.• Equipo de levantamiento artificial por gas.• Válvulas de seguridad recuperables con cable wireline.• Falla en cabezales de pozo.


Zona productiva


Estimulación de yacimientos: • Introducción de ácido suave a través de las

perforaciones hacia dentro del yacimiento para disolver los sólidos solubles en ácido y restaurar la producción.

Realizada mediante: • Unidad de coil tubing• Unidad de snubbing• Unidad de tubería de diámetro pequeño


Terminación de un yacimiento nuevo

Se realiza cuando se perfora un pozo a través de múltiples zonas productivas Las zonas más bajas terminan depletandose. La nueva terminación podría abrir una camisa deslizable para permitir el flujo. O puede requerir un taponamiento y abandono de la zona más baja antes de permitir el acceso

al pozo a la zona de más arriba.


Yacimiento depletado

Yacimiento no producido

Taponamiento en

zona depletada

Packerasentado

Nuevos disparos

Terminación de un yacimiento nuevo


Tapón de cemento

Camisa deslizante

cerrada

Terminación de una zona existente

• La zona depletada inferior se aisla con un tapón de cemento antes de abrir la camisa de la siguiente zona a fin de ponerla en producción.


Tapón de cemento

Camisa deslizante

abierta

Terminación de una zona existente

• Después de colocar y probar el tapón de cemento, se puede abrir la camisa y comenzar a producir la siguiente zona.


Nueva terminación en una zona existente

• Se corta y se saca la tubería de producción por arriba de la zona depletada.

• Se aísla la zona inferior con un tapón de cemento.

• Se corre en el pozo una terminación nueva en el yacimiento a ser producido.

• Se perfora la zona superior.

• Comienza la producción.


Nueva terminación en una zona existente

• Se ha aislado la zona inferior depletada mediante un tapón asentado con cable wireline o coil tubing.

• Se asienta el tapón.

• Se prueba el tapón.

• Se abre la camisa deslizante.

• Se pone en producción la zona superior.


Terminación en múltiples yacimientos.

• Una terminación doble permite producir dos zonas simultáneamente.


Producción no deseada de agua

El agua aparece a medida que se depletan los fluidos más ligeros. La producción inicial puede contener un poco de agua, pero la relación petróleo/agua disminuye

a medida que avanza la producción. Una solución temporaria es realizar una cementación forzada en las perforaciones afectadas.


Producción no deseada de gas

• La expansión del casquete de gas fuerza más cantidad de gas de la que se puede manejar hacia las perforaciones que están produciendo petróleo.

• Esto se soluciona temporariamente realizando una cementación forzada en esas perforaciones.

• Finalmente se producirá mayormente gas a medida que el petróleo se vaya depletandoen el yacimiento.


Conificación del agua

• Tasas de producción demasiado elevadas generan la conificación del agua y el agua es conducida hacia las perforaciones.

• La conificación del agua puede resolverse reduciendo la tasa de producción. • Luego se realiza una cementación forzada en las perforaciones.• Nuevas perforaciones arriba de la zona de agua para restaurar la producción.


Trabajos de reparación de la cementación

Indicaciones de falla en la cementación:• Presión en la sarta de tubería de revestimiento

intermedia. • Presencia de cemento en el cuerpo del

estrangulador. Disminución en la producción diaria a medida

que las líneas de superficie se obstruyen con cemento.

La reparación requiere:• Matar el pozo.• Realizar una cementación forzada a través de

perforaciones en la tubería.• Realizar nuevas perforaciones en la tubería.


Beneficios de la reparación de pozos

Aumenta la producción de petróleo y gas.

Reduce la producción excesiva de gas o agua.

Fracturamiento para mejorar la permeabilidad mediante la apertura de la formación para una mejor conexión con el pozo.

Permite al petróleo de alta viscosidad fluir con facilidad.

Libera la contrapresión excesiva generada por formaciones obstruidas u obstrucciones en los equipos de superficie.

Reemplaza los equipos de levantamiento artificial inadecuados.

Repara los equipos de pozo dañados.


Preparación del pozo para una reparación

Antes de matar el pozo, considere todos los puntos que se detallan a continuación:• Instale y pruebe todas las tuberías de trabajo temporarias entre el árbol y las instalaciones de

producción o perforación.• Prepare el programa de reparación detallando el método para matar el pozo y los dispositivos de

control de pozo a ser utilizados.• Todos los pozos en la misma área de la plataforma deberán cerrarse en fondo de pozo y además

deberá cerrarse la válvula maestra en superficie.


Preparación del pozo para una reparación

El sistema de control de las válvula subterránea de seguridad controlada desde superficie (SCSSV) deberá bloquearse.

Pruebe el árbol contra la válvula de retención del colgador de tubería de producción si se esperan altas presiones para matar el pozo.

Asiente un tapón con cable wireline si las roscas o el perfil del colgador están corroídos.


Tipos de unidad para reparaciones de pozo

Convencional Concéntrica

• Igual que la anterior pero utiliza tubería de producción de menor diámetro externo.

Wireline• Cable de varias hebras de acero trenzadas y cable eléctrico.• Línea de acero sólida (slick)

Unidades de bombeo Snubbing

• Limitada por el diámetro externo de la tubería de producción a ser utilizada.

Unidad de coil tubing para reparaciones de pozo • Limitada por las pérdidas de fricción elevadas con tubería de diámetro pequeño• Unidad de snubbing para aplicaciones de reparación de pozo


Aplicaciones de coil tubing y snubbing para reparaciones de pozos

Matar un pozo por circulación directa. Bombear nitrógeno para que un pozo comience a producir. Limpiar arena. Fijación de tapones de aislamiento o servicios de disparos con coil tubing y cable wireline por

dentro. Correr pruebas de producción efectuadas a través de la sarta de perforación (DST) u otro tipo de

pruebas de producción. Asentar conjunto de packers de intervalo. Múltiples maniobras hacia adentro y hacia fuera del pozo. Realizar trabajos sin matar el pozo. Correr terminaciones enrollables. Correr operaciones wireline: registros, mediciones, etc. Descarga o inyección forzada de cemento Realizar operación de perforación/fresado.


Packer de snubbing en un pozo vivo



Q&A #4

Calcular la fuerza de snubbing requerida.

Datos:• Tub. rev. 5 ½” diám. ext.; 4,995” diám. int.

• Tub. prod. 2 3/8" diám. ext.; 4,7 lb/pie

• Presión de pozo 5.000 psi

• Fuerza de fricción estimada 3.000 lb



Q&A #4

Fuerza estimada =

Diám. ext.2 x 0,7854 x Presión + Fricción =

4,9952 x 0,7854 x 5.000 + 3.000 lb. =

100.979 lb de fuerza contra el fondo del packer.



Q&A #4

Conclusiones de este caso:• Las roscas se romperían en la parte superior del packer.

• Un reventón hizo que se produjera un incendio en el pozo.


Diferentes métodos para matar un pozo

Driller’s Method.

Método de densificar y esperar

Método concurrente

Método volumétrico.

Método de lubricar y drenar.

Método de aumentar la presión de lubricar y drenar.

Método de inyección forzada.

Circulación inversa.


