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Operaciones de Subsuelo

O p e ra ra c i o n e s d e s u b s u e l o c o n g u a y a

Configuración Mecánica de Pozos: YA ESTÁ LISTA!! LISTA!!!!!!! !!!!! Se van a realizar varias operaciones en el, tales como: a. Abri Abrirr y cer cerra rarr man manga gass b. Coloc olocar ar tapo tapone ness c. Limp Limpia iarr y/o eli elimi mina narr cualq cualqui uier er obstrucción (por ejemplo: arena, escamas, asfáltenos) d. Pesc Pesca a de de her herra rami mien enta tass e. Repa Repara raci cion ones es may mayor ores es

O p e ra ra c i o n e s d e s u b s u e l o c o n g u a y a

OPERACIONES EN SUPERFICIE (OPERACIONES CON GUAYA): DEFINICIÓN: Son actividades que se realizan con el propósito de colocar equipos y herramientas en el pozo, a fin de permitir la producción de los fluidos del mismo en forma eficiente y segura, minimizando o anulando los riesgos CONDICIONES OPERACIONALES: Presión del Pozo: Permite seleccionar las características físicas del equipo de superficie (lubricador, (lubricador, válvulas de seguridad. Profundidad: Para determinar la longitud de la guaya y peso de las herramientas. Tipo de Yacimiento y Completación: Esto para evitar atascamiento por la configuración mecánica y/o presencia de escamas, parafinas, asfáltenos, etc). Fluidos de Producción: La producción de H2S y CO2 incide directamente sobre la guaya.

FACTIBILIDAD DE EFECTUAR EL TRABAJO CON GUAYA: Una vez verificada todas las condiciones antes expuestas, se puede proceder a realizar todo trabajo menor al pozo productor y/o inyector seleccionado. Cabe destacar que aunque el programa contempla todas las acciones por efectuar, frecuentemente existen desviaciones; que se deben a situaciones imprevistas y obligan a una rápida corrección, con el fin de continuar con el programa de actividades.

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Equipos de Superficie Lubricadores Prensa Estopa Válvulas de Seguridad (BOP`s) Indicador de peso Unidad de Potencia Unidad de guaya Aparejo de poleas Tubo telescópico Perro de cadena Perro de guaya Cabeza de caballo Cross over Grúa o señorita

O p e ra c i o n e s d e s u b s u e l o c o n g u a y a

Equipo s de sup erficie.

LUBRICADORES:

EL PRENSA ESTOPA:

• Definición: Son herramientas de trabajo que • Definición:

Es un dispositivo que va cumplen la función de equipo de seguridad. instalado en el tope del lubricador, Son tubos interconectados que establece la permite pasar la guaya a través de él y continuidad de la tubería de producción por queda sellado con la presión del pozo. • Partes: encima de la válvula de seguridad. • Preventor interno • Tipos: • Packing • Baja Presión ( 0 - 5000 lpc) • La Polea • Alta Presión (5000 - 20000 lpc) • Especiales (contra H2S y CO2)


INDICADOR DE PESO: • Definición: Es un dispositivo que indica la carga total de la guaya y de las herramientas

a una profundidad dada. Esta compuesta por una célula de carga, un reloj indicador de profundidad y una manguera de 50’ de 1/4” colocada al árbol de navidad, que transmite la tensión al abrir el damper. • Tipos: • Mecánico • Hidráulico • Electrónico

UNIDAD DE POTENCIA: • Definición: Es una unidad que transmite potencia al carrete de guaya, esta compuesta

por un motor de 4 cil. y un acoplamiento hidráulico con una bomba de aceite que maneja entre 20 y 40 GPM. para proveer la energía al rollo. Tiene un tanque de almacenamiento de 300 Lts. y 2 mangueras de 1 ” de 50’ de largo y de alta presión, las cuales están conectadas a los carretos de guaya. • Tipos: Existen 2 tipos de unidades de potencia de 40 y 60 HP, ambas viene para 2000

r.p.m..


EL TUBO TELESCÓPICO: • Definición:

Conocido también como gin-pole, es el equipo que armado y colocado en el árbol de navidad, sirve de soporte al aparejo para subir y manejar los equipos de superficie sobre el pozo. El mismo consiste en tres secciones conformadas por tubería de 2-1/2 ” y 1-1/2” de diámetro, tanto en la sección inferior como en la intermedia y la superior, respectivamente. Todas tienen una longitud de 8’, las cuales se insertan entre si dentro del tubo inferior, donde esta la sección de apoyo.


VÁLVULA DE SEGURIDAD (BOP’s): Es un equipo de rams hidráulico ó manual utilizados para prevenir o controlar reventones, es un medio de aislamiento de presión del pozo al lubricador sin cortar o dañar la guaya. • Definición:

• Tipos: • Hidráulica • Mecánicas


LA UNIDAD DE GUAYA: • Definición: Se conoce como carreto de guaya, esta compuesto por una bocina

de amplio tamaño para recibir las diferentes guayas, las cuales oscilan entre 18000 y 25000 pies. Este sistema posee 4 velocidades de transmisión con reversa. Posee un sistema de freno de banda para detener bruscamente al momento de realizar los golpes de tijera. Posee un contador y medidor de longitud, que permite saber la profundidad de la herramienta y equipos de la completación.

EL PERRO DE CADENA: Definición: Es un equipo que permite con una cadena y unos ganchos en los extremos, sujetar el tubo telescópico al árbol de navidad para poder amarrarlo. EL PERRO DE GUAYA: Definición: Es un dispositivo que sirve para sujetar la guaya en cualquier punto ante diversos problemas existentes en el pozo, dejando en él las herramientas en su interior sujetas con la guaya ó cuando se desee levantar el lubricador, si hay algún problema en el carreto de la guaya.


LA CABEZA DE CABALLO: Definición: Es un soporte metálico que se instala directamente en el rollo y permite el enrolado uniforme de la guaya. CROSS-OVER: Definición: Es una pieza cilíndrica metálica con combinaciones de roscas en sus extremos, utilizadas para adaptar los lubricadores a las conexiones diferentes encontradas en los cabezales de los pozos. GRUA O SEÑORITA: Definición: Es un equipo portátil diseñado para levantar peso de grandes proporciones, según sus características.

Herram ient as B ási cas de Gu aya

GUAYAS DEFINICIÓN: Son líneas de acero al carbono y de acero inoxidable que, por su resistencia y flexibilidad, permiten realizar servicios al pozo, de acuerdo con las profundidades máximas, manteniendo la productividad y las presiones del pozo en condiciones de operación. Función: Transportar herramientas y equipos de subsuelo. Tipos: Existen dos tipos de guayas, los monofilamentos y multifilamentos. GUAYAS MONOFILAMENTOS Definición: Son las guayas finas mas usadas en la operaciones de subsuelo, por su resistencia y flexibilidad. Su diámetro es de 0.092”, 0105” y 0.108”. Su tensión de ruptura esta entre 1500 y 2000 lbs. TIPOS DE GUAYAS MONOFILAMENTOS Guayas de Acero al Carbón: Se utilizan en cualquier pozo, sin problemas de H2S y/o CO2. Guayas de Acero Inoxidable: Se usan en ambientes de H2S ó en los cuales ocurren problemas de corrosión debido al alto contenido de CO2.


GUAYAS MULTIFILAMENTOS: Definición: Son guayas gruesas comúnmente empleadas para reemplazar las finas, tienen un diámetro mayor y pueden ser de 3/16”, 1/2” y 5/16”, esto cuando se requiera de mayor resistencia. Se usan generalmente en trabajos de achiques, pesca (cuando no hay alta presiones), bajar tubería de extensión y otros. TIPOS DE GUAYAS MULTIFILAMENTOS: Guayas de Acero: Están compuestos de cordones y alma, siendo ésta generalmente de fibra textil, se usan por que tienen mayor resistencia para diámetro y peso, su longitud no varia a condiciones atmosféricas y son de larga duración. Elementos Básicos del Diseño: Grado de Acero, Número y forma de alambres en el cordón, Tipo y colocación del alambre, preformado y tipo de alma. Clasificación de Cordones: Redondo, aplastado, recubiertos agrupados y concéntricos.


Equipos de Guaya Equipos de Subsuelo (Herramientas Aux iliares de Subs uelo)

Equipos de Subsuelo (Herram ientas Básic as de Guay a)

Guaya / Cabeza de guaya Barra de peso Martillo Muñeco

Verificador de Fondo y de punta de tubería. Calibrador / Cortador Calibrador / Pasador Bloque de impresión Toma muestra Bomba de arena y hidrostática Cepillo Caja Ciega Bajantes, Pescantes, etc.


