CURSO DE WORKOVER
INSTRUCTOR ING: EDELBERTO HERNANDEZ TREJOS
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA INGENIERIA DE PETROLEOS CENTRO DE ESTUDIOS DE INGENIERIA DE PETROLEOS BUCARAMANGA 24 Y 31 DE MAYO DE 2003
CONTENIDO INTRODUCCION OPERACIONES DE WORKOVER COMUNES 1. TIPO TIPO DE DE UNION UNIONES ES Y FLA FLANG NGES ES 2. SARTA DE PRODUC PRODUCCIÓN CIÓN Y ELEMENTO ELEMENTOS S TUBULARE TUBULARES S 3. LOGIST LOGISTICA ICA EN OPER OPERACI ACIONE ONES S DE WORKOV WORKOVER ER 4. CORTAD CORTADOR OR INTER INTERNO NO DE CASIN CASING G TIPO TIPO A-1S 5. JUNK JUNK MIL MIL Y TAPPE TAPPER R MIL, MIL, MODE MODELOS LOS A1 6. CUCH CUCHAR ARAS AS DESV DESVIA IADO DORA RAS S 7. ENSA ENSANC NCHA HADO DORE RES S DE HUE HUECO CO 8. JUNK JUNK BASK BASKET ET SUB SUB 9. RABO RABO DE DE RATA RATA Y DIE DIE COL COLLA LARS RS 9.1. DRILLING DRILLING JARS 10.RASPADORES DE CASING 11.JUNTAS DE SEGURIDAD (SAFETY JOINT) 12.SPEARS 13.KNUKL 13. KNUKLE E JOINT 14.PRUEBAS DE REVESTIMIENTO (LEAK – OFF) 15.OPE .OPERACIONES DE BAC BACK – OFF.
USOS.
HERRAMIENTAS Y
PROCEDIMIENTOS 16. REPARACION DE COLAPSOS. COLAPSOS. OPERACIÓN Y HERRAMIENTA HERRAMIENTA 17.OPERACIONES DE PESCA DE CABLE (SANDLINE) 18.LIMPIEZA DE ARENA EN POZOS CON ARENAMIENTO CONTINUO 19.PR .PRUEBAS
DRILL
STEAM
TESTING.
USOS.
CABLES.
CONCIDERACIONES Y EQUIPO. EQUIPO. OPERACIÓN. 20. 20. OPER OPERAC ACIO IONE NES S DE DE SUA SUABE BEO. O.
HERR HERRAM AMIE IENT NTAS AS..
ENSA ENSAMB MBLE LE DE
HERRAMIENTAS. PROCEDIMIENTO. INFORMACION. 21.GENERALI 21.GENERALIDAD DADES ES SOBRE EMPAQU EMPAQUES ES Y RETENE RETENEDOR DORES. ES. USO Y CLASES.
FORMA FORMA DE
CONTENIDO INTRODUCCION OPERACIONES DE WORKOVER COMUNES 1. TIPO TIPO DE DE UNION UNIONES ES Y FLA FLANG NGES ES 2. SARTA DE PRODUC PRODUCCIÓN CIÓN Y ELEMENTO ELEMENTOS S TUBULARE TUBULARES S 3. LOGIST LOGISTICA ICA EN OPER OPERACI ACIONE ONES S DE WORKOV WORKOVER ER 4. CORTAD CORTADOR OR INTER INTERNO NO DE CASIN CASING G TIPO TIPO A-1S 5. JUNK JUNK MIL MIL Y TAPPE TAPPER R MIL, MIL, MODE MODELOS LOS A1 6. CUCH CUCHAR ARAS AS DESV DESVIA IADO DORA RAS S 7. ENSA ENSANC NCHA HADO DORE RES S DE HUE HUECO CO 8. JUNK JUNK BASK BASKET ET SUB SUB 9. RABO RABO DE DE RATA RATA Y DIE DIE COL COLLA LARS RS 9.1. DRILLING DRILLING JARS 10.RASPADORES DE CASING 11.JUNTAS DE SEGURIDAD (SAFETY JOINT) 12.SPEARS 13.KNUKL 13. KNUKLE E JOINT 14.PRUEBAS DE REVESTIMIENTO (LEAK – OFF) 15.OPE .OPERACIONES DE BAC BACK – OFF.
USOS.
HERRAMIENTAS Y
PROCEDIMIENTOS 16. REPARACION DE COLAPSOS. COLAPSOS. OPERACIÓN Y HERRAMIENTA HERRAMIENTA 17.OPERACIONES DE PESCA DE CABLE (SANDLINE) 18.LIMPIEZA DE ARENA EN POZOS CON ARENAMIENTO CONTINUO 19.PR .PRUEBAS
DRILL
STEAM
TESTING.
USOS.
CABLES.
CONCIDERACIONES Y EQUIPO. EQUIPO. OPERACIÓN. 20. 20. OPER OPERAC ACIO IONE NES S DE DE SUA SUABE BEO. O.
HERR HERRAM AMIE IENT NTAS AS..
ENSA ENSAMB MBLE LE DE
HERRAMIENTAS. PROCEDIMIENTO. INFORMACION. 21.GENERALI 21.GENERALIDAD DADES ES SOBRE EMPAQU EMPAQUES ES Y RETENE RETENEDOR DORES. ES. USO Y CLASES.
FORMA FORMA DE
22.EMPAQUE PERMANENTE MODELOS “D” Y “DB” 23.EMPAQUE PERMANENTE BAKER MODELO “DA” 24.EMPAQUE BAKER MODELO “F-1. FB-1. FA. FAB. FA-1. FAB-1” 25.EMPAQUE BAKER MODELO “KB” 26.EMPAQUE BAKER MODELO “SABL-3 Y SAB-3” 27.EMPAQUE PERMANENTE EZ SV – DRILL 28.EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO R-3 29.EMPAQUE RECUPERABLE MODELO A-3 Y AL-2 30.EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO G 31.EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO MR-1 32.EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO A-5 33.EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO AD-1 34.EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO RTTS 35.EMPAQUE RECUPERABLE BAKER FULL – BORE, MODELO C MANEJO DE POZO BIBLIOGRAFIA ANEXOS
INTRODUCCION
Con el nombre de Workover Workover se denomina toda toda una serie de trabajos trabajos algunos de regular periodicidad realizada a los pozos con el fin de mantener su producción en valores más o menos constantes. También se acostumbra dentro de este término incl inclu uir los los traba rabajjos de comp complletam etamie ient nto o o reco recom mplet pletam amiiento ento del del pozo pozo y estimulaciones. Como son muchas las causas de baja productividad de los pozos, los problemas tratables o trabajables son los que a menudo exigen los trabajos de Workover, tale taless como como prob proble lema mass de la form formac ació ión n cerc cerca a al pozo pozo,, prob proble lema mass de las las perforaciones y liners rasurados y los problemas de equipos de producción. Como siempre deberá tenerse una buena historia de producción al cual se le planea hacer hacer el Workover. Workover. Usando dicha dicha historia historia se debería diseñar diseñar el trabajo trabajo a realizar en forma lógica y tratando siempre de ahorrar al máximo el tiempo de equipo (taladro) necesario para tales operaciones y así minimizar costos.
OPERACIONES DE WORKOVER COMUNES
a- Lavado de arena b- Empaquetamiento con grava. c- Cañoneo y/o recañoneo. d- Reparación de colapsos. e- Taponamiento de rotos en el Casing y búsqueda de los mismos f-
Pruebas DST.
g- Lavado de perforaciones. h- Operaciones de swabeo. i-
Acidificaciones.
j-
Fracturamiento.
k- Corrida y cementación de liners. l-
Squeezes.
m- Cambios de bombas de subsuelo, válvulas de gas lift, de varillas. n- Operaciones de pesca (tuberías, cables, llaves, conos, empaques y/o cuñas, etc.).