Inyección forzada del influjo nuevamente hacia la formación

La cuadrilla wireline no pudo abrir la camisa deslizante y se decidió realizar una inyección forzada en el pozo.

Se tubo cuidado de no fracturar la formación porque se habían planificado otras pruebas y simulaciones para esta formación gasífera.

Después de la inyección forzada, la cuadrilla verificó el pozo e identificó apenas una pequeña cantidad de fluido de retorno. Asumieron que el fluido de matar, inicialmente frío, se estaba calentando.


120 pies de tubo de cola

gas atrapado


Q&A #5

Después de sacar 6.000 pies de tubería, hubo un reventón de gas.

¿Qué deberían haber hecho para evitar esta surgencia de gas?


120 pies de tubo de cola

gas atrapado


Q&A #5

Después de liberar el packer, deberían haber realizado una circulación completa en el pozo para sacar el gas atrapado debajo del packer y del tubo de cola.


Consejos prácticos para matar el pozo

Las surgencias son más frecuentes en las reparaciones y terminaciones que durante la perforación.

Cuando ocurre una surgencia, puede circularse más rápidamente mediante circulación inversa. Cuando ocurre una surgencia durante la recuperación de una sarta de terminación, o cuando se

produce succión (swab) excesiva, se debería bajar la sarta hasta el fondo y circular desde el fondo hasta superficie.


Razones para dejar una ratonera

Colecta materiales de la formación que se está produciendo.

Proporciona una cámara de separación cuando se está bombeando con varillas un pozo con mucho gas.

Permite correr herramientas de adquisición de registros debajo de la zona de producción.

Permite que el sistemas de disparos TCP caiga debajo del intervalo de producción.

Permite empujar hacia el fondo a los packers que no pueden recuperarse.


Fluidos de reparación de pozos

El aumento de temperatura hace que disminuya la densidad del fluido del pozo, ya sea salmuera o lodo.

Los fluidos de reparación afectan:

• La operación para matar el pozo o el control de pozo

• Controlan la pérdidas excesivas hacia la formación

• Limpian los residuos en la tubería de producción y el espacio anular

• Controlan la arena

• Packer/Fluidos

- La salmuera es el fluido de terminación más ampliamente aceptado en la actualidad. El asentamiento de barita alrededor de la tubería de producción arriba del packer podría resultar en muchos trabajos de pesca.


Fluidos de reparación de pozos

Los fluidos de terminación se utilizan para ejercer una presión hidrostática sobre las formaciones productoras de petróleo/gas.

• Cuando la presión hidrostática es mayor que la presión de formación evita que el pozo fluya.


Fluidos de terminación y reparación

Función de los fluidos de terminación y reparación.

Ofrecen una manera de matar un pozo en producción.

Ofrecen una manera de limpiar sólidos indeseables.• Incrustaciones

• Arena

• Parafina

• Chatarra

Permiten realizar perforaciones en forma segura.



Pueden descargarse después del trabajo de terminación/reparación.

Evitan o minimizan los daños en la formación de manera que el pozo pueda volver a su máxima producción.

Combinados con el agente de obturación correcto minimizarán las pérdidas de fluido hacia la formación.

Ofrecen una manera de completar el pozo con empaque de grava o consolidaciones de arena.



Ofrecen una manera de aumentar la producción mediante el tratamiento con estimulación ácida o fracturamiento hidráulico.

Ofrecen una manera de repara un pozo mediante cementación forzada en la zona no productiva.

Son fluido packer cuando se utilizas con los aditivos correctos.


Procedimientos de terminación/reparación

Remoción de BOP e instalación de árbol de navidad • Después de circular para acondicionar un fluido packer, se deberían tener las siguientes

consideraciones cuando se saque el conjunto de preventores y se instale el árbol de producción:- Instale la válvula de seguridad de fondo de pozo controlada desde superficie (SCSSV). Adose la

línea de control y pruebe a la presión de trabajo. Baje la tubería con la línea de control adosada a la misma mediante bandas o precintos plásticos y protectores de línea. Mantenga la presión en la línea de control y monitoréela durante la bajada en el pozo y el espaciamiento.



Instale el colgador de tubería de producción y el tramo de asentamiento. Conecte la línea de control de la válvula SCSSV en el extremo superior e inferior del colgador de tubería de producción. Pruebe la integridad de la línea de control y mantenga la presión.

Drene el conjunto de preventores en el carrete de tubería de producción. Al bajar el colgador de tubería de producción en el conjunto de preventores, mantenga el colgador centrado para evitar que se dañen los sellos. Levante los tramos de asentamiento adicionales con la válvula de seguridad de apertura total en el extremo superior. Verifique que todos los pernos de fijación del colgador de tubería de producción estén retraídos.



Coloque el ensamble de sello en el packer y asiente el colgador de tubería de producción. Mantenga centrado el colgador de tubería de producción mientras baja para evitar dañar los sellos. Monitoree la presión en la tubería de producción mientras se asienta el conjunto de sellos. Podría ser necesario drenar fluido de la tubería de producción si aumenta la presión mientras se asienta el conjunto de sellos.

Introduzca todos los pernos de fijación del colgador de tubería de producción y los collarines de sellado; y aplique el torque apropiado. Pruebe la tubería de revestimiento, el conjunto de sellos y el colgador de tubería de producción hasta la presión requerida a través del carrete de tubería de producción. Saque los tramos de asentamiento y coloque una válvula de contrapresión en el colgador de tubería de producción. Pruebe la válvula de contrapresión



Conecte la BOP.

Limpie e inspeccione las superficies de sellado en el cuello del colgador de tubería de producción. Instale el anillo de sellado superior. Limpie e inspeccione el sello inferior del bonete del colgador de tubería. Instale el árbol de navidad. Ajuste todos los pernos uniformemente para energizar los sellos y las juntas de anillo. Aplique nuevamente el toque correcto a todos los pernos de fijación del colgador de tubería de producción. Pruebe con presión el bonete de tubería de producción.

Conecte las válvulas restantes del árbol de navidad. Instale un tapón obturador en la válvula de contrapresión. Pruebe con presión hidrostática el árbol hasta la presión nominal.

Saque el tapón obturador. Presurice el árbol para ecualizar y abrir la válvula SCSSV. Active el sistema de parada de emergencia en el árbol con control a distancia.



• Si fuese necesario, monte y pruebe las líneas de flujo para probar el calentador, el separador y el tanque.

• Si se están realizando perforaciones a través de la tubería de producción, desplace la tubería con fluido de terminación y luego realice las perforaciones. Pruebe el lubricador y la BOP wireline si fuese necesario.

• Pruebe el pozo.• Cierre la válvula SCSSV y pruebe liberando presión. Libere ½ de la presión de la tubería de producción

por la válvula SCSSV, observe si hay fugas. Coloque la válvula de contrapresión y pruebe liberando el resto de la presión de la tubería de producción. Sujete el árbol.


Operaciones simultáneas en una plataforma

Las operaciones de producción simultáneas con las operaciones de perforación, terminación, reparación, bombeo de ácidos o cementos y actividades de construcción importantes, aumentan el potencial de que ocurran eventos indeseables. En muchos casos, ciertas operaciones de perforación necesitan que se detenga la producción.