CABEZA DE GUAYA: Definición: Es un dispositivo en forma cilíndrica, con un cuello de pesca que forma la primera parte del juego de herramientas básicas, que permite la interconexión entre estas y la guaya. Componentes:  Aro: Disco metálico que sujeta la guaya.  Espaciador: Pieza metálica cóncava que separa el resorte del nudo.  Resorte: Espiral de acero que actúa como amortiguador entre el nudo de la guaya y el tope interno del “rope socket”

Herram ient as B ási cas de Gu aya BARRA DE PESO:

MUÑECO:

Definición: Es un dispositivo cilíndrico y de acero al carbono, por su longitud y peso refuerza la acción del martillo. También es el segundo componente del juego de herramienta. Función: Instalar y remover los equipos de control de flujo y vencer a la vez el diferencial de la presión del pozo para poder llegar a la profundidad requerida.

Descripción: Es similar a un pedazo de barra, con las mismas dimensiones. Esta formado por una bola y un cilindro hueco, donde gira la bola que flexibilidad al conjunto. Es parecido a una unión universal. Función: Dar flexibilidad a la barra y que la herramienta tenga más movimiento mientras esta trabaja dentro de las tuberías, con los mandriles de LAG ó engancha alguna herramienta u otro equipo que se encuentre recostado a la tubería.


MARTILLOS: Definición: Son los dispositivos encargados de transmitir las fuerzas y los golpes que ejercen las barras de peso al instalar o remover los equipos de control de flujo en el subsuelo. TIPOS DE MARTILLOS: Mecánicos (Tipo Tijeras): Esta formado por dos eslabones en forma de U entrelazados, los cuales se desplazan uno dentro del otro; al cerrarse o abrirse violentamente por el peso y longitud de la barra, se ejecuta la acción del martillo. Este golpe depende de la densidad y la viscosidad del fluido en la tubería, como así también del tamaño y de la profundidad donde esté la herramienta.


MARTILLOS: Mecánicos (Tipo Tubular): Es un eje cilíndrico que se desliza hacia abajo para cerrar y hacia arriba para golpear. Funciona como un tubo telescópico. La configuración de la camisa permite realizar los trabajos con menos riesgo, por ejemplo: la pesca de guaya y la limpieza de arena.

Hidráulicos: Es una herramienta diseñada para suministrar impactos de mayor potencia que los obtenidos con los mecánicos, esta potencia es proporcional a la tensión aplicada a la guaya y al peso de las barras. Los mas utilizados son de 1-1/2’ a 2’ de largo y diámetros de 1-1/2”, 1-3/4” y 1-7/8” con cuello de pesca de 1-3/8”.

MARTILLO HIDRÁULICO

Herram ientas Au xiliares de Subsu elo

VERIFICADOR DE FONDO Y DE PUNTA DE TUBERÍA: El chequeo de fondo y la localización de punta de tubería tienen gran importancia, debido a que se obtiene información de los daños que puede tener un pozo por arenamiento, formación de escamas y sedimentación. Con estos procesos se puede detectar la posibilidad de utilizar equipos mayores para la reparación del pozo ó para su limpieza, estimulación o servicios con unidad de tubería continua.

Definición: Es una operación que permite conocer la profundidad exacta donde se encuentra la punta de la tubería, con el fin de correlacionar. Para ubicar la punta de la tubería se utiliza como herramienta el localizador de punta de la tubería. Nota: Para el chequeo de fondo, también se utilizan los denominados: Calibrador/cortador, Calibrador/Pasador y Toma muestra, que serán descritos posteriormente.


VERIFICADOR DE FONDO Y DE PUNTA DE TUBERÍA: Partes:  Un cuerpo cilíndrico con una ranura longitudinal donde va insertada la lámina de forma cónica en su parte inferior.  Una lámina con la parte superior libre y la inferior fijada al cuerpo de un pasador.  Un resorte que impulsa la parte no fija de la lámina hacia fuera. Nota: Antes de bajar el localizador se pasa un cortador para garantizar que esta herramienta pasará sin problemas.


CALIBRADOR/CORTADOR:

CALIBRADOR/PASADOR:

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

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

Herram ientas Au xiliares de Subsu elo TOMA MUESTRA:

CEPILLO:

Definición: Es una herramienta cilíndrica metálica y hueca por dentro. En su parte superior tiene un gancho (pin) para acoplarse al HBG, y en la inferior una zapata especial con bola que funciona como retenedor. Función: Recuperar las muestras del material sólido en la máxima profundidad alcanzada en el pozo.

Definición: Es una barra sólida perforada a lo largo de su cuerpo, para recibir secciones de guaya las cuales son sujetadas con tornillos al diámetro de la tubería que se va a limpiar. Función: Además de servir para raspar parafinas, puede ser usado para limpiar la tubería, los niples y las camisas, pescar pequeños trozos de guaya, detectar una punta libre, etc..

Herram ientas Au xiliares de Subsu elo BLOQUE DE IMPRESIÓN:

CAJA CIEGA:

Definición: Es una pieza cilíndrica plana de acero relleno de plomo, constituida por un pin y un cuello de pesca para conectarse a las herramientas de guaya. Función: Se baja en el pozo y se detiene sobre el pescado, cuando sale a superficie la impresión queda en el plomo indicando el tamaño, forma y posición del tope del pez. Con esta información se determina el tipo de herramienta que se necesita para la operación de pesca y limpieza de obstrucciones.

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


BOMBA DE ARENA “SAND BAILER”:

Definición: Es una herramienta cilíndrica hueca conformada por un pistón viajero que en su parte inferior posee un cheque y en su parte superior un “pin” para conectarse a la herramientas básicas de guaya. Funcionamiento: Cuando la herramienta descansa sobre el puente de arena esta se cierra y el pistón abre dentro del cilindro succionando la arena, quedando de esta manera dentro del cilindro.

BOMBA HIDROSTÁTICA: Definición: Es una herramienta cilíndrica hueca de 5 ’ de largo que en su parte superior posee un “pin” para conectarse a la herramientas básicas de guaya. Funcionamiento: Cuando la herramienta desciende y golpea la obstrucción creando un diferencial de presión, la arena ó barro entran al cilindro previamente sellada para recuperar la muestra.


Cabeza de Guaya

Barra de Peso

Tijera Mecánica

Cortador

Camarita

Toma Muestra

Localizador Punta de Tubería

Activ idades realizadas con gu aya

LIMPIEZAS DE OBSTRUCCIONES: Estas se realizan con el propósito de eliminar todos los impedimentos que se encuentran acumulados en la tubería de producción durante la vida útil del pozo, para así lograr una mayor productividad del yacimiento.

Obstrucciones: Son obstáculos que impiden el libre paso de las herramientas, a través de la tubería al ser esta calibrada, interrumpiendo el funcionamiento normal del pozo. Tipos de Obstrucciones: Arena, Escamas, Asfalto, Colapso y Tubería partidas. LIMPIEZA DE ARENA: Definición: Es una obstrucción que generalmente por su gran magnitud impide las operaciones normales del pozo y disminuye su cuota de producción.. Herramientas: - Toma muestra. - Bomba de arena “Sand Bailer”. - Bomba hidrostática. - Cepillo.

Activ idades realizadas con gu aya LIMPIEZA DE ESCAMA: Definición: Son aquellas acumulaciones de carbonatos de calcio que se fijan en las paredes de las tuberías creando una gran restricción en el pozo. Herramientas: - Portador de química. - Cortador. - Camarita. - Cepillo. - Sampler Catcher PORTADOR DE QUÍMICA “DUMP BAILER”: Definición: Es una herramienta cilíndrica hueca que en su parte inferior posee un pistón de goma con dos sellos para retener el fluido. En su parte superior posee un “pin” para conectarse a la herramientas básicas de guaya. Funcionamiento: Cuando la herramienta desciende y golpea la obstrucción corta el pasador y deposita el contenido de ácido para limpiar la obstrucción de escamas. MANGAS: Definición: Son dispositivos que forman parte de la tubería de producción, diseñados para establecer la comunicación entre el pozo y el yacimiento. Herramientas Utilizadas: - Llave tipo B. - Llave selectiva. - Cortador/Calibrador

Activ idades realizadas con gu aya LLAVE TIPO B: Definición: Es una herramienta cilíndrica conformada por un núcleo, un juego de cuña, 2 resortes los cuales están instalados paralelamente con un pasador. LLAVE SELECTIVA: Definición: Es una herramienta cilíndrica que posee 2 cuñas que se usan paralelamente al núcleo de la herramienta. En su constitución es parecida a la llave tipo B, con la diferencia de que tiene en la parte inferior, un sistema de localización que en forma selectiva le permite seleccionar la manga para su apertura. SEPARATION TOOL: Definición: Es un equipo de producción que se instala en la tubería y en las mangas, se utiliza para aislar las zonas existentes por debajo de la cuál se instala y fluye el pozo de dicha manga a través de él. PACK-OFF: Definición: Es un accesorio de producción el cuál se instala en la sarta de producción del pozo, cuya función es aislar la comunicación existente entre la tubería de producción y el espacio anular, asegurando así la continuidad de la producción del pozo en cuestión.