1. ESPECIFICACIONES API DE ALGUNAS FLANGES
DIAM. 6 X 2000 10 X 2000 12 X 2000 16 X 2000 20 X 2000
6 X 3000 10 X 3000 12 X 3000 16 X 3000
OD. ESPESOR No. TORNILLO FLANGES HUECOS DIAM. X LOG. 3/16 14 2 12 1 X 7 3/8 20 2 13/16 16 1 ¼ x 9 ¼ 15/16 22 2 20 1 ¼ x 9 ½ 5/16 27 3 20 1 ½ x 10 ¾ 7/8 32 3 24 1 5/8 x 12 ¼ 15 21 ½ 24 27 ¾
2 ½ 3 1/16 3 7 /16 3 15/16 3/4
20 X 3000 33 ¾
4
6 X 5000 15 ½ 10 X 5000 23
3 5/8 4 11/16
SERIE
RING
600 600 600
45 53 57
600
65
600
73
900 900 900 900
45 53 57 66
900
74
20
1 1/8 x 8 ¾ 1 1/8 x 10 1 3/8 x ¾ 1 5/8 x 12 ¼ 2 x 15 1/4
12 12
1 3/8 x 11 ¼ 1500 1 7/8 x 14 1500
12 16 20 20
46 54
3/8
12 X 5000 25 ½ 14 X 5000 29 ½ 9 X 2000 9 X 3000 11 X 3000
5 5
7/16 7/8
16 16
2 x 16 2 ¼ x 18
1500 1500
58 63 49 49 53
FORMAS COMUNES DE ESPECIFICAR ELEMENTOS TUBULARES Y ADITAMENTOS USADOS EN ÁRBOLES DE NAVIDAD.
Válvula de compuerta de 4” x 2000, flanchada
Válvula de compuerta de 4” x 2000, roscada.
Válvula de bola de
Válvula de Mariposa de 6" x 2000, flanchada.
Válvula de Tapón (plug) 4” x 2000, flanchada.
Cruz de espárragos de 3 x 2”, serie 600.
Codo de 90 o, serie 600 2” x 1” ,roscado.
Codo de 450 , serie 600 2” x 1”, roscado.
Tapón ( Bull plug) de 2” x 3000.
Tee de salidas rascadas 2" x ½” x 1”, serie 600.
Tapón de cabeza hexagonal 2” de alta.
Tapón de cabeza redonda.
Unión universal de 2” x 3000, salidas roscadas.
Ye (Y) roscada de 1” x 200.
Ye (Y) flanchada de 3” de alta.
Cruz roscada de 3” x 3” x 2000 psi.
Cople roscado de 2” x 2000.
Espárragos de ½ ” x 10”.
Tornillo (bolt) de ½ ” x 10”.
Stud bolt de ½ ”
Tornillo (bolt) de 1/2" x 10".
Stud bolt de 1/2"' x 10".
Tuerca (Nut) de 1/2" de alta.
Niple de 4" roscado de alta.
4” x 2000, flanchada.
x 10”.
2. ALGUNAS SARTAS DE PRODUCCIÓN USADAS Y ELEMENTOS TUBULARES. SARTA DE VARILLAS TIPICA ( Bombeo Mecánico). Normalmente puede utilizarse una sarta como la siguiente: Bomba de subsuelo + varillas de ¾ ” + varillas de 7/8 ” + varillas de 1”. SARTA DE PRODUCCIÓN PARA BOMBEO MECÁNICO Tapón de 2 7/8” + Tubo de 2 7/8” + ancla de gas ( tubo ranurado) + Niplesilla + Tubos de 2 7/8. SARTA PARA GAS LIFT Niple campana o tubo ranurado corto + empaque (puede ser modelo G) + Niplesilla + Tubo de 2 7/8 + Mandril para gas lift + 8 Tubos de 2 7/8 + Mandril + Tubería de 2 7/8. OTROS TIPOS DE UNIONES DE TUBERÍAS USADAS EN WORKOVER UNION TIPO 3 ½ Reed Wida Open (RWO) 4 Reed Wide Open
4 ½ Reed Wide Open
EQUIVALENCIA 3 ½ IF 4 ½ SH 4 ½ XH 5 Double SL ( stream line) 5 ½ MO NC – 46 4 ½ IF
5 XH NC- 50
Tubing 2 7/8 (RWO) 2, 7/8, RWO 2 7/8 REED OPEN
ID, COPLE 2 7/16” 2 7/16”
OD, COPLE, INCH 4 1/8 3 ¾
HOLE 2 7/8 AMERICAN OPEN
2.151”
3 7/8
HOLE
CONEXIONES DE KELLYS COMUNES CUADRADAS DIAM. (Pulg)
UNION SUP.
UNION INF
PESO (Lbs)
LONG. (Pies)
3 ½ 4 ¼ 5 ¼ 6
( Izq.) 4 ½ Reg. 6 5/8 Reg. 6 5/8 Reg. 6 5/8 Reg.
3 4 5 6
1.320 1.820 2780 3.700
40-46 40-46-54 40-46-54 40-46-54
½ IF ½ IF ½ FH 5/8 Reg.
HEXAGONALES 3 ½ 4 1/4 5 ¼ 6
4 6 6 6
½ Reg. 5/8 Reg. 5/8 Reg. 5/8 Reg.
2 3 4 5
7/8 IF ½ IF ½ IF ½ IF
1.200 1.740 2.550 3.040
40-46 40-46-54 40-46-54 40-46-54
3. LOGISTICA DE OPERACIONES EN ALGUNOS TRABAJOS A POZOS
ALGUNOS TRBAJOS A POZOS
Identifique el pozo y profundidades correctas
Descargue el pozo hasta que muera
Llenar con un buen fluido de completamiento
Instalar preventoras de varillas
Sacar varillas y bombas
Llenar el pozo
5
5
Retirar el árbol de navidad e instalar BOP¨S
Sacar la sarta de producción
Va a lav ar are na
7
si Baje con broca y raspador correcto + tuberías conejeadas y medidas
no
Va a estimular
Pudo llegar a fondo Con la broca?
no Posible colapso o Pescado.
si Saque raspador y/o tuberías.
Cañonee o recañonee si es necesario.
11
Bajar raspador y dejar limpio.
11
No
10
Fra ctur ar?
Baje tuberías + empaques + Niplesilla para aislar el intervalo
Acidificar
12
Fracture
Circule en reversa por debajo del empaque, no por encima
Deje relajar presión hasta cero sin Backflow
Swavear el pozo
Chequear el índice J.
Matar el pozo.
Saque sarta de trabajo.
Baje sarta de producción.
12
Llene el pozo con un buen fluido.
Baje tubería con empaque y niplesilla (intervalo aislado).
Déle remojo si usa retardados.
Acidificar.
Circule en reversa.
Swavear.
Ponga el pozo en producción. Calcule ¨J¨.
Mate nuevamente el Pozo.
Saque tubería de trabajo y Empaque.
Baje sarta de producción y quite BOP¨S.
Instale el árbol de navidad.
Pruebe bomba de subsuelo en superficie (Si es bombeo mecánico).
Instale preventora de varillas y baje bomba.
Pruebe con 100 Psi la bomba en el fondo.
Ponga el pozo en producción.
Bajar con cuello dentado hasta fondo con tubería conejeada y medida, Lavando en reversa o directa
7
Baje con raspador y broca a fondo, para chequear colapso
si Saque cuello dentado.
Baje liner rasurado y Empaquete con grava.
Saque la washpipe. Bajar sarta de producción.
no Pudo llegar A fondo?
10
Baje con washpipe de 1¨ y toque fondo de liner.
Circule en reversa desde el fondo del liner y lave posible arena. Chequee el empaquetamiento.
si 10
Baje bloque de impresión
Colapso?
30
no
Baje raspador a fondo
Pescar
si 50
Haga prueba de casing.
Casing roto.
40
Continué operaciones.
30
Repare colapso con Tapper Mill en tamaños progresivos de diámetro.
Baje con raspador a fondo.
5 0 0
Haga squeezes y/o tapones.
40
Baje con raspador y broca, limpie y seque.
Haga prueba de inyección y/o seca.
Hay roto s? no Continué operaciones.
si 4 0
4. C0RTAD0R INTERNO DE CASING TIPO A – 1’ S
Este tipo de cortador interno se utiliza siempre y es recomendable con el spider y el elevador correspondiente. Es muy versati1
para cortar el
revestimiento en forma correcta y completamente radial. Generalmente se establece de antemano la profundidad a las cuales se va a cortar casing. Este tipo de cortador reduce los problemas de cortes al azar y los problemas de revestimientos
concéntricos.
La
herramienta
solo
corta
inicialmente pequeños diámetros para así hacer cama o camino de trabajo. Después de esto un simple cambio de cuchillas te hacer un corte mas profundo y total. De ese modo obtiene un corte preciso a la profundidad deseada. La herramienta tiene mayor variedad de tamaños de cuchillas que cualquier otra herramienta, lo cual reduce los costos y tiempos de viaje. Después de situar la herramienta a la profundidad deseada, las cuchillas se expanden hidráulicamente por simple presión de bomba. Hecho esto se procede a rotar la sarta para hacer el trabajo de corte. Las cuchillas son carburo de tungsteno y tienen una buena durabilidad. El procedimiento requiere hacer todos los cortes uno enseguida de otro sosteniendo desde el principio el casing con el spider y safety clamps luego se baja a pescar con spear y así ir recuperando trazos de casing ya cortados hasta recuperarlo todo.