Las actividades simultáneas deben coordinarse mediante esfuerzos de planificación coordinados de los supervisores de perforación, producción y construcción.


Operaciones simultáneas en una plataforma

Las áreas críticas de las operaciones simultáneas se definen como las áreas en las cuales los explosivos o las mezclas inflamables están presenten o potencialmente presentes debido a la liberación de gases o vapores inflamables.

Durante las operaciones simultáneas, se debería tener cuidado para evitar posibles fuentes de ignición y daños a los equipos que se encuentran en esas área.


Áreas críticas en la reparación de pozos

Cabezal de pozo Tanques de lodos, bombas de lodo y áreas de procesamiento de lodo Desgasificador Áreas de producción Pozos de petróleo o gas en producción Equipos para el procesamiento en campo o para la manipulación de tanques de

almacenamiento de petróleo y gas Embarcaciones para separación de gas/petróleo/agua


Áreas críticas en la reparación de pozos

Válvulas de descarga y venteo de gas. Instalaciones para la transferencia de custodia automática. Compresores de gas y bombas que manejan gases y líquidos volátiles.


Operaciones simultáneas de perforación/reparación y producción

Todo el personal debe estar familiarizado con el uso del sistema de parada de emergencia (ESD).

El sistema ESD debe instalarse en el piso del equipo, en la salida del cuadrante principal, en las salidas con escaleras de la cubierta principal, en cada salida de rampa, en cada helipuerto y en cada desembarcadero.

Las válvulas de seguridad de fondo de pozo deben cerrarse en todos los pozos en los cuales se realicen levantamientos pesados u operaciones en patines de torres de perforación.

En pozos terminados se debe verificar todos los días la presión en el espacio anular de la tubería de revestimiento.


Sistema de seguridad en superficie

Los sistemas de seguridad en superficie incluyen:• Válvulas de seguridad de fondo de pozo• Panel de control hidráulico• Líneas de control



Válvulas de seguridad de fondo de pozo• Hay dos tipos de válvulas de seguridad de fondo de pozo. Las antiguas están controladas por la tasa

de flujo a través de la tubería de producción y no están conectadas a superficie. Todos los pozos terminados a partir del 1° de enero de 1980 tienen el nuevo tipo de válvulas, que son controladas por presión suministrada desde superficie (SCSSV).

• La válvula debe estar ubicada por lo menos a 100 pies debajo de la línea de lodo. La función de la válvula es bloquear el flujo hacia arriba a través de la tubería de producción cuando exista una condición de emergencia.



Panel de control hidráulico• La apertura y cierre de la válvula SCSSV se controla mediante el panel hidráulico. En el panel hay

válvulas operadas manualmente que pueden utilizarse para abrir y cerras las válvulas SCSSV. La válvula SCSSV puede cerrarse colocando la válvula de control en la posición PRUEBA o FUERA DE SERVICIO.



Control Lines• La presión hidráulica se transfiere desde los dispositivos en el panel hidráulico hacia las válvulas

SCSSV a través de tuberías de acero inoxidable llamadas líneas de control (de 1/4" o 3/8" de diámetro externo). Habrá una o dos líneas de control para cada SCSSV, dependiendo del tipo de válvula. La línea de control entra al pozo a través de una pequeña válvula de aguja en el árbol. La línea conecta la unidad de control hidráulico en superficie con la válvula SCSSV en la sarta de tubería de producción.



Marcar y Etiquetar/Bloquear• A los efectos de proteger al personal y a los equipos de daños causados por electricidad, presión y

líquidos peligrosos durante las operaciones normales costa afuera, se recomienda el siguiente procedimiento siempre que un dispositivo de seguridad quede fuera de servicio:

- Tape el indicador del dispositivo de seguridad e instale en el mismo una etiqueta roja de FUERA DE SERVICIO. Aísle el dispositivo de seguridad de las fuentes de presión. Drene la fuente hasta la presión atmosférica.



• Marque el dispositivo de seguridad con cinta de señalización roja.• Desensamble y repare o realice mantenimiento preventivo.• Sólo la persona que colocó la etiqueta FUERA DE SERVICIO y la cinta roja debería estar autorizado a

retirarlos. Una vez terminado el trabajo, asegúrese de que se retiren las etiquetas y las marcas.



El sistema de seguridad de superficie incluye: • Dispositivos de superficie• Tubería de producción• Presión neumática• Paneles

La relación de funcionamiento de estos dispositivos ayuda a evitar lesiones, contaminación del medio ambiente y daños en los equipo que se encuentran sobre la plataforma.


Válvula de seguridad neumática de

superficie

Válvula de despresurización hidráulica

Tapón fusible

Válvulas de seguridad de fondo de pozo controlada

remotamente

Válvulas manuales de 3 vías

Línea de ventas

Válvula de cierre de emergencia

Línea de gas de instrumentación o de control de aire

Línea de monitoreo de baja presión

Válvulas de seguridad

hidráulicas de superficie



Dispositivos del sistema de seguridad de superficie

Los dispositivos del sistema de seguridad de superficie incluyen:• Sensores de presión, flujo, temperatura, nivel de fluido• Relés• Válvulas de flujo

Sensores• Los dispositivos sensores detectan valores anormales de presión, flujo, temperatura o nivel de fluido y

activan los dispositivos de relé que a su vez cierran una válvula de seguridad y activan la alarma.


Dispositivos del sistema de seguridad de superficie

Relés• El CRBBM (relé de control, bloqueo y drenaje manual) es el tipo más común de dispositivo de relé

utilizado. Están ubicados en varios puntos dentro del sistema y se utilizan para cerrar un receptáculo o un pozo cuando se produce una condición anormal.

• El CRBBM está normalmente cerrado y controla el cierre automático y la apertura manual de los equipos a los cuales está conectado.


Válvulas de desconexión

Son válvulas normalmente cerradas que se mantienen abiertas por presión. Las válvulas de desconexión primarias están ubicadas en el árbol, pero pueden haber otras en las tuberías, cabezales, cabezas de pozo, líneas de suministro de combustible, líneas de succión y en otros lugares que se necesite desconexión o cierre en caso de una emergencia.


Válvulas de despresurización

Las válvulas de despresurización están ubicadas en los compresores y recipientes de combustión y se utilizan para ventear la presión de una estación de proceso en el momento de la parada.

Sistema de circuito para prevención de incendios• El sistema de circuito para prevención de incendios es un sistema de soporte para caso de emergencia

que funciona automáticamente cuando se derrite un tapón fusible.


Sistema de parada de emergencia (ESD)

El sistema ESD proporciona un cierre automático de todos los pozos que se encuentran sobre la plataforma. El sistema ESD tiene estaciones de control manual en varios lugares distribuidos en toda la plataforma.



Válvulas de parada de emergencia• En el válvula maestra secundaria del árbol se encuentra instalada una válvula de actuador neumático

que sirve como una válvula de seguridad de superficie.• La válvulas de seguridad de fondo de pozo (SSSV) proporciona una manera de cerrar el pozo debajo

de superficie. • El panel de control suministra la presión hidráulica para operar la válvula SSSV y el sistema ESD

mientras que un separador en la locación proporciona la presión neumática.