Activ idades realizadas con gu aya

Tipos de Actividades con Guaya Fina: Calibración Chequeo de fondo Limpieza general (obstrucciones, arena, escamas, asfalto) Tapones Mangas Instalación de Separation Tool Instalación de Pack off Herramientas de apertura general Localización de fugas Pesca de guaya Pesca de Herramientas y Equipos Trabajo de levantamiento por succión Toma de Registros de Presión Toma de Registros de Temperatura

Tipos de Actividades con Guaya Gruesa/Eléctrica: Guaya Gruesa: Operaciones de Pesca. Operaciones de Suabeo. Guaya Eléctrica: Bajada y asentamiento de Empacaduras Permanentes. Operaciones de Cañoneo. Registros de Producción. Registros de Cementación. Registros de Saturación. (Carbono/Oxigeno) Trabajo de levantamiento por succión. Bajada y asentamiento de Tapones (Paraguas) Registros a Hoyo Desnudo.

Trabajos meno res

Plataforma Portátil y Camión de Coiled Tubing

Trabajos meno res

Trabajos meno res

Trabajos meno res

Coiled Tubing Unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una Sarta Continua de Tubería, a altas velocidades y altas presiones. Consta principalmente de varios equipos de superficie potencialmente hidráulicos, los cuales pueden ser colocados en una plataforma portátil, camiones o en plataformas de agua (gabarras)

Equipos principales de superficie Cabeza inyectora Carreto de tubería Válvulas de Seguridad (Stack BOP`s) Unidad de Potencia Hidráulica Consola de controles

Ventajas Generales: No requiere tiempo de taladro Permite trabajar a través de empacaduras de producción Circulación mientras se baja o se saca Trabaja en pozos con presión Menor tiempo de trabajo

Trabajos meno res

APLICACIONES: Limpieza de pozo: Limpieza de arena, remoción de parafina y sal, remoción de asfalteno Estimulación de formación: Acificación, fracturamiento hidráulico asistido, inyección de inhibidores Cementación: Forzamiento de cemento, tapones de abandono Control de arena: Empaque con grava convencional, empaque con grava con cerámica, con resina. Perforación: Perforación de pozos verticales, direccionales, mecanismos de jetting o con motor de fondo Completación: Colocación de un coiled tubing dentro de una tubería de producción. Registros y cañoneo: Instalación de guaya eléctrica dentro del coiled tubing, registros de producción, de cementación, de inspección de revestidor, cañoneo de zonas. Pesca: Circulación y pesca simultánea, pesca con guaya, pesca con unidades hidráulicas (snubbing unit)

Trabajos meno res

Procesos y Clasificación Rehabilitación

Con Taladro Sin Taladro

Intervención Hidráulica

Clasificación

150K;340K;460K;600K

Unidad Hidráulica

Trabajos meno res

Descripción de una Unidad Hidráulica

Unidad Básica

Trabajos meno res

Unidades Hidráulicas (Snubbing Unit): DEFINICIÓN: Equipos involucrados en el proceso de meter o retirar tubulares, equipos, herramientas, dentro o fuera de un pozo con presión. En otras palabras, movimiento de la tubería en contra de la presión del pozo, debido a que la misma es mayor que el peso de la tubería Clasificación de las Unidades Hidráulicas: Unidades convencionales Unidades hidráulicas asistida por el aparejo

Tipos de Unidades Hidráulicas Unidades de “ayuda con perforador” (rig assist) o convencionales (perforador de fuerza motriz) Unidades múltiple de cable de cilindro sencillo o múltiple de carrera larga Unidades de jack hidráulico de carrera corta (shortstroke) de cilindro sencillo o múltiple

Trabajos Tra bajos meno res

Unidad Snubbing - Equipos

Aplicaciones Snubbing Unit:

Montaje de cabeza estacionaria Limpieza mecánica / química Montaje de cabeza móvil Eliminación de comunicación Sistema de cables I/R: BES, BCP, LAG y bombas de Contrapesos subsuelo Sistema de control de cuña Reemplazar colgador en cabezal Consola del perforador Operaciones de Pesca Consola de control de impide reventón Asegurar o abandonar un pozo Cuñas móviles Reemplazo de sellos primarios y Cuñas estacionarias secundarios Cabillas rotatorias Levantar cabezal Bloque de montaje del perforador Otros (Fresado, desplazamiento de Torre de sondeo fluidos, etc) Cable “snub” principal

Trabajos Tra bajos meno res

Ventajas Utiliza tubería de diámetro pequeño Permite intervenir el pozo a través de la tubería con el pozo vivo Reducción del daño a la formación Puede trabajar con presión de 15000 lpc

Desventajas

Desventajas Desventajas de Seguridad Operacional

Manejo tubo a tubo

Personal labora en espacio limitado

Espacios físicas cubiertos limitados

Alto índice de riesgos en reacondicionamiento.

Limitaciones con equipos auxiliares

El equipo es vestido sobre el pozo

Limitaciones para almacenamiento y retorno de fluidos

Mayor exposición del personal a las operaciones de altura

Activ idades realiza realizadas das con gu aya

LIMPIEZAS DE OBSTRUCCIONES: Estas se realizan con el propósito de eliminar todos los impedimentos que se encuentran acumulados en la tubería de producción durante la vida útil del pozo, para así lograr una mayor productividad del yacimiento.

Obstrucciones: Son obstáculos que impiden el libre paso de las herramientas, a través de la tubería al ser esta calibrada, cali brada, interrumpiendo el funcionamiento normal del pozo. Tubería partidas. Tipos de Obstrucciones: Arena, Escamas, Asfalto, Colapso y Tubería

LIMPIEZA LIMPI EZA DE ARENA: ARENA: Definición: Es una obstrucción que generalmente por su gran magnitud impide las operaciones normales del pozo y disminuye su cuota de producción.. Herramientas: - Toma muestra. - Bomba de arena “Sand Bailer”. - Bomba hidrostática. - Cepillo.

Trabajos mayores/meno res

TIPOS DE TRABAJOS EN LOS POZOS

   

MENORES: OPERACIONES CON GUAYA. TRABAJOS CON COILED TUBING. TRABAJOS CON SNUBBING UNIT. MAQUINAS DE SERVICIO MAYORES:

 REPARACIONES.  REACONDICIONAMIENTOS.

Trabajos mayores/meno res

TRABAJOS MAYORES: SE REFIERE A LOS TRABAJOS QUE SE REALIZAN UTILIZANDO EQUIPOS DE PERFORACIÓN / REPARACIÓN. TRABAJOS MENORES: SE REFIERE A LOS TRABAJOS QUE SE REALIZAN , CON CUALQUIER OTRO EQUIPO DIFERENTE AL DE PERFORACIÓN / REPARACIÓN, GENERALMENTE CON BARCAZA O GABARRA DE COMPAÑÍA DE SERVICIO. TRABAJOS ADICIONALES: SON AQUELLOS TRABAJOS QUE SE EFECTUAN DURANTE LA FASE PRODUCTIVA DEL POZO, CON LA FINALIDAD DE MANTENER O AUMENTAR LA EFICIENCIA DE PRODUCCIÓN. RECOMPLETACIÓN: SON AQUELLOS TRABAJOS ADICIONALES QUE SE REALIZAN EN EL POZO, CON EL PROPOSITO DE INCLUIR UNO O VARIOS YACIMIENTOS .

Rehabilitación de Pozos. Definición y clasificación.