La diferencia de cortar con esta herramienta es la uniformidad en el corte, comparándolo con los cortes hechos con explosivos.
5. JUNK Y TAPER – MILLS ( TIPO A-1)
Son muy usados para limar o moler tubería dañada que ha quedado como pescado entre el pozo.
El cuerpo de la herramienta es fabricado a partir de
especial aleación de acero para larga duración, dureza y abrasión. Las caras de la herramienta están revestidas con partículas de carburo tungsteno. En forma general el taper-miller usado es usado para recuperar revestimiento colapsado, pues su forma punteada lo hace muy versátil en este caso. También para abrir ventanas en el casing cuando se desea en algunas técnicas. Existen además otras herramientas demoledoras especiales para demoler tuberías drill-pipe y drill collars en una acción muy semejante a la Junk mill. Por su lado los junk mill son comercializados en dos tipos, el regular ( moler conos principalmente) y el Heavy Duty. Todas estas herramientas para millar permiten la circulación de fluido. La operación de reparar colapsos con el taper mill a menudo requiere cambiando su de tamaño de éste, iniciando con tamaños pequeños.
ir
6. CUCHARAS DESVIAODORAS (WHIPSTOCKS)
Esta herramienta es muy usada para alterar el curso de un pozo y colocarlo en una dirección deseada.
Es utilizada en perforación
direccional
para
orientación del pozo, enderezamiento de huecos curvados, o para Sidetraking. Consiste generalmente de dos secciones principales (la sección inferior es el ancla o sección de asentamiento. Unida a esta por medio de un pin, está la sección cóncava alargada ). La sección cóncava es diseñada de tal modo que la cara cóncava y su alargada forma dirige las brocas o mills, lejos de las cucharas creando una ventana o un nuevo hueco. La sección inferior o ancla tiene un mecanismo que coloca firmemente sus cuñas de tal modo que la cuchara no se mueva. Existen seis (6) tipos diferentes de cuchara: - Bottom trip: Este tipo debe ser usado en fondo sólido, tal como retenedores. -Cement Type: Usada para perforación direccional. - Section Type: Usado debajo de sartas de casing pero en hueco abierto.
- Collar Trip W/Hinge: Usado para abrir ventanas en casing. - Bottom Trip W/Hinge: Usado igual que el Bottom Trip. - Bottom Trip Without Hinge.
7. ENSANCHADORES DE HUECO (UNDERREAMER)
Esta herramienta que tiene una punta en su parte inferior y en la parte superior la conexión en pin , han sido desarrollada para cortar hueco en forma rápida en cualquier tipo de formaciones.
Posee dos (2) patas y en cada una un cono de corriente, que sirven para ensanchar el hueco. Para cambiar diámetros de hueco o ensanchar, simplemente se cambian los eslabones y pistón de ese modo se economiza patas. Es diferente al ensanchador dual en su construcción y en los conos usados. La punta de la herramienta generalmente es calzada con diamante para hacerlo más resistente. Esta herramienta es corrida entre el pozo hasta la profundidad deseada y las paras cortadoras se abren por efecto de la presión de bomba, la cual se va aumentando gradualmente hasta que las patas abren su máximo diámetro y aseguran automáticamente. El resto de trabajo es igual que perforando común y
corriente. Terminado el trabajo se para el bombeo y la herramienta se saca del pozo normalmente. Las patas cortadoras son de fácil y rápido cambio cuando se desea. Debe notarse que las patas abren y cierran dentro del pozo sin necesidad de sacar la herramienta. Muy semejante a esta herramienta es el ensanchador dual con la diferencia de que el dual va conectado en la parte inferior a una broca. Su operación es semejante a la anterior herramienta.
8. JUNK BASKETS SUB Esta herramienta es usada para recoger pedazos de chatarra que están en el fondo del pozo procedentes de dientes de broca, pedazos de cono, pedazos de empaques u otras chatarras. Se suministra como Full Strength para trabajo duro, por este motivo la camisa exterior no va soldada sino enteriza. Esta herramienta generalmente se corre entre el pozo encima de una broca, junk mill o taper mill. La operación de pesca con esta herramienta se basa simplemente en ir moliendo la chatarra y al mismo tiempo bombeando y parando de bombear.
9. TAPER TAPS Y DIE COLLARS Son herramientas demasiado simples en su construcción, pero muy efectivas en
operaciones de pesca principalmente para tuberías. Sus dientes generalmente maquinados en “V” y en forma rústica permiten un agarre efectivo
y penetrar bastante entre el pescado. Ambas herramientas
permiten circular circular mientras está operando.
9.1 LI- DAILEY DRILING JARS Con el nombre de martillos (JARS) se distingue la herramienta que se utiliza en las sartas con el fin de acelerar el impacto o crear impacto a la sarta para tensionar fuerte la misma. Este efecto de tensionar y golpear generalmente se usa cuando la tubería está pegada, es decir, en operaciones de pesca. Se conocen generalmente dos tipos de martillos: El Drilling Jars que puede usar la sarta y rotar todo el tiempo ( sartas de perforación ) y el Fishing Jars que se usa o se baja solamente con sartas de pesca. La Compañía Bowen Oil Tools fabrica dos tipos de martillos: Uno mecánico y otro hidráulico. Para usarlos en conjunto se recomienda colocar el mecánico inmediatamente debajo del hidráulico y juntos. El esquema adjunto ilustra (figura No. 5), la forma de la herramienta y sus Posiciones comunes para el caso del Li-Dailey Drilling Jars. Generalmente en el
cuerpo de la herramienta se encuentran grabados las
especificaciones o valores para golpear hacia arriba (Upstroke), y hacia abajo (Downstroke). La posición intermedia (Cocked position) que equivale a un sitio intermedio en la carrera del pistón, es el sitio de carga hidráulica donde está listo para golpear hacia arriba o hacia abajo.
Para el transporte de estas herramientas se debe estar seguro que esa en posición stretched, es decir, el pistón en la posición alargada. Además se acostumbra colocar una grapa en el cuello o carrera para evitar que cambie de posición por algún accidente.
Este procedimiento se recomienda por
razones de seguridad, pues asi se evita que se dispare en superficie o en un Sitio donde no se desea. Como el LI-Dailey Drilling Jars hace parte integral de las sartas comunes de perforación, su ubicación dentro de misma deberá hacerse con cuidado, pues solo se requerirá que se dispare cuando se necesite en caso de pegas y no cuando está perforando o en viajes.
Si por algún error de manejo este se llegara a dispara durante los viajes ocasionaría muy fácilmente accidentes al personal y de pronto otras fallas. Igualmente si durante la perforación con la broca en el fondo se llegara a disparar fácilmente se arrancarían los conos de la broca y otras fallas mecánicas ocurrirán. Con base en los anteriores comentarios, la sarta de perforación (BHA) deberá permitir que al colocarle peso a la broca, dicho peso no afecte directamente el martillo
Es decir deberá tenerse por debajo del martillo suficientes Drill Collars
para colocarle peso a la broca, pero tampoco demasiado que durante la sacada de tubería tensionen el martillo hacia abajo y lo hagan disparar.
Como un ejemplo ilustrativo de la forma de trabajo con esta herramienta, analizamos el siguiente caso:
Martillo tipo: Li-Drilling Jars Upstroke:
90000 lbs
Dowstroke:
40000 lbs
Operación:
perforación.
Peso de Drill Collars encima del martillo: Peso sobre la broca: Peso de Drill Collars debajo del martillo: Peso sobre la broca:
10000 lbs 160000 lbs 40000 lbs 30000 lbs
Peso Total de la sarta ( BHA ) 10000 + 40000 = 50000 lbs Con las condiciones anteriores al colocar sobre la broca 30.000 Lbs de peso el martillo no se disparará hacia abajo, pues se dispone de 40. 000 Lbs ( 10.000 extras) para aplicar sobre la broca y no al martillo. Continuamos el análisis del ejemplo; al sacar la tubería se estará aplicando 40.000 Lbs de tensión al martillo, con lo cual no se disparará hacia arriba (40000<90000). Ahora analizamos el caso en que la sarta anterior se quedara pegada entre el hueco y una posición por debajo del martillo; la operación del martillo para golpear hacia arriba y hacia abajo requerirá de lo siguiente: Para golpear hacia arriba: T ensionar las tuberías hasta que el indicador de peso marque 160.000 + 10.000 + 90.000 = 260.000 Lbs.