Los tapones fusibles están ubicados donde puede haber fuego: el cabezal de pozo y el separador. Se derriten a una temperatura baja, liberan la presión de suministro y cierran el sistema.

Los monitores de presión, tanto de sensibilidad alta como baja, están situados en la línea de flujo aguas abajo del árbol y en la línea de ventas.

Las válvulas ESD están ubicadas en posiciones estratégicas tales como los desembarcaderos (en las instalaciones costa afuera), entradas/salidas de locaciones, helipuertos y cubiertas superiores.



Tapa de bloqueo Tapa Fusible

Vástago

Protector de Rosca

Cilindro

PistónSecciónde empaqueResorteBonete

Cuerpo deválvula


Los pozos terminados en los que se realizarán trabajos con cable wireline están equipados con una válvula SSV capaz de cortar línea de acero (slickline) y cable de acero trenzado (braided line).

El sistema SSV utiliza la presión hidráulica para mantener abierta la válvula.

El resorte y la compuerta en la válvula pueden cortar cables de hasta 7/32".


Válvulas de seguridad hidráulicas de superficie

Cable wireline

Válvula de alivio

Hacia unidad wirelineVálvula de suaveo

Hacia línea de flujo

Actuador

Válvula de compuerta del cortador de cable wireline

Sarta de herramientas wireline

Corte de cable wireline en situación de emergencia

Empaque de vástago superior

Entrada hidráulica

Vástago superiorPistón

Resortes de compresión

Puerto doble propósito

Pernos de bonete

Cuerpo de válvula de compuerta

Puerto de alivio

Válvula maestra



Causas de surgencias

Reparación y terminación• Durante una reparación puede ocurrir una surgencia por muchas razones. • Una surgencia es un influjo no deseado de fluido de formación hacia el interior del pozo.

Si no se detecta a tiempo y se maneja correctamente, puede resultar en un reventón en superficie.



Las principales causas de surgencias durante las reparaciones de pozos son:• No se mantuvo el pozo lleno durante las maniobras• Efecto de succión (swab)• Peso de fluido insuficiente• Pérdida de circulación• Efecto de compresión (surge)• Presión anormal• Flujo de gas en el espacio anular después de la cementación (canalización)



No se mantuvo el pozo lleno durante las maniobras

• A medida que se va sacando tubería fuera del pozo, el nivel del fluido cae debido al desplazamiento de la sarta.

• A medida que cae el nivel de fluido, disminuye la presión hidrostática.

• RELLENE el pozo cada 5 tiros o cuando la presión hidrostática disminuya 75 psi.

La presión de fondo de pozo

disminuye

La disminución del nivel de fluido en el pozo genera una disminución en la

presión hidrostática.

Dirección de la tubería



Si la presión hidrostática del fluido de reparación disminuye por debajo de la presión de formación, los fluidos de formación fluirán hacia el interior del pozo.

Se produce una surgencia

Entrada de fluidos de formación debido a la pérdida de presión hidrostática

Dirección de la tubería



Uso de un tanque de maniobras• Es la forma más confiable de medir/monitorear el llenado del pozo.• Calibrado en incrementos de medio o un cuarto de barril.• Debe designarse un miembro de la cuadrilla para monitorear y registrar los cambios en el volumen del

tanque de maniobras mientras se baja o se sube en el pozo. • Los volúmenes reportados regularmente al perforador se comparan con los valores reales de

desplazamiento calculados para esa tubería.



El volumen de desplazamiento calculado, ya sea bombeado hacia adentro o que entra al pozo por gravedad, deberá salir del pozo cuando se introduzca nuevamente la sarta de trabajo.

Si el volumen que sale del pozo durante una maniobra es mayor que el calculado, el pozo puede estar fluyendo.

Si el volumen es menor que el calculado, el pozo está perdiendo fluido, o posiblemente el cemento ha fallado o se está realizando la maniobra demasiado rápido.


Volumen del tanque en bblAltura Pies x Ancho Pies x Profundidad Pies x 0,1781 = Volumen bbl

bbl por pulgVolumen de tanque bbl ÷ Altura de tanque pulg = bbl/pulg

pulg por bblAltura de tanque pulg ÷ Volumen de tanque pulg = pulg/bbl

Long

itud

Altu

ra

Ancho


Monitoreo del desplazamiento• El tanque de maniobras debe estar calibrado para poder medir el cambio de nivel en el mismo. Luego

mida el tanque en ALTURA, ANCHO y PROFUNDIDAD (pulgadas). Convierta estas mediciones del volumen del tanque en pulgadas por barril y barriles por pulgada como se muestra a continuación.


Volumen del tanque en bbl(Diám int del tanque2 ÷ 1029,4) x Altura pies

bbl por pulgVolumen de tanque bbl ÷ Altura de tanque pulg = bbl/pulg

pulg por bblAltura de tanque pulg ÷ Volumen de tanque bbl = pulg/bbl

Altu

ra

Diámetro


También se puede utilizar como tanque de maniobras un tanque cilíndrico vertical. En este caso, las dimensiones necesarias son DIÁMETRO en pulgadas y ALTURA en pies.


Tanque de maniobras

Árbol/BOP


Tanque de maniobras y circulación continua

• A medida que se saca la tubería fuera del pozo disminuye el nivel en el tanque de maniobras porque simultáneamente se bombea fluido desde el tanque para rellenar el pozo.

• El volumen de fluido bombeado dentro del pozo debería monitorearse continuamente utilizando el cálculo de la tasa de fluido que va entrando al pozo vs el retorno real. Cualquier discrepancia a lo largo de toda la operación deberá documentarse como referencia.


Tanque de maniobras

Árbol/BOP


• Cada vez que se detiene el movimiento de la tubería, el nivel del tanque de maniobras debería permanecer constante si el pozo no está fluyendo.

• Una ganancia en el volumen del tanque con la tubería sin movimiento indica que el pozo está fluyendo.

• Esta configuración puede adaptarse a una unidad de coil tubing, unidad de snubbing, o unidad de tubería de diámetro pequeño.


Causas de surgencias durante las reparaciones de pozos

El efecto de succión (swab) está afectado por:• La velocidad y la aceleración con la que se saca la tubería• El espacio anular libre• Las propiedades del fluido de reparación• El efecto de succión (swab) es común en las terminaciones y

reparaciones porque:- Las herramientas como los packers tienen elementos de

sello que pueden quedar parcialmente expandidos mientras se está sacando. Y esto reduce el área de paso del fluido alrededor de la herramienta.

Movim

iento de tubería



Señal de advertencia del efecto de succión (swab)• Una posible señal de advertencia de que se está produciendo el efecto succión (swab) es que el pozo

no esté tomando el volumen de relleno calculado. • Cuando se detecta el efecto de succión (swab) se debe parar inmediatamente la maniobra y

monitorear el flujo del pozo. • Si se detecta flujo se debe cerrar el pozo y luego medir y registrar la presión en la tubería de

producción y en la tubería de revestimiento a intervalos frecuentes.• Si no existe flujo y la tendencia inadecuada de llenado indica que se está produciendo el efecto de

succión (swab), baje la herramienta en el pozo hasta el fondo y circule de fondo a superficie.