PDVSA OCCIDENTE DISTRITO TÍA JUANA (4000556)

DISTRITO LAGUNILLAS (4000555) Unidad de Explotación

LAGOTRECO

LAGOCINCO

BACHAQUERO LAGO

CENTRO SUR LAGO

Nomenclatura de los pozos

Bloque

VLC

III

VLD

IV

VLF

XI

VLG

VII (CEUTA)

VLE

V

LRF

VI

CLD LPG

Unidad de Explotación


Bloque

VLA

I

VLA

I

VLB

II

VIII

LLB

XII

V

SVS

IX

TOMOPORO

Bloque

Unidad de Explotación

TJ

TIA JUANA

LAGOMAR

LLJ

BA

LMS-LMA

LAGUNILLAS

LL

LAGOMEDIO

CL

SLG

IX

CLA

LAG

X

SLX

TOM

PB

LA SALINA

MOT MGB

TJ

LS

CSL

BARUA MOTATAN


DISTRITO MARACAIBO (4000557)

LSJ

TIERRA ESTE

LR UD

LSE LB

DM

MARA

DMM P

Limpieza de arena Causas

• Falta de cementante entre los granos de la arena. • Disminución de la presión del yacimiento. • Llegada del agua del acuífero cercanías del hoyo. • Nivel de producción superior a la tasa crítica Consecuencias

• Reducción de los niveles de producción • Erosión de los equipos de completación del pozo • Erosión de la instalaciones de superficie

Limpieza de arena. Tipos de acciones. Procedimiento.

• Correctivo Se aplica cuando la arena producida está afectando los niveles de producción del pozo..

No. 1 2 3 4 5 6 7 8

Pasos Mudar el taladro seleccionado Controlar (“Matar”) el pozo

Sacar la sarta de completación Bajar tubería de limpieza hasta el fondo Circular hasta obtener retornos limpios Sacar tubería de limpieza Bajar la sarta de completación Mudar

Limpieza de arena. Tipos de acciones. Procedimiento.

• Preventivo Para prevenir la producción de arena en áreas con larga historia de arenamiento. Los pozos son completados con algunos de los esquemas conocidos de exclusión de arena.

Procedimiento - Limpieza con Coiled Tubing

No.

Pasos

1

Mudar la Unidad de Coiled Tubing

2

Vestir los equipos: bombas, carreto, impiderreventones, etc.

3

Instalar tubería continúa a través del eductor

4

Bajar tubería, circulando, hasta la profundidad programada.

5

Sacar tubería continua cuando los retornos estén limpios

6

Mudar el Coiled Tubing

Limpieza de arena. Tipos de acciones. Procedimiento. Empaque con grava a hoyo abierto Procedimiento No .

Pasos

1

Pe rfo ra r h asta e l to pe d e la a re n a pro d uctiva

2

Ase n ta r re ve stid o r d e p ro d uc ció n

3

P e rfo ra r h a sta la p ro fu n d id a d to ta l

4

Am plia r e l h oyo

5

Ba ja r tu be ría ra n ura d a (fo rro )

6

Em p a c ar c o n gra va e l e sp a cio an u la r e ntre e l forro y e l hu e co am pliad o

7

Mud a r

Limpieza de parafinas

Causas La precipitación de la parafina esta asociada a la producción de crudo del tipo parafínico. La causa principal es:

• La disminución de la temperatura del crudo desde el yacimiento hasta el pozo causa desprendimiento de partículas de parafina que se depositan en el hoyo.

Consecuencias •

Taponamiento de los canales de flujo de la matriz (roca), reduciendo la entrada de hidrocarburos de la formación al hoyo.

•

Precipitación y adherencia en la tubería de producción reduciendo su diámetro y afectando la tasa de producción del pozo.

Limpieza de asfaltenos

Causas Los asfaltenos precipitan en el medio poroso, en los equipos de subsuelo o en las facilidades de superficie. Las causas principales son:

•

Los cambios de composición del crudo debido a la liberación del gas por reducción de la presión del yacimiento provoca la precipitación de los asfaltenos.

Consecuencias •

Taponamiento en los poros que reduce el flujo de hidrocarburos de la formación al hoyo.

•

Depósitos en las tuberías de producción, reduciendo su diámetro y afectando los niveles de producción de hidrocarburos.

•

Taponamiento en el separador y líneas de superficie.

Limpieza de asfaltenos

Causas Sitios de deposición de los asfaltenos

Limpieza de asfaltenos. Métodos. Procedimiento. • Químico Se bombea un material solvente de los asfaltenos: Benceno, xileno, tolueno, entre otros.

No

Pasos

1

Bombear a través de la tubería de producción un material solvente de los asfaltenos (benceno, xileno, tolueno, etc.)

2

Dejar en remojo el solvente durante el tiempo previamente determinado en el laboratorio

3

Bajar el calibrador con guaya fina para verificar la profundidad del tapón de asfaltenos

4

Bombear un nuevo volumen de solvente, si el tapón no está totalmente disuelto

5

Repetir la operación si es necesario

Limpieza de asfaltenos. Métodos. Procedimiento. • Mecánico Se usa con frecuencia en combinación con un solvente. Se emplea el Coiled Tubing equipado con una mecha en el extremo de la tubería continua.

No

Pasos Bajar la tubería continua

1 con mecha en el extremo Perforar el tapón 2 circulando solvente Avanzar hasta que haya 3 sido despejado el tapón 4

Circular en el fondo

5

Sacar tubería continua


Es el conjunto de actividades que se ejecutan en pozos de petróleo, gas, agua o inyectores, para restablecer o mejorar su capacidad de producción / inyección. Las operaciones de rehabilitación de pozos deben ser llevadas a cabo tomando en consideración los siguientes aspectos:  Cumplimiento con las regulaciones.

 Seguridad.  Impacto al medio ambiente.  Respeto por una fuente natural de vital importancia. Reacondicionamiento

Reparaciones Estimulación

Abandono


DIAGRAMA DE FLUJO... OPERACIONES DE REHABILITACIÓN A

ACTIVIDADES PREVIAS

DESVESTIR TALADRO AISLAR ZONAS NO DESEABLES

COORDINAR MUDANZA

ACTIVIDADES PRINCIPALES

VESTIR TALADRO SI CONTROL DE POZO (OPERACIÓN DE BOMBEO) TAPÓN ARENA / CEMENTO

OPRS. OPRS. BOMBEO ? BOMBEO ?

ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS NO TAPÓN DE HIERRO

RETIRAR CRUZ LIMPIAR

INSTALAR VIR´S

SACAR COMPLETACION (RECUPERAR EQUIPO DE PRODUCCION)

CAÑONEO (OPERACIÓN CON GUAYA ELECTRICA)

ESTIMULACIÓN (OPERACIÓN DE BOMBEO)

NO

PESCA ? PESCA ?

EMPAQUE CON GRAVA (OPERACIONES DE BOMBEO)

SI

REVISAR ESPECIFICACIONES CONTINUAR OPERACIONES

BAJAR COMPLETACIÓN (CAMBIO Y RECUPERACIÓN DE EQUIPO DE PRODUCCIÓN/TUB.) LIMPIAR VERIFICAR FONDO (OPERACIÓN CON GUAYA FINA) A

Rehabilitación de Pozos. Definición y clasificación. Clasificación del estado de los pozos PDVSA Estado Pozos activos Inactivos producción inmediata Inactivos no disponibles producción inmediata no económicos actualmente pozos de alivio gas superficial pozos de gas pozos de inyección otros pozos/abandonados

Categoría 1 2 3 5 6 7 8 9

Empresas Mixtas Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

1

2

3

396 400 405 417 420 416 429 440 443 445 450 462

33 38 36 26 26 38 28 25 30 34 34 30

212 205 204 205 202 194 198 193 188 185 183 177

427

32

196

Categoría 5 6

7

Total

8

9

61 61 58 58 57 58 58 58 58 58 58 58

43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43

123 123 126 126 127 127 127 127 127 127 127 127

868 870 872 875 875 876 883 886 889 892 895 897

58

43

126

882

Rehabilitación de Pozos. Fases inv olu cradas en las o peraciones.

FASES

La operación de rehabilitación de pozos de la industria petrolera, se ha dividido en 5 fases que corresponden a actividades técnicamente independientes, las cuales describen el proceso de rehabilitación de un pozo, desde que se inician los preparativos para la mudanza del taladro, hasta que se prueba satisfactoriamente el árbol de navidad o se asegura el pozo.

Abandonar Completar Evaluar Yacimiento Habilitar Mudar


Fase Mud ar (M) Corresponde a las actividades que involucran el movimiento del equipo de perforación / rehabilitación desde un pozo o viceversa. Su inicio se presenta en cualquiera de las siguientes situaciones:  Si es desde un pozo, comienza al iniciarse la desvestida del equipo de perforación/ rehabilitación, después de probar el árbol de navidad satisfactoriamente y/ o se asegure el pozo.

 Si la mudanza es desde un patio o dique nacional, comienza con el primer movimiento de carga.

 Si la mudanza es desde un patio o dique del exterior, comienza con el primer movimiento de salida del puerto en Venezuela, después de realizados los tramites legales.