Para disparar hacia abajo: Bajar la sarta para colocar peso que el indicador (Martin-Decker) muestre un valor de 160.000 + 10.000 - 40.000 = 130.000 lbs.
De todos modos bien sea para disparar hacia arriba o hacia abajo deberá colocarse el martillo en. La posición de cock (carga), según se desee. En algunas ocasiones las pegas de tubería se presentan por un sitio arriba del martillo (quedando el martillo atrapado) y de este modo la herramienta no trabajará. También existen ciertos martillos que solo golpean hacia abajo los cuales se conocen con el nombre de Bumper - sub. El Li-Dailey Drilling Jars, se puede chequear en superficie (entre el hueco y en la rotaría) para verificar si hay fugas de aceite hidráulico, que impiden su buen funcionamiento. Para esto se sostiene el martillo con las cuñas, pendiendo del resto de la sarta. Se coloca una parada de tubería encima de él sostenida con el elevador.
Se le da media (1/2) vuelta
de torque a la izquierda a
la
parada de tuberías y se levanta dicha parada aproximadamente 18 pulgadas (carrera del pistón). Se vuelve a bajar las 18 pulgadas y así sucesivamente se repite el proceso, observando si hay fugas de aceite por los huecos que retienen el aceite.
Si hay fugas el martillo deberá cambiarse o repararse.
Esta operación de darle torque a la izquierda permite tener e marti1lo en la posición streched al tensionarlo, pues en esta posición es que se debe bajar al pozo y también para transportarlo.
10. RASPADORES DE CASING (SCRAPER) Esta
herramienta
es
bastante utilizada
obstrucciones de las paredes
internas del
en
Workover
para remover
casing, tales como: costras de
cementos, costras de rocas, parafinas y escamas,
y además
pequeñas
deformaciones metálicas del casing, debidas a operaciones de cañoneo e inicios
de colapsos.
Generalmente antes
de
bajar empaques
en
operaciones de Workover es necesario calibrar el casing con esta herramienta.
La construcción de la herramienta permite trabajarlo bien sea con rotación ó con reciprocación. Las cuchillas que deben ser adaptadas para cada diámetro de casing, están dispuestas de tal modo que cubren los 360.
Generalmente se corre con la caja hacia abajo y si se desea se coloca debajo de él una broca, por razones practicas se recomienda en forma general que se trabaje reciprocándolo únicamente.
11. BCWEN SAFETY JOINTS
Estas juntas de seguridad se componen de dos (2) piezas desenroscables una a otra que suministran un medio positivo para soltar cuando se desea. Transmite el torque total en cualquier dirección y puede soportar peso y tensión. No existe ningún movimiento entre las dos (2) piezas, ni facilidad de partirse. Externamente la parte inferior es conexión en pin y la superior en caja. Tiene dos (2) pequeños empaques internos uno arriba y otro abajo. Existen juntas de seguridad para cada tubería; o sea existen para drill pipe, tubing y washpipe. Cuando se está entre el hueco y se desea soltar simplemente, se gira la tubería a
la izquierda, se sostiene el torque y se le pone peso hasta que revienta; generalmente se trabaja colocando el peso normal de la sarta. Para volver a enroscar se baja hasta que las dos (2) secciones hagan contacto, se aplica un poco de peso, se rota a la izquierda una o dos vueltas, y finalmente se rota hacia la derecha hasta que el torque incremente considerablemente, probando así que están agarradas las dos secciones.
12. BOWEN RELEASING SPEARS TIPO ITSO
Esta
herramienta
es
muy usada para pescar internamente tuberías,
generalmente drill pipe y tubing. Es demasiado versátil y segura en su operación, de fácil manejo para agarrar el pescado dentro del hueco y también para soltarlo cuando se desea. Se compone principalmente de un mandril, una grapa, un ring y una tuerca. La conexión del mandril o tope de la herramienta posee roscas API, como se desee. Por su parte la tuerca puede ser tipo bola o de Pin
si se desea conectar algo
más debajo. OPERACION: Para ensamblar la herramienta total atornille la grapa dentro del mandril girándola hacia la izquierda. Deslice o introduzca el ring por la parte inferior del mandril hacia arriba y coloque la tuerca asegurando así la grapa.
Antes de bajar la herramienta entre el pozo atornille la grapa hacia abajo contra el ring, Posible.
tan abajo como sea En esta posición la grapa comprimirá y no agarrará las
tuberías
suficientemente evitando así que se accione antes de tiempo. Para agarrar el pescado cuando el spears ha llegado a la profundidad deseada (tope del pescado), se rota la tubería suficientemente a la derecha para mover el mandril una vuelta completa hacia la izquierda. De este modo el mandril girará hacia abajo a través de la grapa, quedando así la grapa agarrando el pescado. Finalmente se tensionará la sarta quedando el área externa de la grapa agarrando la pared interior del pescado.
Para soltar el spears golpea hacia abajo la sarta y luego rotar dos o tres vueltas hacia la derecha.
Finalmente se tensiona la sarta quedando libre el spears; sin
embargo es recomendado que la sarta sea rotada a la derecha lentamente mientras se está sacando de spears. Existe además los spears de circunferencia total (Full circle) el cual contiene cuñas en toda la circunferencia lo que da mayor área de agarre.
Para soltar
este tipo de spears simplemente se gira la sarta a la derecha. 13. KNUCKLE JOINTS La compañía Bowen construye este tipo de herramienta que se usa para pescar en pozos donde el pescado esta escondido entre cavernas o debajo de puentes (si es hueco abierto) o en pozos entubados cuando el casing es grande comparado con la tubería a pescar. Cuando se pesca con overshot ésta va encima de él y en
una sarta normal de pesca, la secuencia normal es junta de seguridad, Bumpersub, drilling jars, knuckle joint. 14. PRUEBA DEL REVESTIMIENTO CASING LEAK-OFF En operaciones de Workover es muy normal hacer este tipo de pruebas por diferentes razones tales como: a.
Después de haber hecho reparaciones de colapsos con Tapper mill pudo
haberse roto el Casing b. En pozos viejos pueden existir rotos por avanzada corrosión. Debe aclararse que los rotos en Casing son causantes de aportes de arena y/o arcillas desde la formación hacia el pozo, lo cual acarrea graves problemas en muchos casos. La prueba del Casing se puede realizar por intervalos aislados usando un retenedor y un empaque recuperable. El método consiste en sentar el empaque recuperable lo más abajo posible y presionar bombeando por entre la tubería con presiones de 500 a 2000 Psi. Se presionan unos 5 o 10 minutos y se observa si la presión se mantiene o no. En esa misma posición sin desasentar el empaque, pero después de liberar la presión, se presiona por el anular para chequear el intervalo que queda encima del empaque recuperable hacia arriba hasta chequear todo el casing e identificar todos los rotos.
15. OPERACIONES DE BACK – OFF Con este nombre se conoce la operación de recuperar tuberías que han quedado pegadas entre el pozo. Existen dos formas de hacerlo: - Convencional (string shot) - Mecánico. El tipo de operación mecánica requiere de la experiencia del operador mas que de principios mecánicos y muy pocas veces da buenos resultados y casos extremos empeora la situación. Este tipo de operaciones de back-off se pueden realizar tanto en hueco abierto (perforación) como en hueco entubado. La operación de back-off convencional requiere para su realización el uso de la unidad de wireline (camión), barras de pesos, varillas metálicas y cuerdas explosivas (prime-cord). La operación se basa en el principio mecánico de enroscar o desenroscar tuberías; teniendo en cuenta que para poder desenroscar dos tubos que estén unidos no debe existir ninguna tensión entre los hilos que forman la unión . De esta manera si los tubos están tensionados es muy difícil desenroscarlos. El back-off convencional aprovecha también la fuerza de impacto que genera la explosión de las cuerdas, las cuales al explotar aceleran la fuerza necesaria para desenroscar; algo muy similar al efecto del golpear con un martillo las uniones entre los tubos.