Peso de fluido insuficiente • Si el peso del fluido disminuye debido a la dilución de los fluidos producidos o a una dilución accidental

en superficie, es probable que se produzca una surgencia. • Verifique continuamente que los pesos de fluido tengan los valores adecuados durante las reparaciones

y registre los datos recopilados.



Densidades de salmuera más elevadas• Tienen más afinidad por el agua dulce.• Son más propensas al corte por la contaminación debida a la humedad haciendo que sea necesario

tapar los tanques en algunos casos. • El aumento en la densidad equivale a un aumento de costo.

El reacondicionamiento de fluidos más allá del mantenimiento normal es un costo adicional en la terminación/reparación que se puede evitar.



Pérdida de circulación La pérdida de circulación puede producir una surgencia en el pozo. Cuando se pierde fluido puede ser hacia:

• La formación productiva• Las fracturas de la formación• Una zona superior que se haya depletado, y el pozo tenga un reventón subterráneo.



Reventón subterráneo

• Esta situación de control de pozo es difícil de contener.

• Los reventones subterráneos pueden generar daños en la formación productiva.

• Pueden generar grandes pérdidas de producción.

• Requieren técnicas especiales para su control.

Necesitan compañías y personal especializado como por ejemplo Wild Well Control.


Operaciones propensas a las surgencias

Liberar packers Los packers para terminación con empaque de grava se dejan en el pozo. Una reparación generalmente implica liberar o sacar el ensamble de sellos de varios packers y

la mayoría tienen fluidos de formación atrapados debajo de los mismos. Los fluidos se acumulan en el espacio muerto entre la goma del fondo del packer y la apertura

de más arriba en la extensión de tubería de producción debajo de los niples de sellado.



Si antes no se ha matado completamente el pozo del lado de la tubería de producción, entonces toda la ratonera debajo del packer puede contener fluidos de formación.

Si el pozo produce gas, el volumen de superficie será gas atrapado debido a la migración. Cuando se libera el packer o se sacan los niples de sellado arriba del orificio interno del packer,

el gas atrapado escapa hacia el espacio anular y comienza a migrar hacia arriba.



La liberación del gas debajo del packer no representa un peligro de que el pozo fluya en el momento de la liberación porque la presión de fondo de pozo no cambia significativamente.


Otras operaciones propensas a las surgencias

Los disparos abren los pozos entubados a la presión de formación y exponen a la formación a un fluido de baja viscosidad sin sólidos.

Esto no representa un problema de control de pozo de por sí, pero si está en condiciones de bajo balance, el pozo tenderá a fluir.

Ensambles típicos de disparos

Válvula de surgenciaAbierta

Medidor de presión de fondo de pozo

Packer

Cabeza de disparo

Se disparan los cañones y el pozo surge hacia la sarta de trabajo a través del adaptador con puertos

Adaptador con puertos



El pozo es más propenso a fluir después de la perforaciones. Puede o no fluir dependiendo del peso del fluido de control cuando se realizan los disparos.

Si se induce al pozo a fluir durante los disparos, se lo producirá para limpieza y luego posiblemente se lo pondrá en producción a largo plazo.

Puede producirse un flujo no planificado durante los disparos o cuando se saca la sarta después de los disparos.



Maniobras con pérdidas de fluidos• Las pérdidas de fluido son comunes en las operaciones de terminación y reparación. La tasa de estas

pérdidas de fluido de pozo varían según:- La permeabilidad de la formación. - La viscosidad del fluido. - El grado de sobre balance. - Los aumentos bruscos de presión inducidos por la tubería.- Las presiones generadas al circular el pozo.

Estas pérdidas puede ser muy costosas y causar daños importantes si no se monitorean cuidadosamente.



Controle la pérdida de fluido de 10 a 20 bph cuando se está sacando, en base a:• Etapa de la terminación.• Sensibilidad de la formación.• La dificultad para lograr la densidad de fluido deseada sin dañar la formación.

Si la tasa de pérdidas es aceptable y constante durante la maniobra, monitoree que el llenado sea continuo mientras se saca.



A pesar de las diferencias entre los trabajos de perforación y terminación, las señales de advertencia que indican un problema real o potencial de control de pozo durante una maniobra son las mismas.

Se observa el flujo, la ganancia de pileta o que el pozo no esté tomando el volumen correcto. Todas estas condiciones son más fáciles de evaluar si la tasa de pérdida de fluido es conocida y estable.

Lamentablemente la tasa de pérdidas puede variar con el movimiento de la tubería y con el paso del tiempo.



Pesca• Los esfuerzos que se hacen para recuperar herramientas o tuberías perdidas en el pozo pueden

incrementar de muchas maneras la probabilidad de que se produzca una surgencia o de tener dificultades para controlarla.

- Más viajes- Efecto de succión (swab) generado por el pescado- Posiblemente con un pescado en el pozo se limita la capacidad de circulación o directamente se

hace imposible.



Las pescas son más arriesgadas en las operaciones de terminación y reparación. El pescado, si tiene un packer o un puerto de circulación de múltiples vías, puede aumentar en

gran medida las presiones de succión y compresión (swab/surge). Si no es posible circular o la herramienta de pesca no puede sellar en su extremo superior, el

pescado se convierte en una barrera para la circulación completa del pozo. La longitud del pescado en el espacio libre a su alrededor, determinan el alcance del efecto

barrera.



Si el pescado es largo, o se está pescando con cable wireline, el pozo puede permanecer sin circulación por largos períodos de tiempo, durante los cuales los sólidos y fluidos de formación pueden acumularse alrededor del pescado. Esto disminuye el espacio libre entre el pescado y la tubería de revestimiento haciendo aún más difícil su recuperación.

El gas en el pozo puede migrar durante las maniobras y hacer que el pozo fluya. Así, se puede producir una surgencia en el peor momento posible, cuando la sarta está fuera del

pozo o fuera del fondo (cuanto más lejos esté del fondo, más severo será el impacto).



Las tareas repetitivas tienden a hacer que los miembros de la cuadrilla pierdan la atención. No se puede permitir que se ignoren los problemas de control de pozo en cualquier momento. Se debe pensar siempre en lo que está ocurriendo en fondo de pozo.



Limpieza del material de relleno • Con frecuencia, durante las operaciones de terminación y reparación, se debe circular para remover

todo el material de relleno de un pozo activo.• La remoción de acumulaciones de arena suelta es una tarea de rutina después de las operaciones de

disparos, pruebas de pozo o empaques de grava.• Estos materiales de relleno dificultan la corrida de los niples de sellado en un packer.



Los rellenos se limpian mediante circulación inversa a través de un espacio anular cerrado mientras se baja la sarta de trabajo equipada con las herramientas de limpieza apropiadas.

El material de relleno puede generarse por:- Acumulación de arena mientras el pozo está en producción.- Por una surgencia que trajo sólidos de formación hacia el pozo.

Para limpiar material de relleno generalmente el método elegido es la circulación inversa (camino más corto). Si se aplica circulación directa (camino más largo) se podrían encontrar acumulaciones no esperadas de petróleo o gas para las que se necesitaría un estrangulador.