La Fase es finalizada en los siguientes casos:

 Al iniciar la instalación de las líneas para controlar el pozo.

 Cuando se entregue el equipo de perforación de acuerdo a las condiciones del contrato.

Esta fase comprende las siguientes etapas: a.- Desvestir b.- Transportar c.- Vestir d.- Mantenimiento


Fase Habilitar (H) Son aquellas actividades que tienen como propósito preparar el pozo para restablecer o mejorar sus condiciones de operación. Se inicia con la instalación de líneas de control del pozo y finaliza al iniciar el armado del ensamblaje de la sarta de evaluación, completación o con el aseguramiento del pozo para mudar el equipo.

Fase Evaluar el Yacim iento (E) Son actividades relacionadas con las operaciones de evaluación de yacimientos. Comienza en alguna de las siguientes situaciones

 Después de terminar la

limpieza del

revestidor.

 Después de interrumpir la fase habilitar para realizar evaluación del hoyo abierto.

Esta fase comprende las siguientes etapas: a.- Preparar el pozo (Pp) b.- Trabajos programados (Tp)

Esta fase comprende las siguientes etapas: a.- Etapa Preparar el Pozo (PP) b.- Etapa Evaluar (EV)


Fase Com pletar (C)

Fase Ab ando nar (A)

Esta fase corresponde a las actividades relacionadas con las operaciones de completación del pozo, incluyendo la bajada del liner ranurado. Comienza en algunas de las siguientes situaciones:

Esta fase corresponde a las actividades relacionadas con las operaciones de abandono definitivo o temporal del pozo. Se inicia bajo dos condiciones:

Después de terminada la operación de

Cuando se este trabajando en un pozo y

sacar la sarta de evaluación.

 Al iniciar el cambio de fluido de rehabilitación por el fluido de completación.

Para el caso de completar con otro equipo o taladro, se inicia con los preparativos de acondicionamiento del pozo.

Termina cuando el pozo queda listo para fluir hasta la estación de flujo, una vez probado satisfactoriamente el árbol de navidad y/o se asegure el pozo. Esta fase comprende las siguientes etapas: a.-Etapa Preparar Pozo (PP) b.-Etapa Control de Arena (CA) c.-Etapa Completar (EC)

se tome la decisión de abandonarlo.

Cuando es un abandono programado y se instalan las líneas de control del pozo.

Finaliza en ambos casos, cuando el pozo queda asegurado según normas y procedimientos de seguridad.

Reparación de Pozos . Definic ión.

Son aquellas actividades tendientes a mejorar o restaurar la producción de crudo, después de cierto periodo inicial de producción, posterior a la completación del pozo. Estas incluyen entre otras, la instalación o cambio del forro ranurado, exclusión de arenas, reparación del revestidor de producción, recompletación o cambio de la zona productora. Se define como candidato a reparación aquellos pozos inactivos o los que estando activos presentan bajo potencial y/ o alta producción de agua y/ o gas. Para estudiar un candidato a reparación se debe contar con:

 Las fichas del pozo. Los gráficos de producción del pozo, tanto el histórico como el de prueba.

Una o varias secciones estratigráficas. La producción de los pozos vecinos

Reparación d e Pozo s en div ersos m é tod os de levant amiento artificial.

Bombeo Mecánico

Bomba de Subsuelo


La eficiencia de este método se puede ver afectada por:

 Cabillas rotas.  Rotura en los pines.  Bomba atascada.  Alta producción de gas.

Car ta Di n ag ráfi c a

 Las fases del ciclo de bombeo.  Las condiciones de los Equipos BMC.  Bombas de Subsuelo.  Tubería de Producción.  Sarta de Cabillas.  Unidad de Superficie.

Cargas en la barra pulida.  Torque en la caja reductora del balancín.

 Potencia en la barra pulida.

 Contrapeso requerido.


Cambio de Bomba de Subsuelo Este procedimiento establece la forma para realizar la operación de reemplazo de bomba de subsuelo en pozos donde se realicen servicios tanto de Workover como pulling. Verificar las siguientes condiciones al entrar la maquina de pozo: a. Localización limpia (libre de monte o escombros) b. La localización debe tener los ganchos de anclaje de los vientos, completos, descubiertos y libres de montones. c. Motor de balancín con corriente eléctrica. d. Freno del balancín en perfectas condiciones. e. El sitio donde se coloca el personal para tomar la corriente debe encontrarse limpio y libre de humedad. f. Balancín con escalera instalada.


Bombeo Electrosumergible (B.E.S) TABLERO DE CONTROL TRANSFORMADOR

CAJA DE VENTEO

Factores que Afectan el Funcionamiento de un Equipo de B.E.S

 Inestabilidad y/o Deficiencia del Suministro Eléctrico

Diseño y Manejo Inadecuado del Equipo

Desgaste del Equipo Temperatura  Producción de Gas  Incrustaciones


Análisis de las Cartas del Amperímetro Una de las herramientas más valiosas que se tienen para localizar fallas en el equipo de subsuelo es la carta de amperaje, tomadas durante el funcionamiento del equipo y registrada por el amperímetro, ubicadas a la vista en el tablero de control. Esta carta indica el amperaje de entrada del motor y la toma mediante un transformador reductor acoplado al cable detrás del tablero.

Cambio de Bomba Electrosumergible Objetivo Recomendar una serie de procedimientos para realizar una actividad exitosa, basada en las mejores prácticas operacionales y minimizar los riesgos presentes al efectuar un servicio de reparación a pozos que se encuentran en producción por medio de bombas electrosumergibles (B.E.S)

Descripción de la Tarea Sacar Tubería de Producción con Equipo B.E.S Retirar Equipo Electrosumergible. Armar Equipo Electrosumergible. Bajar Equipo Electrosumergible con Tubería de Producción.


Factores q ue Afectan el B om beo d e Cavidad Prog resiva. 2. Rotor y Estator 1. Elastómero. Abrasión.

Sustancias químicas.

Ataque químico.

Interferencia.

Delaminación. Arrastre de alta presión. Presión excesiva por etapas. Alta temperatura de operación. Influencia mecánica.

5. Cabezal Giratorio 4. Grapa Falta de ajuste a la barra pulida.

Soporte del motor partido. Recalentamiento en el freno. Daño en caja de engranaje. Daño en las poleas.

3. Pasador Peso de la sarta de cabillas junto con el estator.


C am b i o d e B o m b a d e C av i d a d P r o g r e s i v a Objetivo Recomendar una serie de procedimientos los cuales están basados en las mejores practicas operacionales y en las experiencias de campo con la finalidad de garantizar una operación segura y exitosa. P r o c ed i m i e n t o d e Ca m p o

Antes de comenzar con la actividad es necesario realizar un chequeo previo del pozo y de la localización para chequear ciertas condiciones: Líneas eléctricas cercanas al equipo deben estar sin energía. Retirar el cableado del motor. Verificar condiciones de la localización. (Mencionadas en la actividad de mudanza del equipo)

Reparación d e Pozo s en div ersos m é tod os de levant amiento artificial. Levantamiento Artificial po r Gas

L.A.G Continuo

L.A.G Intermitente

Fallas m as com unes en el Sistema de L.A.G 1.

En el sumin istro d el gas utilizado para el levantam iento

Regulador ajustable de inyección del gas demasiado abierto. Regulador ajustable de inyección de gas casi cerrado.

TAPON DE LIQUIDO

Piny Oil

Presión de inyección baja.

GAS COMPRIMIDO

Presión de inyección alta.

PUNTO DE INYECCION

2.

En el sistema de recolección de f l u i d o s Restricción en las válvulas.

Alta presión en el cabezal . 3.

Dentro del po zo.

Hueco en la tubería. Pozo circulando gas seco Pozos que no aceptan gas de inyección

Pozos que fluyen intermitentemente. Instalación bloqueada y no descargada. Válvula abierta. Pozos que producen arena


Estas fallas pueden ser detectadas a través de los siguientes recursos: 1. Registrador de dos plumas.

2. Registrador de presión del gas inyectado al pozo. 3. Pruebas de producción.

4. Detalles mecánicos. 5. Registros de presión-temperatura fluyente.

Cambio e Instalación de Válvula L.A.G Su aplicación se inicia en la sección de Optimización de Producción donde se identifica el pozo candidato a cambio de válvulas, es decir, aquel que presenta pérdida de producción e inestabilidad de presiones, se diagnostica y elabora el rediseño para llevar a cabo el trabajo.