PROCEDIMIENTO: - Ubique el sitio exacto donde realizará el back-off. Será la unión entre dos tubos cualesquiera a una profundidad definida - Prepare el número de cuerdas de prime-cord que va a utilizar, generalmente dos o tres cuerdas (esto depende del tipo de carga), amarre dichas cuerdas a la varilla metálica. - Conecte la varilla metálica al CCL y éste al cable (wireline). - Baje el conjunto anterior entre las tuberías que están entre el pozo hasta la profundidad que ya se ha definido; teniendo cuidado de colocar el centro de la carga al frente de la unión por donde se desea desenroscar (usando el CCL). - De acuerdo a la profundidad que se ha definido establezca el número de vueltas (torque) a la izquierda que va a usar para iniciar el back-off, generalmente se usa de 3/4 a 1 vueltas por cada 1000 pies; si fuera back-off mecánico. - Coloque la tubería en el peso normal, es decir, el indicador de peso deberá mostrar una lectura igual al peso de la tubería que se va a recuperar solamente. - Con la rotaria o con llaves gire la tubería a la izquierda un número de vueltas igual al que previamente estimó, y sostenga dicho torque. -
Cierre el circuito en el camión con lo cual las cuerdas harán explosión en el
fondo, notándose inmediatamente en superficie que el torque se ha liberado (las llaves se han soltado).
- Si se notó que las llaves se aflojaron, esto indica que hubo éxito y que la tubería se desenrosco correctamente. De pronto es necesario completar la desenroscada total de los tubos en forma manual usando las llaves. - Si no se notó que las llaves aflojaron (el torque se mantuvo), será necesario repetir la operación con mas cuerdas o mas torque inicial. A veces también se requiere trasmitir dicho torque para que la baje hasta el sitio deseado. - Muchas veces y generalmente en perforación, esa operación requiere trasmitir el torque todo el tiempo, de lo contrario el torque se quedara en los primeros tubos de arriba ocasionando que al hacer la explosión la tubería no desenrosque y peor, en otros casos se desenrosca por donde no se desea. - Como ilustración general supongamos el caso de un back-off a 10.000 pies de una tubería que pesa 220.000 lbs; para lo cual se puede hacer lo siguiente: 1. Tensión máxima
300.000 lbs
2. Tensión mínima
250.000 lbs
3. Número de cuerdas
4 (prime-cord)
4. Número de vueltas (torque)
3/4 x 10 ≈ 7
PROCESO: Bajar las cuerdas y el cable hasta los 10.000 pies (frente a la Unión). Tensionar hasta 300.000 lbs gire dos vueltas a la izquierda y sostenga el torque; baje la tubería hasta 250.000 lbs, levante hasta 300.000 lbs, baje hasta 250.000 lbs, repetir esto hasta que el torque afloje; coloque otras dos vueltas a la izquierda y transmite el torque tensionando y bajando la tubería en estos rangos hasta que el torque afloje. Continúe repitiendo esta operación hasta obtener las 7 vueltas diseñadas, finalmente cierre el circuito y haga la explosión con lo cual el torque liberara totalmente.
Debe aclararse que operaciones de back-off el uso de demasiada carga puede dañar las uniones de las tuberías además cuando se esta transmitiendo el torque nunca se debe bajar la tubería al peso normal pues se desenroscara fácilmente y de pronto por un sitio no deseado. 16. REPARACIÓN DE COLAPSOS Para esta operación en forma general se requiere de las siguientes herramientas: - Tapper Mill - Uno o dos drill- collars - Tuberías (tubing o drill pipe), no es muy recomendable el uso de tubing EUE, es mejor usar working tubing. La operación consiste en bajar una sarta conformada por el tapper mill más drill collars más tuberías . El tapper mill deberá tener un diámetro externo aproximadamente igual o ligeramente mayor al orificio o diámetro defectuoso del casing. Después de situar el tapper mill sobre el colapso se procede a colocar rotación a la sarta lentamente (60 a 80 RPM) y a la vez colocándole peso de 200 a 1.000 lbs. Es decir esta operación se realiza en forma suave o lenta; se trabaja de esta manera todo el tiempo hasta lograr superar el sitio del colapso, es decir hasta que la sarta baje libremente. Después de superado el colapso se saca la sarta nuevamente y se baja la misma sarta ya no con tapper mill sino con el raspador (casing scrapper) para verificar
que este pase libremente por el sitio del colapso. Si pasa libremente el colapso esta totalmente reparado, en caso contrario hace falta corregirlo aun más; para lo cual es necesario bajar con otro tapper mill de mayor diámetro y repetir la operación cuantas veces sea necesario a través del sitio del colapso. Algunos operadores acostumbran usar un solo tapper mill de un diámetro máximo igual al
“drift diameter” del casing, para asi ahorrar tiempo s de viajs con
diferentes diámetros de tapper. Sin embargo como la operación exige un trabajo duro de la herramienta contra el casing es muy normal que ha necesidad de sacar el tapper para recubrirlo periódicamente de mas tungsteno, pues este se desgasta demasiado. Por otro lado, no se hace mención acerca de circular el pozo mientras se repara el colapso, debido a que muchos pozos no retornan el fluido bombeado (generalmente agua). Debe recordarse además que el imán o magnetos no atraen el tungsteno, solamente recogen partículas o limaduras de casing (acero). Finalmente es bueno anotar que el Flatt-bottom Junk mill cuando se usa para reparar colapsos, en muchos casos deteriora más el casing, pues lo desgarra. Cuando se reparan colapsos generalmente queda roto el casing.
17. OPERACIONES DE PESCA DE CABLE (SANDLINE) Durante las operaciones de Workover que exigen el uso de la línea sandline tales como swabeo, tomas de profundidad y otras, siempre es necesario tener en cuenta la resistencia a la tensión que resiste esta línea, bien sea que esté nueva
o ya usada; pues es un dato limitante en algunas operaciones. Debido al trabajo continuo a que se somete esta línea, a veces se revienta ocasionando operaciones de pesca con el correspondiente peligro de accidentes al personal. Generalmente esta línea se revienta estando dentro de la tubería tubing y en raros casos entre el casing: al caer dentro de los tubos la inercia misma del cable y la forma como esta enrollado en el Sand-drum hacen que este se acomode dentro de las tuberías en forma desordenada y en espiral. Cuando la línea cae dentro del casing, dado de que éste tiene un diámetro grande comparado con el tubing, el acomodamiento dentro del casing es mas desordenado y complejo que entre el tubing; haciendo mas difícil pescarlo cuando cae entre el casing. Además el tubing en un caso extremo se puede sacar, lo que no ocurre con el casing, esta es la razón de usar la niplesilla siempre o un obstáculo similar en las sartas de tubing, aunque no se tenga bombeo mecánico. Existen dos clases de pescadores de cable o arpón para tales operaciones como son el externo y el interno, los cuales se pueden bajar con varillas (pumping rods) o tubería. La operación
de pesca consiste en bajar el arpón hasta donde encuentre
obstáculo (pues no se sabe donde estará el cable). Colocar un poco de peso (200 a 1.000 lbs), rotar un poco a la derecha la sarta hasta obtener torque, sostener dicho torque y sacar la sarta, la cual contendrá la punta del cabe. Tomar la punta del cable y asegurarla con otro o una manila, pasar la manila por una polea de la corona de la torre y finalmente recuperar el cable. Aunque la operación parece sencilla, a veces es bien difícil la pesca y entonces será necesario sacar el tubing para poder recuperar la punta del cable.