Cuando la barrena o la guía pata de mula atraviesa completamente la acumulación de relleno puede convertirse en una obturación muy lejos del fondo:

• Bajo estas condiciones puede haber una gran columna de fluidos de formación debajo de dicha obturación.

• La presión hidrostática disponible en el fondo de la sarta de trabajo puede ser inadecuada para contener la presión de formación.

• Esto produce una surgencia con la sarta fuera de fondo y la ratonera llena de gas y petróleo.



• Si la apertura de paso se produce lo bastante cerca de las perforaciones como para que el pozo quede en un gran sobre balance, el nivel de fluido en el espacio anular podría caer repentinamente y producir una surgencia.

• De cualquier manera, hay una surgencia con la sarta fuera de fondo y pérdidas de fluido complicadas.


Señales de advertencia de una surgencia

• Durante la circulación:- Aumento de flujo sin aumento de tasa de bombeo.- Flujo de pozo con bombas apagadas.- Aumento en el nivel de pileta.


Zona a producir

Tapón de cemento a lo largo de la zona a ser abandonada


Surgencias no deseadas:• Los indicadores se refieren al flujo desde la formación

hacia el pozo. • Un tipo de reparación de pozo consiste en el

taponamiento y abandono de una zona y puesta en producción de otra.

- Asentar un tapón de aislamiento arriba de la zona a ser abandonada

- Colocar cemento sobre el tapón de aislamiento.

Se debe colocar una tapón de cemento a lo largo de todas las perforaciones.



Consideraciones sobre el tapón de cemento

• Verifique siempre si el pozo fluye después de esperar el fraguado del cemento.

• Los fluidos de formación pueden contaminar la lechada e impedir su fraguado. Entonces el gas puede generar canales a través del cemento.

Entonces se debe correr otro trapón sobre la zona que ha fallado.

Además, se deberán mezclar aditivos con el cemento para minimizar o inhibir la contaminación.


Señales de advertencia antes o durante una surgencia

Reparación de pozos de gas/petróleo• La reducción del peso del fluido por contaminación con

gas indica que ha ingresado gas al pozo.• El gas reducirá la densidad del fluido de reparación y a

medida que se expanda y migre irá reduciendo la presión hidrostática.

• Nunca ignore la presencia de gas en el fluido de superficie.


Indicios de petróleo en el fluido de reparación


Reparación en pozos de petróleo Oil presence in the workover fluid will reduce

hydrostatic pressure of the fluid column. Verifique siempre posibles indicios de petróleo en

superficie.



Durante las maniobras Circulación de fondo a superficie

• Realice siempre una circulación de fondo a superficie antes de comenzar la maniobra.• Registre la densidad del fluido de retorno cada 5-10 minutos o según sea pertinente.• Observe cualquier indicio de fluidos de formación. • Luego de completar la circulación de fondo a superficie, mantenga el pozo estático hasta que esté

muerto antes de comenzar la maniobra.



Pozo fluyendo con la tubería inmóvil (bajando)• La cuadrilla puede estar tan abocada a la tarea de bajar en el pozo que deja de monitorearlo. Mientras

la tubería está inmóvil o durante las maniobras verifique siempre que el desplazamiento del fluido real sea igual al volumen de desplazamiento calculado.



Llenado de pozo inadecuado durante las maniobras

• El mejor indicador de problemas durante las maniobras es que los volúmenes de llenado no se correspondan, dentro de lo razonable, con los volúmenes calculados.

• Detenga la maniobra siempre que esto ocurra y monitoree el flujo.

• Cierre de pozo si fuese necesario.

• Si continua la discrepancia en la tendencia de llenado, pare y vuelva al fondo. Luego prepárese para cerrar y circular el pozo con un estrangulador.



Cuando baje monitoree el volumen de fluido de retorno debido al desplazamiento. Si el volumen que retorna es mayor que el desplazamiento calculado, prepárese para cerrar el pozo.


Contención de surgencias

Procedimientos de cierre de pozo Circulación en fondo, conjunto de preventores en superficie:

• Contienen la surgencia y mantienen el volumen de influjo al mínimo.• El procedimiento de cierre puede variar debido a:

- El tipo de unidad de servicios de pozo que se esté utilizando (coil tubing, snubbing, o equipo de reparación convencional).

- La operación que se esté realizando en el momento de la surgencia



Debido a los volúmenes limitados del pozo, es imperativo cerrar el pozo rápidamente.



Ejemplo de procedimiento de cierre durante la circulación o durante una maniobra:• Con las bombas funcionando, levantar para salir del fondo hasta la altura de espaciamiento

predeterminada a fin de asegurase de que no quede una unión de tubería en el conjunto de preventores.

• Detenga las bombas y verifique el flujo.• Si hubiese flujo, cierre el conjunto superior de arietes de tubería.• Acceda a la tubería de revestimiento abriendo la válvula apropiada del lado de la línea de

estrangulación en el conjunto de preventores.



Abra la válvula aguas abajo del estrangulador. Si comienza la maniobra asegúrese de que se encuentre disponible una IBOP y una FOSV. Registre las presiones SITP y SICP y estima la ganancia de pileta. En este momento, se puede cerrar el preventor anular, si hay uno instalado, y abrirse los arietes

de tubería superiores.



Consejos para maniobras:• La industria requiere que las reducciones (crossovers) estén sobre el piso con las conexiones

apropiadas, de manera que la FOSV y la IBOP se puedan instalar en cualquier componente de la sarta de trabajo.

• Conozca los volúmenes de cierre de los preventores utilizados.• Inspeccione visualmente el conjunto de preventores y el múltiple de estrangulación para identificar

fugas rápidamente después del cierre.• Monitoree con frecuencia las presiones de cierre hasta que se estabilicen. Registre las presiones a

intervalos regulares.• Registre las presiones de cierre según sea necesario.



Migración de gas y presión de cierre en la tubería de revestimiento (SICP) estable• Si hay presencia de gas, la migración es segura. • A menos que se haya registrado un historial de presiones no será posible determinar una SICP estable

realista. • Monitoree y registre SICP inmediatamente después del cierre del pozo en forma regular hasta que el

pozo se estabilice.• Para las operaciones de reparación se debe utilizar una SICP precisa y estable.



Elegir un SICP demasiado alto podría hacer que se pierda el pozo por el fracturamiento de la formación o por un reventón subterráneo.

Elegir un SICP demasiado bajo podría hacer que nunca se logre matar el pozo para realizar correctamente el trabajo de reparación.

El valor real de una SICP estable se puede encontrarse en la curva del siguiente gráfico.


Presión estabilizada

Migración de gasps

i

Tiempo


El punto estable es al final del flujo inicial dependiendo de las características de formación. La presión se estabiliza cuando el gas comienza a migrar.


Presiones de cierre

Las presiones totales a ambos lados del pozo equivalen a la presión de formación.

Cualquier diferencia que se observe en los medidores de superficie será la presión hidrostática a ser reemplazada para equilibrar la presión de formación.

Presión hidrostática del fluido de reparación

Prueba hidrostática del influjo

+

+


= Total Pressure

PresiónTotal

Presión de Formación

SICPSITP

+

=

Influjo



Prueba hidrostática del influjo

+

+


= Total Pressure

PresiónTotal

Presión de Formación

SICPSITP

+

=

Influjo

Presiones de cierre

En una pre-terminación o reparación de pozo, no hay un valor de SITP, ya que la operación para matar el pozo tubo éxito.