Trabajos Tra bajos mayo res/ res/m m enores

POTENCIAL DE PRODUCCIÓN: DEFINICIÓN: Es la capacidad máxima de producción estabilizada de petróleo de un pozo, medido de forma individual en la estación de flujo a condiciones óptimas de operación: Completación y Método de Producción. GENERACIÓN DE POTENCIAL: DEFINICIÓN: Es la producción de petróleo adicional respecto al nivel base de potencial, obtenida a través través de actividades actividades de perforación, reacondicionamiento, reacondicionamiento, estimulación.  Potencial después del trabajo > Potencial antes del trabajo,

se contabiliza como GENERACIÓN. GENERACIÓN. MANTENIMIENTO DE POTENCIAL: restaura el nivel base de potencial, potencial, a DEFINICIÓN: Es la producción de petróleo que restaura través de actividades de reacondicionamiento, reparaciones y estimulaciones.  Potencial después del trabajo < Potencial antes del trabajo,  Potencial después del trabajo = Potencial antes del trabajo,

se declina el Potencial.

T ip i p o s d e r e ac ac o n d i c i o n a m i e n t o s d e p o z o s

REACONDICIONAMIENTO  CONVERSIONES (INY/PROD)

PERMANENTE

 CAÑONEO/RECAÑONEO  SIDE TRACK  GRASS-ROOT  RECOMPLETACIÓN  TA TAPONE PONES S DE METAL

TEMPORAL

 ABRIR/CERRAR/AISLAR ZONA  APERT. POZOS INACTIVOS  ACIDIFICACIÓN  INY INY.. DE GELES

T i p o s d e r ea ea c o n d i c i o n a m i e n t o s d e p o z o s

REPARACIÓN

RESTABLECER CONDICIONES MECÁNICA RESTABLECER M ECÁNICAS S DEL POZO (LIMPI (LIMPIEZAS, EZAS, ELIMINAR COMUNICACIÓN, CAMBIOS DE EMPAQUE CON GRAVA)

INYECCIÓN DE BACTERIAS

ESTIMULACIÓN

QUÍMICA

INYECCIÓN DE SURFACTANTE ACIDIFICACIÓN

Ti p o s d e r ea c o n d i c i o n a m i e n t o s d e p o z o s

ESTIMULACIÓN  INYECCIÓN DE SURFACTANTE

QUÍMICA / MECÁNICA

 INYECCIÓN DE BACTERIAS  ACIDIFICACIÓN  ACIDIFICACIÓN/FRACTURAS  FRACT. HIDRÁULICO  CAMBIO DE MÉT. (GL BES/BCP)

I.A.V I.A.V + ADITIVO

 CONVENCIONAL  SELECTIVA  ANULAR

T ip o s d e r e p ar ac i o n e s e n l o s p o z o s

Causas

Reemplazo de sarta de producción

Los fluidos corrosivos, la arena de formación y los esfuerzos de tensión/compresión pueden ocasionar falla o deterioro de alguno de los equipos de la sarta de completación.

Aplicaciones •

Empacaduras que fallan por exceso de tensión/compresión

•

Tubería de producción que falla por: Defectos de fabrica, torque inadecuado o mal diseño.

•

Manga deslizante que no puede ser abierta o cerrada.

•

Válvula de seguridad que no funciona por erosión

•

Recuperación de un pescado no recuperado con guaya fina

•

Instalación de mandriles para LAG, no instalados en la completación original..


Reemplazo de la bomba de subsuelo Causas Una bomba dañada o con una de capacidad menor reduce la producción del pozo. Razones del reemplazo:

• Daño de la bomba por erosión de arena de formación • Daño del cilindro (barril) por golpeteo del pistón • Atascamiento del pistón por: Parafina, asfalto o arena • Cambios en el comportamiento del pozo • Daño del motor de fondo (Bombas electrosumergibles)

Reemplazo de cabillas Causas Se efectúa con equipos de Suabeadura debido a:

• Ruptura de cabillas por fatiga metálica • Desgaste por roce con el revestidor

• Ruptura por atascamiento del pistón de la bomba • Falla por diseño deficiente


Cambio de zonas productoras Aplicaciones. Operación. Se aplica a pozos con varias empacaduras para:

• Evaluación del potencial de las zonas

• Toma selectiva de registros de producción/ presión • Toma de muestras de hidrocarburos (PVT) • Apertura de nuevas zonas

• Abandono de zonas por alta producción de agua o gas.


Cambio de válvulas para LAG

Aplicaciones Las válvulas son instaladas en mandriles con bolsillos para reemplazar:

• Dummies valves (Ciegas) instaladas en la completación

• Válvulas dañadas • Válvulas existentes por otras con diferentes calibración

Instalación de mandriles para LAG


Recuperación de pescado Causas Pescados: Herramientas, materiales o equipos dejados en el hoyo durante los trabajos realizados en el pozo. Causas : – La falta de pericia o descuido del operador de guaya fina – Falta de información/características de equipos del pozo – Acumulación de sucio en la sarta de completación

Procedimiento • Bajar calibrador de tubería • Bajar bloque de impresión • Bajar el pescante adecuado • Recuperar el pescado


Instalación del regulador de flujo

Operación


Cementación forzada

Objetivo Una mezcla de cemento es inyectada a presión a través de perforaciones existentes en el revestidor con el propósito de:

• Lograr un aislamiento entre zonas en el espacio anular entre el revestidor y la formación.

Aplicaciones •

Corregir una cementación primaria

•

Sellar un intervalo para reducir alta producción de agua / gas

• Abandonar una zona agotada •

Sellar una zona para recompletar el pozo en otras arenas

•

Corregir fugas en el revestidor

•

Sellar zonas de pérdida de circulación durante la perforación


Métodos de cementación forzada Baja presión •

La presión de inyección no excede la de fracturamiento

•

El cemento se canaliza entre el revestidor y la formación.

•

Partículas sólidas de cemento no pueden penetrar en poros.

•

El filtrado líquido pasa a la formación.

•

Se forma costra de cemento que tapona los poros, hasta que la mezcla no es bombeable.

•

Es la mas utilizada hoy.

Técnicas de cementación forzada a baja presión. Cabezal del pozo

• Descripción Consiste en inyectar cemento a través de una tubería de inyección sin empacadura. El confinamiento de la presión se consigue mediante el cierre de los impiderreventones. Usada en pozos poco profundos.


Técnicas de cementación forzada a baja presión

Cabezal del pozo

Impiderreventones (Cerrado)

Procedimiento No 1 2 3

Tubería de inyección Fluido desplazante Cemento

Perforaciones a cementar

Pasos Bajar la tubería de inyección por debajo del fondo de las perforaciones Bombear la mezcla de cemento frente al intervalo a cementar Levantar la tubería por encima del tope del cemento

4

Cerrar los impiderreventones

5

Inyectar la mezcla de cemento hasta obtener la presión final programada


Técnicas de cementación forzada a baja presión

Cabezal del pozo

• Ventajas Procedimiento muy sencillo y no utiliza equipos especiales. La mezcla de cemento es colocada frente a la zona a sellar. Esto garantiza que no será inyectado otro fluido que pueda dañar la formación

• Desventajas No es selectiva. Potencial riesgo de producir estallido en el revestidor.


Técnicas de cementación forzada a baja presión Empacadura recuperable con cola. Procedimiento. •

Descripción

Utiliza una empacadura enroscada al extremo de la tubería. Debajo de la empacadura se anexa tubería "cola", para colocar cemento frente a perforaciones y evitar atascamiento de empacadura.

No

Pasos

3

Bajar la empacadura hasta la profundidad programada Asentar empacadura sobre tope del intervalo de interés Probar la tubería de inyección y elrevestidor

4

Hacer una prueba deinyectividad

5

Liberar la empacadura

6

Bombear espaciador mas cemento

7

Desplazar los fluidos

8

Levantar la tubería fuera del cemento

9

Asentar la empacadura e inyectar la mezcla de cemento hasta la presión final.