Es bueno tener presente que para poder enganchar el cable en el arpón (si este es el tipo externo), se debe tener o dejar capacidad para que los ganchos pasen por delante del cable, es decir que se cumpla. (OD) arpón + (OD) cable = (ID) tubería 18. LIMPIEZA DE ARENAS EN POZOS CON ARENAMIENTO CONTINUO La producción de arena en pozos productores de petróleo o gas y también en los pozos inyectores, es un problema permanente en la industria del petróleo. El control o prevención del arenamiento de pozos es una rama o una técnica bien establecida y estudiada en la ingeniería de petróleos y son muchos los métodos que existen para tal fin. En forma general se usa la limpieza de arenas en el caso en que se va a hacer un control definitivo del arenamiento usando liners ranurados; lo cual exige tener el fondo del pozo (desde las perforaciones hacia abajo) al menos durante uno o dos días bien limpio, durante este tiempo se estará realizando los trabajos de bajar el liner, lo cual requiere que el fondo del pozo este libre. Existen varios métodos de limpieza de arenas cada uno con sus correspondientes consideraciones, ventajas y desventajas. Uno de estos métodos y bastante usado es el método de circulación, la cual puede ser en directa o en reversa según el caso. Una forma de hacerlo en forma lógica puede ser la siguiente: a. Bajar con el cuello dentado que tenga un diámetro externo menor que el diámetro interno del casing. Este cuello dentado se baja con tubería tubing o drill pipe únicamente. Esta sarta se baja hasta el tope de arenas (obstáculo).
b. Empezar a circular bombeando agua o un fluido fluido que tenga mas capacidad de arrastre pero compatible con la formación (para no causar daño) y al mismo tiempo tiempo que la arena se va levantando levantando arrastrada arrastrada por el fluido fluido se va bajando la sarta. c. Se continua continua realizan realizando do esta operació operación n hasta la la profundidad profundidad deseada deseada o hasta que no salga mas retorno de arenas en superficie. d. Cuando Cuando esta operación se realice en ciertas ciertas condiciones, condiciones, tales que el espacio anular entre la sarta y el casing o el el liner es muy estrecho estrecho es recomendable hacer la circulación en reversa, pues la arena puede sedimentarse en el espacio anular y pegarse a la la tubería. tubería. Un ejempl ejemplo o de este este caso es trabajar trabajar con con sarta de lavado lavado de 1 1/4" entre un liner de 2 7/8”. e. Si durante durante la operación operación de lavado de arenas arenas se observa retornos retornos de arcilla arcilla y sobre todo cuando ya se ha alcanzado el fondo, es muy posible que existan rotos en el casing que deberán remediarse. f. Si durante durante la operación operación de lavado lavado no se obtiene retorno retorno de fluidos; fluidos; es decir, decir, el pozo se toma todo el fluido bombeado a alta rata, este procedimiento de limpieza por circulación deberá cambiarse por los métodos de bomba. g. Si el pozo retorna algo del fluido bombeado, es decir, no retorna totalmente; se puede pensar que esta tomando por las perforaciones o existe un roto en el casing: muchas veces el pozo no toma sino en el momento en que se destapan las perforaciones, perforaciones, pues el cuello cuello dentado dentado ha retirado retirado las arenas que las mantenía taponadas. h. De todas todas maneras maneras cuando cuando se han han hecho reparacio reparaciones nes de colapso colapso por por encima encima de las perforaciones, o cuando se ha notado retorno de arcilla o también cuando el
pozo toma fluido por encima de las perforaciones; será necesario probar el casing para ubicar rotos posibles. Finalmente después de hacer todo el lavado hasta el fondo se deberá bajar con raspador para retirar costras y otros obstáculos de las paredes del casing. Cuando los pozos arenados no retornan por más que se incremente la tasa de bombeo es necesario usar la bomba Cavins o Midco. Algunos operadores utilizan estas bombas solo cuando la altura de arenas que se va a retirar del fondo del pozo es inferior a 150 pies, cualquiera sea el pozo. Estas bombas se bajan entre el pozo con la línea de swabeo y se trabajan por efecto de pistón e impulso que golpea contra el banco de arena: en forma general están compuestas de un barril y un pistón. 19. PRUEBAS DST DE POZOS Como es bien sabido las pruebas Drill Steam Testing (DST) son pruebas muy comunes que se hacen a los pozos y hacen parte del completamiento del mismo, pues su propósito es ayudar a evaluar el potencial del pozo o zona en particular. Toda esta información obtenida de la prueba junto con otros datos ayudan a determinar si el completamiento del pozo es rentable o no. Dado que las pruebas generalmente son costosas la prueba se deberá correr de modo que se obtenga la máxima información en el menor tiempo. Además estas pruebas DST se pueden pueden correr en hueco abierto abierto ( Con muchas muchas limitacio limitaciones nes ) o generalmente en hueco entubado.
PRUEBAS EN HUECO ABIERTO Generalmente no se recomienda por el alto riesgo que representan hacerlo y se debe considerar algunos apartes como son: - ¿ Ha existido algún problema al hacer viajes tales como como puentes, pate perros, o sobre tensiones ? -
¿ Hubo alguna perdida de circulación ?
- ¿ Existen washauts (cavernas) ? - ¿ Es el hueco inestable?. inestable?. Lo cual implica implica que de pronto pronto se puedan pegar las herramientas. PRUEBAS EN HUECO ENTUBADO Al igual que en hueco abierto es necesario como información la siguiente: siguiente: - ¿ Existen perforaciones o intervalos abiertos abiertos por encima de la zona a probar ? - ¿Han realizado algún squeez por encima de la zona a probar ? - ¿ Hay buen cemento donde se va a sentar el empaque ? OTRAS CONSIDERACIONES En huec hueco o abie abiert rto o es dema demasi siad ado o comp complilica cado do sent sentar ar empa empaqu ques es si exis existe ten n formaciones formaciones blandas. Cuando las formaciones formaciones son duras es fácil el asentamient asentamiento o de empaques, o cuando hay microfracturas. Cuando existen interrogantes o dudas sobre el tipo de roca donde se va a sentar el empaq empaque ue por causa causa de su dure dureza za es buen bueno o baja bajarr dos (2) empaq empaques ues,, sin sin embargo al sentarlos en tandem puede crearse un colchón presurizado entre ellos que tratara de desasentarlos después.
COLCHÓN DE AGUA O NITRÓGENO Estos colchones son generalmente usados en las pruebas por cuatro razones. - Proteger el tubing o drillpipe del colapso - Evitar que las arenas inconsolidadas abran cavernas cuando se abre la válvula. - Servir de alivio al abrir la válvula, pues se crea presión diferencial. diferencial. - Para tener como controlar el pozo con un mínimo de riesgo. El colchón en ningún ningún momento deberá matar el pozo del todo, pues indicaría indicaría una prueba seca; por lo tanto los colchones usados deberán ser mínimos. Herramientas usadas. Generalmente existen tres tipos de sartas usuales. - Para hueco abierto probando la zona inferior. - Para hueco abierto aislando aislando con empaques el intervalo. - En hueco entubado.
EQUIPO DE SUPERFICIE Existen diferentes formas de arreglar en superficie las conexiones para la prueba. Las figuras adjuntas muestran dichos arreglos. Generalmente se especifican estos arreglos como series o rangos de presión y se suministran en rangos de 1500 a 2000 psi. Las figuras adjuntas muestran un conjunto de fondo típico para pruebas. PROCEDIMIENTO GENERAL DE PRUEBA
1. Bajar la sarta de prueba (conjunto de fondo) con todas las herramientas y registradores de presión y temperatura, colchón, etc. 2. Sentar el empaque. 3. Generalmente se debe diseñar de modo que haya igual número de periodos de flujo y de cierre. La prueba termina en cierre. 4. Generalmente se diseña que el tiempo de cierre sea igual al doble del tiempo de flujo. 5. Se acostumbra usar el primer periodo de flujo de una duración igual a 30 minutos o más. Sin usar el choque. 6. Después de haber bajado todas las tuberías y sentado al empaque se deben hacer las conexiones de superficies y manifolds. 7.
Cada que se desee cambiar el diámetro del choque deberá tenerse en ese
momento flujo estable. (q = cte.) 8. Los cambio de orificio del “Daniels” deberán hacerse solo para que las agujas muestren bien sobre la carta. Es decir para que se pueda leer bien. 9. El primer flujo del pozo generalmente no se pasa por el separador de prueba, sino por el general. El manómetro del manifold de prueba indicará si el separador de prueba resiste todo el flujo o no. Sino resiste esa presión habrá que trabajar con el separador general o bypasearlo hacia los tanques y quemadero.
10. Si durante el flujo se desea cambiar choques tome siempre datos de presión, temperaturas y tiempos: haga los cambios de choques en forma ascendente o sea de mayor a menor, (no al azar) 11.
Si durante la prueba se llenan los tanques, pase todos los fluidos
directamente a la piscina de lodos. 12. El quemadero no debe estar junto a la piscina sino bien lejos. 13. El tanque de recibo deberá aforarse de antemano, aunque existen medidores de flujo. 14. Debe preparase todo para tomar muestras de gas y liquido para su análisis posterior. 15. Deben de prepararse tablas como la siguiente que permitan tener toda la información de la prueba. a. Flujo inicial OD” (Chokes) = OD” (Orificio) =
T (hra-min) Δt (min) P. choke (psi) Inch agua Q (bls)
Psep
T x x
0
x
x
x
x
(psi) x
1
x
x
x
x
x
2
x
x
5
x
x
x
Psep
T x
5 10
b. Cierre inicial c. Segundo flujo T (hra-min) Δt (min) P. choke (psi) Inch agua Q (bls) 0
x
x
x
x
(psi) x
1
x
x
x
x
x
x
5
x
x
5
x
x
x
x
x
x
x
x
x
10 15 18
20. OPERACION DE SWABEO (ACHICAMIENTO)
Es una operación muy común en el campo y que generalmente tiene como propósito el limpiar o destapar perforaciones y estimular el pozo, al quitarle el peso de la columna hidrostática que ocupa el tubing. El trabajo consiste o tiene como objeto retirar fluidos que contiene el tubing.