La falta de presión en la tubería de producción indica que la densidad del fluido en dicha tubería por lo menos compensa la presión de formación.

Una SITP con fluido de matar podría indicar presión atrapada.


Presiones de cierre

Las fuentes de presión atrapada incluyen:• Bombeo en un pozo cerrado.• Aumento de la presión en superficie debido a la migración de gas.

Cuando se registran inicialmente las presiones de cierre después de la estabilización, confirme que son valores precisos.


Presión atrapada - Liberación

Procedimiento para detectar la presencia de presión atrapada:• PASO 1 - Libere una pequeña cantidad de fluido a través del estrangulador (1/4 o 1/2 bbl), la presión de

superficie inicialmente disminuirá, luego aumentará y finalmente se estabilizará.• PASO 2 - Observe SITP, si se estabiliza a un valor menor que el observado anteriormente como

presión estable, no se ha detectado presión atrapada


Presión atrapada - Liberación

• PASO 3 - Libere otra pequeña cantidad de fluido a través del estrangulador y observe una vez más la SITP estabilizada.

• PASO 4 - La verdadera y precisa SITP es cuando las lecturas consecutivas en el medidor de la tubería de producción son idénticas, en la mayoría de los casos, en las operaciones de terminación y reparación de pozos, el valor de SITP debería llegar a 0 psi.

Utilice este procedimiento para detectar la presencia de presión atrapada y resuelva la situación si la detecta. Siga este procedimiento solo después de que las presiones en superficie se hayan estabilizado.


Técnicas para matar un pozo vivo

Inyección forzada del influjo nuevamente hacia la formación• La inyección forzada (bombeo solamente) es una técnica muy común para matar un pozo vivo en

operaciones de reparación. • Utilice un estrangulador en superficie para regular las presiones de bombeo si existe el riesgo de

fracturar la formación.



Cuando una formación con presiones anormalmente bajas no soportará el peso de una columna de fluido hasta superficie. Mate el pozo bombeando un fluido con la densidad suficiente como para crear un pequeño sobre balance con respecto a la presión de formación.

Bombee periódicamente más fluido de matar en el pozo y monitoree las pérdidas mediante el tanque de maniobras.

Controle permanentemente el nivel de fluido mientras saque tubería fuera del pozo.


Hoja de matar mediante inyección forzada



Lubricar y drenar

• Considere el uso del método de lubricar y drenar cuando no se pueda aplicar la técnica de inyección forzada:

• Cuando las perforaciones estén obstruidas.

• El exceso de pérdidas de fluido hacia la formación podría afectar la productividad.

El método de lubricación solamente eliminará el gas fuera del pozo.



Métodos de circulación• La circulación inversa se utiliza para matar pozos vivos. • Debe existir una trayectoria de circulación entre la tubería de producción y el espacio anular para

circular en reversa.• Cuando se utiliza este método para matar el pozo, se perforar la tubería de producción arriba del

packer utilizando cable wireline. • Otra alternativa en lugar de realizar perforaciones es bombear a través de:

- Los mandriles de levantamiento por gas. - La camisa deslizante (si la hay).



Unidades de coil tubing/snubbing• Las unidades de coil tubing/snubbing se utilizan para matar los pozos.• Las unidades de snubbing se utilizan como unidades de tracción para liberar el packer y establecer una

trayectoria de comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular.• El coil tubing puede correrse a través del árbol y la sarta de tubería de producción y utilizarse para

circular hidrocarburos fuera de la tubería de producción y matar el pozo a través de la sarta de producción.



Problemas en terminaciones múltiples• Elegir el método específico para el proyecto que resulte apropiado para recuperar los sellos de los

packers, lo cual permitirá la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular. • Si no se puede realizar la reparación del pozo con una unidad wireline, entonces se deberán matar

todas las zonas productivas antes de poder sacar la tubería de producción.


Matar un pozo en producción

Información registrada con anterioridad • Antes de realizar cualquier trabajo se debe recopilar ciertos datos pertinentes. Para muchas

operaciones la siguiente información resulta de vital importancia: - Configuración del pozo

Diámetro interno/externo, presiones máximas de estallido, colapso y tensión, longitud de la sarta de tubería de producción con la que se trabajará.

Extensión de las perforaciones, tope y fondo, como profundidad medida y como profundidad vertical verdadera.



Estado de las perforaciones: ¿El pozo puede fluir o hay daños en las perforaciones? Profundidad de los niples de la tubería de producción, mandriles de levantamiento por gas con

cavidad lateral, camisas deslizantes, y cualquier otra profundidad en la que se hayan experimentados restricciones para pasar.

Profundidad y tipo de packer Diámetro interno de la tubería de revestimiento y presión máxima de estallido. Tipo y densidad esperada del fluido packer si hubiese alguno. Presión nominal de cabezal de pozo.



Para muchas operaciones la siguiente información resulta de vital importancia:• Presión de formación: en base a la última medición conocida de presión de fondo de pozo.• Presión de fracturamiento: estimación de la presión de fracturamiento (esta información es mejor

obtenerla en el departamento de ingeniería de yacimientos).• Presión máxima permitida en tubería de revestimiento: estimación basada en la presión de

fracturamiento o en la presión estimada de estallido de la tubería de revestimiento (analizada previamente).

• Fluidos producidos: Agua e hidrocarburos de formación.


Problemas de control de pozo

Socavamientos por erosión en el estrangulador• Al principio es difícil detectar un estrangulador con orificios o cortes debidos a la erosión. • La primera señal es que no sella cuando está completamente cerrado. • Otra señal es la necesidad de hacer ajustes con frecuencia durante las operaciones para matar el pozo,

cuando normalmente no debería ser necesario.



La solución es utilizar otro estrangulador. Si no hubiese otro estrangulador disponible, cierre y comuníquese con el supervisor.

El estrangulador que está fallando deberá aislarse con válvulas aguas abajo y aguas arriba en el múltiple de estrangulación.

Después de matar el pozo, el estrangulador que está fallando deberá: • Repararse • Probarse• Ponerse nuevamente en servicio



Estrangulador obstruido

• Un estrangulador obstruido mostrará un aumento en la presión de tubería de revestimiento seguido de un aumento en la presión de bombeo, y ambas presiones pueden aumentar abruptamente.

• Dichos aumentos abruptos pueden producir la ruptura de la formación.

• Cuando se detecte la obstrucción del estrangulador, detenga la bomba inmediatamente.

• Un estrangulador obstruido puede mostrar pérdidas de retornos y aumentos de presión.



Utilice otro estrangulador. Aísle el estrangulador obstruido mediante válvulas aguas arriba y aguas abajo.

Una vez que el pozo esté muerto se deberá limpiar el estrangulador obstruido, generalmente estar tarea será realizada por un especialista.



Socavamientos por erosión en la sarta de trabajo• Puede resultar muy difícil detectar la presencia de orificios debidos a la erosión en la sarta de trabajo.• A medida que la sarta se erosiona, la presión de bombeo disminuye gradualmente, poco a poco, por lo

que a menudo pasa desapercibida. • Lo más común es que se produzca una ruptura en una conexión hembra o en el área de las cuñas.• El personal del piso del equipo debe conocer las señales que indiquen posibles rupturas por erosión.