10

Circular en reverso

1 2


Técnicas de cementación forzada a baja presión Empacadura permanente con cola Operación


Técnicas de cementación forzada a baja presión Empacadura permanente sin cola

• Descripción • Se emplea una empacadura permanente. • La comunicación entre la parte superior e inferior se obtiene insertando una espiga en la empacadura para abrir la válvula de contra flujo del retenedor

Procedimiento No

Fluido de desplazamiento Fluido espaciador

Revestidor

Retenedor

Cemento

Fluido espaciador

Pasos

1

Bajar retened or y asentarla por encima del tope de l intervalo

2

Probar tube ría de superficie, inyecc ión, re vestidor

3

Sacar la tube ría del retene dor y circular

4

Insertar tubería en retenedor.. Hacer prueba de inyectividad

5

Sacar tubería del retened or

6

Bombear espaciador más cem ento

7

Desplazar cem ento + 250 pies sobre la punta de la tubería

8

Inse rtar la tube ría e n el retene dor (a bre la válvula)

9

Inyectar el ce m ento hasta la presión final

10

Retene r la presión durante dos minutos

11

Sacar tubería de l rete ned or y circular en reverso

12

Perforar el retene dor


Consideraciones operacionales Recomendaciones

• Tasa de inyección Obtener presión final con la cantidad de mezcla preparada. • Filtrado Reducir filtrado del cemento(CMC) para evitar fraguado rápido • Tiempo de bombeabilidad Determinar duración de los trabajos y preparar en el laboratorio una mezcla que satisfaga los requerimientos de bombeabilidad. • Densidad Mezclar en tanque separado para obtener densidad deseada.


Conversión de productor a inyector. Aspectos generales

• Descripción Consiste en adecuar pozos productores para que sirvan de inyectores de fluidos (Agua/gas). Esos inyectores pueden ser obtenidos de la perforación de pozos o también a través de la conversión de productores que ya están agotados o invadidos por agua o gas.

• Aplicaciones: En proyectos de recuperación suplementaria y para desechar efluentes petroleros

• Ventajas: La recompletación es una opción más económica que la perforación de un pozo nuevo.

• Desventajas: Tiene una vida útil más corta que un pozo perforado debido a las óptimas condiciones de los revestidores de un pozo nuevo.


Conversión de productor a inyector. Procedimiento No

Pasos

1

Matar el pozo

2

Sacar la sarta de producción

3

Fresar las empacaduras permanentes

4

Realizar una cementación forzada en los intervalos cañoneados

5

Cañonear las arenas donde se desea inyectar los fluidos

6

Bajar y asentar la empacadura sobre el intervalo de interés

7

Bajar la sarta de inyección

T ip o s d e r ea c o n d i c i o n a m i e n t o s d e p o z o s

Recompletaciones. Descripción •

En la recompletación se abandona el yacimiento donde se está produciendo y se adecua el pozo para producir uno nuevo. Una de las prácticas de completación de pozos con varios horizontes petrolíferos es completarlos y producirlos inicialmente en el yacimiento mas profundo, y una vez que se llegue al límite económico de producción recompletarlo en otro horizonte petrolífero. Este tipo de trabajo requiere la utilización de taladros debido a que generalmente está asociado con actividades muy exigentes como la inyección de cemento, destrucción de empacaduras permanentes con herramientas que requieren ser rotadas. Se aplica cuando el yacimiento:

• Llega a su limite económico

• No puede ser puesto a producción por presencia de un pescado irrecuperable


Recompletaciones. Procedimiento

No

Pasos

1

Matar el pozo

2

Sacar la sarta de producción

3

Fresar las empacaduras permanentes

4

Realizar una cementación forzada en los intervalos abiertos

5

Asentar tapón metálico en el tope de los intervalos cementados

6

Cañonear arenas del nuevo yacimiento

7

Bajar la sarta de producción

8

Mudar


Desviación larga (Sidetrack). Aplicaciones y procedimiento. •

Consiste en abandonar el hoyo original y perforar uno desviado a través de una ventana superficial en el revestidor. Se aplica en pozos donde:

– No puede ser recuperada la sarta de completación – La economía favorece a la desviación larga vs recuperar la completación No

Pa s o s

1

Ma ta r e l pozo

2

Co rta r la s arta d e c om p le ta c ió n po r e n cim a d e la e m p ac a du ra superior

3

Co lo c ar ta p ón de c e m e n to so bre e l to p e d e la tu b e ría c orta d a

4

Ab rir u na ve n ta n a e n e l re ve s tid o r d e p ro d uc c ió n

5

Po ne r ta pó n d e c e m e nto c ub rie nd o la ve nta na

6

Lim p ia r c e m e n to 50 p ie s de b a jo d e l to pe d e la ve n ta na

7

P e rfo ra r h oyo d e svia d o ha sta la p ro fu nd id a d to ta l

8

Co rre r y c e m e nta r e l n ue vo re ve stid or

9

Com ple ta r e l p ozo

10

Muda r



Desviación corta. Descripción •

Consiste en abandonar el hoyo original del pozo y perforar uno nuevo desviado a través de una ventana debajo del revestidor de producción.

Se aplica: • Para reemplazar el forro que está dañado • Cuando hay pescado dentro del forro afectando la producción • Cuando el forro no esta dañado, pero requiere ser reemplazado y empacado con grava para inyectar el pozo con vapor Pozo programado para una desviación corta por debajo de la zapata del revestidor, pero al no poderse recuperar el forro viejo fue completado a través de una ventana abierta arriba de la zapata del revestidor.

Reacondicionamiento de un pozo originalmente programado como desviación corta, pero al recuperar todo el forro viejo no hubo necesidad de perforar el nuevo hoyo desviado.


Desviación corta. Procedimiento

No

Revestidor de producción Zapata Hoyo ampliado y empacado con grava Forro ranurado

Tapón de cemento

Grava

Forro viejo

Pasos

1

Matar e l pozo

2

Cortar el forro viejo unos 40 pies debajo de la zapata d el revestidor

3

P on e r u n ta p ón d e c e m e nto d e n tro d e l fo rro y hasta un os 20 pies sobre la zapata d el revestidor

4

Limpiar cemento hasta 40 pies debajo de la zapata

5

Ba ja r h e rra m ie n ta Sp ud b it

6

Perforar desviado hasta el tope del intervalo pro du ctor

7

Ce m e n ta r e l re ve s tid o r d e p ro d uc c ió n

8

Perforar hasta la profundidad total

9

Am p lia r e l h o yo p e rfo ra d o

10

Ba ja r fo rro ra n u ra d o

11

Em p a c ar e l p ozo c o n gra va

12

Mudar


Aislamiento de zonas productoras. Aplicaciones y procedimiento. •

Consiste en separar mediante empacaduras las diferentes zonas productivas para mejorar la supervisión y control del yacimiento. Esto permite supervisar y controlar el comportamiento individual de cada zona para mejorar el proceso de explotación del yacimiento. Se aplica en pozos completados con una sola empacadura en el topo de los intervalos.

No Aislamiento de zonas Productoras

Completación Original

1

Matar el pozo

2 3

Sacar la sarta de completación Asentar con cable eléctrico (o tubería) las empacaduras permanentes

4 5

Bajar la sarta de completación Mudar

Empacaduras

Arenas en Producción

Pasos


Grass – root. Aplicaciones •

•

•

Consiste en abrir una ventana cortando el revestidor de producción 100 pies debajo de la zapata del revestidor de superficie. La diferencia básica entre ellos es que en el Grass-root el pozo es completado con un revestidor del mismo diámetro que el original. Mientras que en la Desviación larga el pozo tiene que ser completado con un revestidor de menor diámetro que el original. Para poder hacer un Grassroot es requisito indispensable que el revestidor de producción no esté cementado hasta la superficie. Se aplica en los pozos someros donde: • El revestidor de producción está muy deteriorado • No puede ser recuperado un pescado del pozo

Esquema de un pozo donde hubo que realizar un Grass-root debido a que tenía un pescado irrecuperable en el forro ranurado


Grass Root. Procedimiento No

Revestidor viejo

Pescado

Revestidor nuevo

Pas o s

1

Matar e l pozo

2

Poner un tapón de cem ento en el forro ranurado

3

Cortar el revestidor de producción unos 100 pies d e bajo d e la zapata su pe rficial

4

Co lo ca r ta pó n de c e m e nto so bre e l revestidor cortado

5

Esperar fraguado del cemento y limpiar cem ento uno s 50 pies d ebajo de la zapata

6

Perforar hoyo de sviado hasta el tope de la arena pe tro lífe ra

7

Ce m e n ta r e l n u e vo re ve s tid o r

8

Perforar hasta la profundidad total

9

Ampliar el hoyo debajo de la zapata

10

Bajar el forro ranurado y em pacarlo con grava

11

Mudar


Cañoneo. Aplicaciones y procedimiento. Consiste en perforar con cañones el revestidor en zonas atractivas, cuando: • Se requiere abrir a producción un nuevo intervalo • Se estime que exista daño a la formación • Se sospecha que el pozo fue cañoneado fuera de zona

•

No

Pasos

1

Ve stir e q uip os d e la c om p a ñía de se rvic io

2

Ba ja r c a lib ra d or d e tu be ría s

3

Ba ja r c a ño n e s

4

Ca ño ne a r e l re ve stid or e n intervalos programados

5

Mu d a r

lo s

de

producción

Tapones de cemento. Descripción •

Consiste en colocar tapones de cemento mas aditivos para aislar zonas inferiores con: – Alta producción de agua o gas. – Alta presión que pueda estar causando flujo cruzado hacia otros intervalos.