La operación se realiza en los pozos usando el equipo
(rig) y tanques de
almacenamiento, tubería tubing o drill pipe y un empaque recuperable. Entre las parte de tubería y cerca al empaque deberá colocarse una niplesillla o algo que obstruya el paso de herramientas u objetos como mandriles. Herramientas convencionales usadas: Lo que comúnmente se llama equipo de swabeo, se compone en forma general de: a. Sand drum y sandline generalmente de 9/16”, 5x7 que hacen parte del Rig. b. Hidraulic Wireline Oilsaver que contiene insertos o bushings, que a su vez aseguran y presionan el Oil saver Rubber. - Compuerta (gate) o tapa de Oil saver. - Releasing attachment, que mecánicamente acopla con el oilsaver por medio de unos balines. - (2) válvulas master colocadas verticalmente. -
Una conexión en cruz, roscada generalmente colocada en medio de las
válvulas master. - Niples de extensión. - Reducción o botella para conectar los niples a la tubería (tubing). - Un Rope Socket para anclar allí el cable por medio de un nudo o soldadura de magnesio y plomo.
- Un swivel Rope socket. - Barra de swabeo (sinker bar). - Mandrel sub (que conecta la barra de mandriles). - Juego de mandriles para swabeo. - Copas de swabeo en cada mandril y según el tipo de tubería usada. Lower mandril o base de mandriles. Ensamble de herramientas. 1.
Bajar tubería (tubing o drill pipe) a fondo con empaque recuperable. Sentar
empaque arriba de las perforaciones. 2.
Instale en orden riguroso de abajo hacia arriba desde la rotaria y sobre el
primer tubo de tubing lo siguiente ( botella o reducción (LP-tubing) + niples LP + válvula master + cruz + válvula master + unión de golpe + lubricador + releasing attacment) 3. Tomar la punta del cable (Sand Line) y pasarlo por el oil saber y también por el rope socket. 4. Hacer nudo a la punta del cable y pegarlo con la magnolia fijamente dentro del rope socket. 5. Enroscar el swivel rope socket al rope socket.
6. Enrosque la Sinker bar al swivel rope socket. 7. Enrosque la Sinker bar al mandrel sub. 8.
Instale en cada mandril una copa de swabeo, acóplelos a la cabeza de los
mandriles. 9.
Levante todo lo anterior con el Sand line, e introdúzcalos por el releasing
attachment. 10. La longitud del tubo lubricador en todo caso deberá ser mayor que la longitud de
(mandriles + Sinker bar + Swivel rope socket + rope socket).
11.
El diámetro de todo el equipo de cabeza (válvulas master + lubricador +
releasing attachment) debe ser mayor que el del tubing. 12. Coloque las marcas con hilos (cabulla o fibra) que identifiquen sobre el cable (sand line) la distancia desde la rotaria hasta el sand drum, para no ir a estrellarse el rope socket con el oil saber durante la operación. Son prevenciones. 13. Coloque más marcas sobre el cable que indiquen profundidad de trabajo o profundidad del último mandril. 14. Es recomendable no meterse mas de 500 pies por debajo del nivel de fluido, pues queda muy pesada la columna para el cable. 15. El nivel de fluido dentro de la tubería se detecta por la distensión o seno que experimenta el cable al dejar bajar el conjunto de barras rápido entre el pozo.
16. Una tabla como la mostrada se puede llevar durante la operación, para mayor información requerida.
# viajes Nivel
Fluido Altura
(ft) 1 2 3 4 5
Liq. Profundidad (ft)
tanque 500 1000 1100 1300 1400
2 3 4 5 6
1100 1200 1500 1600 1700
17. Cuando en cualquier momento se note en los tanques que el pozo empieza a fluir sin necesidad de mas viajes, saque rápido las copas hasta que todo el conjunto esté por dentro del lubricador y encima de la válvula master superior y ciérrese dicha válvula. El pozo fluirá (por la válvula lateral solo). En ese momento se debe medir el nivel del tanque
(fluido) y contabilizar tiempos y rata de
producción. 18. terminado el swabeo y si el pozo produjo, es necesario seguramente circularlo en reversa con fluido pesado para matarlo y así poder quitar el árbol de swabeo. 19. Como las copas de swabeo se desgastan se deberán chequear cada 10 o 20 viajes y cambiarlos si es el caso. La unión de golpe instalada en la base del lubricador hace fácil y rápido la operación de cambio de copas. 20.
La línea de flujo que va desde la cruz llevando el fluido del pozo deberá
conducir a un separador de gas situado antes que el tanque. 21.
En muchos casos después de ir swabeando el nivel del fluido desciende
gradualmente hasta quedarse prácticamente seca la tubería por dentro. Es decir el
pozo no responde y en ese caso tratar de sacar l empaque sin igualar columnas hidrostáticas es bien complicado. 22. Debe recordarse que si el pozo responde y el empaque no asienta es difícil que produzca. Por el contrario si es un pozo seco aunque el empaque no asiente: al swabearlo saldrá fluido también del anular, pero se secara finalmente. 23.
Durante el Swabeo
a medida
que se saca el cable se deberá estar
bombeando aceite hidráulico por medio de la bomba hidráulica hacia Oilsaver, para evitar lluvia de fluidos en el equipo. 24. Las figuras No. 1 y 2 ilustran un equipo de swabeo. 25. En resumen la operación consiste en bajar las copas de swabeo por debajo del nivel de fluido y luego sacar rápido, para que las copas saquen el fluido que esta encima de ellos. Ese proceso se repite varias veces. 21. EMPAQUES Para los trabajos de completamiento y de producción de pozos se hace necesario a diario el uso de estos elementos que en general se colocan entre el casing por diferentes razones y usando distintas formas de asentamiento. Componentes Generales. - Sección metálica (colgador, cuñas) - Sección de caucho, neopreno y/o poliesteres (sello o empaques)
Tipos o clases de empaques. - Permanentes y/o retenedores usados para completar pozos. -
Recuperables. Usados para trabajos temporales o reacondicionamiento de
pozos. Mecanismos de asentamiento. - Tensión y/o peso. - Hidráulicos - Eléctricamente accionados. Algunos empaques permanentes comunes - Baker modelo D - Baker modelo F-1 - Baker modelo KB - Baker modelo N - Baker modelo DE - Baker modelo “SAB-3”, y también SABL-3 - Baker modelo S-2 - Baker modelo DA - Empaque EZ-SV-Drill Empaques recuperables comúnmente usados. - Baker modelo R-3, de simple y doble agarre - Baker retrieva D - Baker modelo G
- Baker unloading sub. - Baker modelo C-1 - Baker modelo AD-1 - Baker modelo FH - Full bore - Empaque RBP - Empaque RTTS 22. EMPAQUE PERMANENTE MODELO “D” Y “DB” Es un empaque ampliamente usado en operaciones de producción. También se usa como retenedor o tapón puente en operaciones de squeeze y pruebas de pozos. Componentes principales. - Dos (2) stes de cuñas opuestas unas a otras, en completa circunferencia y fullstrenght - Un elemento sellante que resiste altas presiones (cauchos). El asentamiento del empaque se puede realizar con cable eléctrico o con SLICKINE. Para retirarlo es necesario molerlo con herramientas (milling tools). El modelo “DB” difiere del modelo “D” en la guía, caja y pin. 23.