Cuando se identifiquen dichas señales, el tramo en cuestión deberá ponerse fuera de servicio. Siga los procedimientos para la remoción de un tramo dañado.

Otro indicador de socavamientos por erosión es el retorno prematuro de fluido con peso de matar cuando se está reemplazando un fluido más liviano por otro más pesado.



Sarta de trabajo obstruida

• Cuando se obstruye una sarta de trabajo la presión de bombeo aumentará notablemente si que aumente la presión en la tubería de revestimiento.

• La presión en la tubería de revestimiento puede disminuir con un aumento en el flujo de retorno.

• Si esto ocurre, detenga las bombas y cierre el pozo.

• Intente liberar la obstrucción en la sarta de trabajo presurizando el espacio anular, pero tenga cuidado para no dañar el pozo ni la formación.



Si no se puede eliminar la obstrucción mediante bombeo, se deberá comenzar el control de pozo mediante el método volumétrico. Este es el método que se utiliza cuando se trabaja con gas.

De manera que pueda tener lugar una vez más el control de pozo convencional.



Hidratos• Los hidratos, gas congelado o tapones de hielo, se pueden formar cuando se combinan la mezcla

apropiada de gas, agua y baja temperatura.

• La mezcla puede congelarse literalmente, o volverse sólida, incluso a temperatura por arriba del punto de congelamiento del agua.

• Este fenómeno es común en los campos de gas que producen una considerable cantidad de agua, especialmente durante el invierno.



Hydrates have formed in the cavities of valves and blowout preventers making them inoperable.

Evitar la formación de hidratos es más fácil que resolverla.

Se pueden utilizar fluidos saturados de sal o base aceite, así como también una mezcla de glicol y anticongelante.

La descongelación de los hidratos requiere calentar el hidrato donde se forma. Esto puede resulta muy difícil, especialmente en instalaciones submarinas en aguas profundas.


Problemas durante la circulación

Siempre verifique AMBAS presiones, la de la tubería de producción y la de la tubería de revestimiento, antes de hacer cualquier cambio.

Después de hacer un cambio en el estrangulador asegúrese de esperar 2 segundos/1.000 pies. Para garantizar que todos los cambios sean visibles en los medidores de presión de la tubería de revestimiento y de la tubería de producción.



Si la presión en la tubería de revestimiento no está aumentando, entonces el problema está del lado de la sarta de trabajo y abrir el estrangulador aumentará el influjo.

Si ambos medidores están leyendo las mismas presiones, probablemente el problema está del lado de la tubería de revestimiento.

Si solo está reaccionando la presión de bombeo, el problema está del lado de la sarta de trabajo.


Herramienta de anclaje con tope tipo collar

Orificios para

pasadores de corte

Macho

Cuello de pesca


Orificio en la sarta de producción• Puede haber comunicación entre la tubería de producción y tubería

de revestimiento debido a: - Un orificio en la tubería de producción.- Fugas en los equipos de levantamiento artificial por gas.- Fugas en las camisas deslizantes.- Fugas en el colgador de tubería de producción.- Fugas en un empaque wireline instalado con anterioridad.


Herramienta de anclaje con tope tipo collar

Orificios para pasadores de corte

Macho

Cuello de pesca


• La comunicación entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento dificultan la inyección forzada debido a que se está presurizando en ambos lados.



Soluciones para los problemas de comunicación• Una posible solución es instalar un empaque, ya sea con cable

wireline o con coil tubing. - Primer paso: ubique el área o las áreas donde se produce la

comunicación y luego determine la factibilidad de instalar un empaque.

- Para localizar la profundidad del orificio se puede utilizar una "cola de caballo" adosada a una herramienta pequeña.

- Se puede instalar un tope de tubería de producción debajo del orificio y dos empaques, uno superior y otro inferior, pueden utilizarse como packers de intervalo para aislar el orificio.


Terminación y pesca

Usted se encuentra en el medio de la selva en Sudamérica, y no tiene herramientas de pesca para pescar un zapato de limpieza.

Un packer de 5" de asentamiento hidráulico y liberación con giro a la derecha con cuñas bidireccionales se corre dentro de la zapata lavadora y se asienta dentro del pescado. El packer estaba obstruido en la parte inferior.

Tubería de revestimiento de 7"


Lodo de perforación

Agua dulce

Cemento

Packer de 5"

Tijeras golpeadorasPescado


Tubería de revestimiento de 7"


Lodo de perforación

Agua dulce

Cemento

Packer de 5"

Tijeras golpeadorasPescado

Terminación y pesca

Se utilizó agua dulce para asentar el packer después de introducirlo en el pescado. El pescado quedó libre después de varios impactos de tijeras golpeadoras.

La zapata lavadora se colocó sobre el piso del equipo. Se utilizaron las llaves para sujetar el pescado y liberar el packer mediante rotación a la derecha.


Pozo de inyección multi-zona con sarta simple

Es un pozo de inyección multi-zona (3 zonas) con sarta simple.

No es difícil configurar el regulador de agua "Waterman" para que inyecte la cantidad correcta de agua en cada zona.


Pozo de inyección multi-zona con sarta simple

Los tres packers del fondo son packers con tazas de inserción, estas tazas de sellado asientan con presiones opuestas.

El problema se presenta cuando se intenta sacarlos fuera del pozo.


Levantamiento por gas con sarta doble

Este tipo de terminación se corre para poder colocar las dos sartas de levantamiento por gas con un único espacio anular utilizado para la inyección de gas.

Generalmente primero se corre la sarta más larga, se asienta y se suspende.



Luego, se corre la sarta más corta con un adaptador J de enganche automático para anclar la misma.

Luego se prosigue a espaciar la sarta corta y ponerla en tensión jalando contra el enganche en el tope del packer.



Luego se reemplaza el fluido de perforación por fluido de terminación bombeando hacia abajo por la tubería de revestimiento y fuera de la sarta corta.

Se lanza bola y se asienta packer doble.



Luego, se bombea hacia abajo por la sarta larga y se circula fluido de terminación hacia abajo por la sarta larga y fuera de la sarta corta.

Se lanza bola y se asienta packer simple. Ahora la sarta corta está anclada por el enganche J automático.



Para liberar, se asienta peso sobre la sarta corta y al levantar sin girar se libera dicha sarta del packer.

A veces el pozo fluirá naturalmente, pero cuando el pozo se pone en producción con levantamiento artificial por gas, habrá comunicación entre las sarta corta y el espacio anular.



Aprendió: • Las razones por las cuales un pozo

necesita ser reparado.• Los beneficios derivados de reparar

un pozo.• A preparar una terminación de pozo.• A diseñar una terminación adecuada

para el tipo de yacimiento.• Los tipos de equipos de terminación

de pozos.

Aprendió también:• Los equipo de superficie necesarios

para una terminación.• Los equipos de fondo de pozo

necesarios para una terminación.

Y repasó las maneras de controlar y matar pozos vivos.

Objetivos de aprendizaje

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