Estos tienen múltiples aplicaciones de las actividades petroleras: controlar pérdidas de circulación durante la perforación del hoyo; asentar las herramientas de desviación en la perforación direccional controlada; abandonar los pozos y aislar zonas inferiores para sacarlas permanentemente de producción por problemas de alta producción de agua o gas. Estos trabajos pueden ser realizados con Taladros, con el Coiled Tubing o con un equipo con guaya eléctrica. El empleo generalizado de este método es para aislar intervalos inferiores que tienen:

– Alta producción de agua o gas. – Alta presión que pueda estar causando flujo cruzado hacia otros intervalos.


Procedimiento con taladro. No

Pasos

1

Ma ta r e l p ozo

2

Sa c ar la sa rta d e c o m ple ta c ió n

3

Ba ja r la sa rta de c em e n ta ció n

4

Bo m be a r flu id o es pa cia do r

5

Bom bea r la cantidad d e cem ento calculada

6

Bo m be a r flu id o es pa cia do r

7

Bo m b e ar flu id o d e d e sp la za m ie n to hasta que el cem en to fuera y dentro de la tube ría e sté al m ism o n ivel (Balanceado)

8

Sa c a r la tu b e ría y e s p e ra r fra gu a d o

9

Ve rific a r to p e d e l c e m e n to

10

Co m ple ta r e l p ozo

11

Mud a r


Procedimiento con coiled tubing. No

Pasos

1

Ve stir e l e quipo

2

Bajar la tubería continúa hasta la pro fundida d d e colocación de l tapó n

3

Circular hasta obtener retornos limpios

4

Bom b ea r fluid o e spa cia dor

5

Bom bear el ce me nto

6

Bom b ea r fluid o e spa cia dor

7

De sp la za r e l c e m e nto , sa ca nd o len tam ente la tube ría

8

Sacar tubería fuera del cemento

9

Circular hasta obtener retornos limpios

10

Verificar tope de cemento


Procedimiento con guaya eléctrica.

No

Pasos

1

Ve stir e l e q u ip o d e la c om p a ñ ía de se rvic io

2

Ba ja r c a lib ra d or d e tu be ría s

3

Bajar el tapón de pa raguas a través d e la tub ería d e prod ucc ión

4

Ase ntar e l tapó n e n e l reve stido r a la profund ida d p rogram ad a

5

Coloc ar c em e nto so bre e l top e de l tapón, usand o un verted or

6

Es pe ra r fra gu a d o y ve rific a r e l tope de l tapón

7

Mud a r

Estimulaciones Contenido:

Achicamiento (suabeo)

 

Fracturamiento hidráulico

Acidificación

 

Inyección de vapor

Estimulaciones

Achicamiento

Aplicaciones

Para traer a producción los pozos de flujo natural que no pueden fluir después de los trabajos de completación o rehabilitación.

Estimulaciones Achicamiento Procedimiento

No

Pasos

1

In sta la r u n lu bric ad or e n e l cab ezal de l pozo

2

Ba ja r la s h e rra m ie n ta s d e ba jo de l nive l de l fluido ( La c op a se m onta sobre e l m an dril para de jar pa sar fluido ha cia arriba )

3

Le va nta r la he rra m ie n ta a la m ayor velocida d posible pa ra evitar que el flujo se e scap e de las cop as. (Las co pas b ajan y sellan co ntra e l m an dril y se expande n co ntra la tubería d e pro d u c c ión )

4

Rep etir la ope ración hasta lograr red uc ir la pre sión hidrostática y que e l pozo fluya po r s u p ro p ia e ne rgía

5

Re co ge r e l flu id o e n lo s ta nq ue s de recolecc ión

Estimulaciones Fracturamiento hidráulico Aplicaciones Se inyecta un fluido a presiones superiores a la presión de ruptura de la formación. Se aplica :

• En arenas de muy baja permeabilidad • En arenas con daño no remediable con tratamiento químico. • En calizas utilizando ácidos

Consideraciones operacionales Material sostén: • Alta resistencia a compresión • Resistente a la corrosión

la

• Baja gravedad específica • Disponibilidad • Bajo costo Fluido de fracturamiento: • Geles de kerosén/gas oíl (inicialmente) • Petróleo, agua-gel; petróleogel

Estimulaciones Fracturamiento hidráulico Procedimiento

No . Revestidor de producción Material sostén

Fluido de fracturamiento

Fracturas

Estrato productos

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Pas o s

1

Probar las líneas de inyec ción d e supe rficie

2

Ap lic ar p re sió n e n e l e sp ac io anular

3

Aplica r pres ión ha sta fracturar la formación

4

Bombear el material sostén (Propping agent)

5

Circ ula r p ara sa ca r e l e xc eso de l ma terial sostén

Estimulaciones Acidificación Descripción

Se inyecta un ácido capaz de reaccionar con Tipos algunos componentes de la matriz, • Matricial incrementando los espacios porosos. Se inyectan los fluidos seleccionados a presiones inferiores a la presión de fracturamiento de la formación.

• Fracturamiento con ácido Los fluidos (ácidos) son inyectados a presiones mayores que la presión de fracturamiento de la formación.

Estimulaciones Acidificación Selección de los ácidos •

Acido clorhídrico Areniscas calcáreas y calizas: HCl + CaCO3  CaCl + H2O + CO2

•

Acido Fluorhídrico Utilizado para disolver los silicatos y las arcillas que no reaccionan con el ácido clorhídrico

•

Acido acético Su lento tiempo de reacción le permite penetrar más profundamente en la formación

Estimulaciones Inyección de vapor Aplicaciones

Consiste en inyectar cíclicamente vapor con el objeto de :En calentar la arena petrolífera Se aplica campos asociados a la de crudo pesado y extra pesado. para producción incrementar la capacidad de producción del pozo.

Estimulaciones Inyección de vapor Procedimiento No .

Pas o s

1

Muda r e l e q uipo d e sua be a dura

2

Sa ca r e quipo d e p rod uc ción,

3

Ba ja r e m pa c a dura té rm ica

4

Ase nta r e m pa ca dura té rm ic a so bre e l tope de l forro

6

In sta la r la lín e a d e in ye c c ió n d e va po r a l c a be za l d e l p ozo

7

In ye c ta r va p or p a ra e va p ora r lo s flu id os d e l a n u la r (cocinamiento)

8

Inyecta r vap or (1000 – 5000 tone lad as) sin fractura r la formación

9

De ja r e l pozo c erra ndo d ura nte 5 a 8 d ía s

10

Mu da r e l e q uip o d e su a be a d ura y s ac a r e q u ip o d e in ye c c ió n

11

Re cupe ra r e l e quipo d e inye cc ión

12

In sta la r la sa rta de pro du cc ió n y d e sve stir

13

De sve stir y m u da r e q uip o d e sua be ad ura

Estimulaciones Inyección de vapor Procedimiento

Vapor Planta de vapor Vapor

Empacadura térmica Empaque con grava Formación

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Abandonos Razones del abandono Naturaleza

• Económica: Reservas / Costos • Mecánica: Colapsamiento. Ruptura. Corrosión • Operacional: Pescados • Seguridad: Hospitales / Escuelas.

Abandonos Procedimiento de abandono Operación

No .

Pasos

1

Ma ta r e l pozo

2

Co lo ca r e l ta p ón d e fo nd o , fre n te a lo s in te rva lo s c a ñ on e a d os

3

Espe ra r e l fra gua do de ce m e nto

4

Su bir la tu be ría y c olo ca r e l ta pó n in te rm e d io .

5

Esp e ra r e l fra gu a do y ve rific a r e l to p e d e l c e m e n to .

6

Su bir la tu be ría y c o lo ca r e l ta p ón de c e m e n to su pe rfic ia l

7

Inye cta r c em e nto e n los espa cios anula re s

8

Co rta r re ve stid o re s a l n ive l d e l su e lo y p on e r u na p la n ch a d e acero

Abandonos Procedimiento de abandono Operación

Abandonos Beneficios del abandono Tipos

Económico: Impuesto a los activos empresariales Yacimiento : Flujo cruzado en proyectos de recuperación secundaria

Abandonos Beneficios del abandono Yacimiento: Ejemplo

Operaciones de Subsuelo.pdf

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