EMPAQUE PERMANENTE BAKER MODELO “DA”
Es un empaque igual en versatilidad al modelo D y en su uso. Difiere del modelo “D” en cuanto el “DA” tiene una pared sellante mas larga. Es bien usado en
completamientos múltiples o cuando se desea mantener un buen clearance entre el empaque. De sus componentes principales al igual que el modelo “D” es importante notar que posee unos rines expandibles elásticos, que conectan al casing al momento de sentarlo. Para su asentamiento y retiro del pozo el proceso es igual que el modelo “D”. 24. EMPAQUES BAKER MODELOS “F-1”, “FB-1”, “FA”, “FAB”, “FA-1”, “FAB-1” Todos estos empaques en general trabajan y se usan al igual que el modelo “D”. Son muy pocas las diferencias : aun en su configuración. 26. EMPAQUES BAKER MODELO “KB” Todos los empaques Baker modelo “KB” que son perforables son idénticos en diseño y operación al modelo “D”. Sin embargo el modelo “KB” es único en tamaños para casing de 10 3/4, 13 3/8. 27. EMPAQUE BAKER “SABL-3” Y “SAB-3” Estos tipos de empaques son las versiones hidráulicas de los empaques “DAB” y “FAB”. Para correrlo, en el pozo se baja con tubing y usando el ancla modelo K-22 para conectar tubing-empaque. Es muy versátil para pozos direccionales con ángulo grande de drift (α). Esta diseñado hasta para 10.000 psi de presión diferencial. Asentamiento- se hace correctamente la conexión de abajo hacia arriba así: Empaque-ancla modelo K-22 – Tubing y se sitúa en profundidad.
Se aplica presión a la sarta a través del tubing sobre el fondo donde existe un elemento sellante correctamente preestablecido y colocado muy cerca al primer tubo de tubing. Se presiona durante unos dos minutos y luego el elemento sellante se saca o se bombea en reversa para recuperarlo según su tipo. Elementos sellantes usados. - Baker Shearout ball Seat sub - Baker modelo “E” hidrotip pressure sub - Wireline blanking plug seated in a nipple ** Se presiona mas o menos con 2.500 Psi. Para retirar el empaque es necesario molerlo. 28. EMPAQUE PERMANENTE EZ SV – DRILL Esta construido de hierro modificado que lo hace muy fácil de perforar o moler cuando se desee. Es muy usado como retenedor en operaciones de squeeze para aislar los intervalos a cementar. Posee una válvula de contra presión deslizable que sirve para control de niveles de fluido. Dicha válvula abre y cierra para permitir el bombeo. El empaque consiste básicamente de dos sets de cuñas opuestas unas a otras y unos cauchos como el elemento sellante situados entre las cuñas. El asentamiento del empaque se puede realizar con tubería o wireline. Para retirarlo generalmente se perfora con broca y raspador. 29. EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO R-3
Es un empaque muy versátil para uso temporal en operaciones de Workover (estimulación y pruebas, cuando no se presentan altas presiones) Componentes generales. - Válvula de bypas - Un set de cuñas - Un juego de tres (3) cauchos como elemento sellante. Versiones existentes - Simple agarre - Doble agarre (double grip) Asentamiento: El empaque se baja con tubería al fondo, se levanta y al mismo tiempo se rota hacia la derecha y luego se pone un poco de peso. Al colocar mas peso se cierra el empaque y la válvula de bypas también. Desasentamiento: Se tensiona la sarta y el empaque queda libre. No es necesario rotar. Al levantar la sarta, la válvula de bypas se abre y permite así circulación a través de los cauchos y alrededor. Se puede colocar hasta “7000” lbs. de peso para asentarlo. 30. EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO “A-3” Y “AL-2” Estos empaques son diseñados de tal modo que combinen el propósito de recuperables y permanentes.
Asentamiento: para asentar el empaque se le coloca un poco de peso mientras se rota la tubería a
la derecha, así el mandril suelta las cuñas e inicia el
asentamiento. Luego se colocan de 6.000 a 7.000 lbs. de peso para asentar las cuñas superiores (las cuales miran hacia abajo) e inicia así la comprensión
de los cauchos.
Después se coloca de 10.000 a 12.000 lbs. de tensión a la sarta, con lo cual se asientan las cuñas inferiores. Finalmente se colocan de 6.000 a 10.000 lbs. de peso para que el mandril comprima totalmente los cauchos y selle el anular, si no se discpone de suficiente peso de tubería se puede rotar a la izquierda para asegurar el sello anular. Desasentamiento. Se aplica tensión de 3.000 a 6.000 lbs. y rotación a la derecha unas 8 ó 10 vueltas hasta que se observe que la tubería se mueve hacia arriba. Se continua rotando a la derecha varias veces hasta observar que la herramienta esta libre. 31. EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO “G” Es un empaque sencillo y compacto que asienta con peso, se usa solo en producción ; o combinado con otros como unloading subs y/o “hold downs”, para workovers. Componentes Generales - Cuñas convencionales - Un caucho sellante - Junta de seguridad para emergencias de desconectar - Puede usarse como empaque de tensión (sin la junta de seguridad) cuando se desee colocarlo al revés.
Asentamiento: Se corre el empaque con tubería hasta la profundidad deseada y un pie mas abajo. Luego se levanta un pie. Se rota la tubería hacia la derecha 1/4 de vuelta. Finalmente se aplica peso para que asiente y selle el anular. Desasentamiento: Tensionar la tubería solamente si el empaque se mueve nuevamente mas abajo y se asienta por accidente, rotar 1/4 de vuelta a la izquierda para liberarlo. Nota: El unloading sub modelo S es una herramienta que permite igualar las presiones del anular y tubing . Esta diseñada para colocarse encima de empaques que asientan con peso y funciona muy sencillo. Cuando se tensiona la válvula abre y cuando se coloca peso se cierra. 32. EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO MR-1 De este empaque existen dos versiones de doble y simple agarre. La versión de doble agarre tiene además de cuñas el holdown hidráulico. 33. EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO A-5 Es un empaque de buen comportamiento y manejo y tipo dual. Usado bastante en costa afuera. Su buen trabajo lo hace casi de uso rutinario en casos de posos desviados y completamientos múltiples. Es casi 100% efectivo en el trabajo.| Componentes generales. - Un set de cuñas - Tres (3) cauchos - Holdown
Asentamiento: Se asienta al presurizar hidráulicamente la tubería contra un elemento sellante colocado en el fondo (Baker hidrotrip pressure sub u otro). Al presionar por el tubing con un diferencial de 1400 psi relativa al anular, pero a favor del tubing, expone los pistones de asentamiento a la presión hidrostática. Se presiona así mas o menos durante 3 minutos para asegurarse de la máxima exposición a presión para iniciar el sello. Desasentamiento: Se tensiona la sarta sin rotar para así reventar los rines. De ese modo la parte inferior del empaque se mueve hacia abajo liberando las cuñas y las fuerzas de empaquetamiento. Finalmente se saca la tubería. 34. EMPAQUE RECUPERABLE BAKER MODELO AD-1 Es un empaque económico de tensión y muy compacto: debido a que es un empaque de tensión se utiliza a menudo cuando no se dispone se peso suficiente para otros empaques. Además es recomendable así para pozos poco profundos. En configuración es muy similar al modelo “G”. Asentamiento: Se corre el empaque con tubería hasta la profundidad deseada, bajando rápido al final. Ser rota la tubería a la izquierda 1/4 de vuelta. Finalmente se tensiona quedando sentado. Desasentamiento: Baje la tubería mas o menos un pie o más para liberar la tensión que tenia impuesta. Rotar la tubería a la derecha 1/4 de vuelta para que suelten las cuñas y liberarlo. Como forma alternativa de liberar el empaque se puede en emergencias tensionar de 13.000 a 100.000 lbs. y de ese modo se revientan los seguros y caen quedando sueltos. Al sacar la tubería salen pegados al bottom-sub.
Otra forma alternativa cuando se pega el empaque y definitivamente no sale, es girar la tubería a la izquierda para que se partan las roscas del top-sub y recuperar almenos la tubería. 35. EMPAQUE RECUPERABLE “RTTS” Es un empaque demasiado versátil utilizado para operaciones de esqueeze, prueba de pozos y estimulaciones. Para sentarlo se rota la sarta hacia la derecha y se le coloca peso al empaque. Además de las cuñas de asentamiento el empaque posee otras mas largas en el holdown para sentarlo cuando se impone presión hacia arriba o sea desde abajo. Posee además una válvula de circulación de dos (2) posiciones que permite circulación por encima de los cauchos cuando se desee. También permite este empaque bajar a cañonear a través de él. Esta herramienta también posee una junta de seguridad situada encima de los cauchos que trabaja como un candado por movimientos hacia arriba y abajo al tiempo que se gira la tubería a la izquierda, en intervalos de una vuelta cada vez. Los tamaños de este empaque que generalmente se ofrecen a la industria, varían desde 2 7/8 hasta 13 3/8. Para operaciones de prueba de pozos se usa una válvula auxiliar que va colocada arriba del empaque y permite correr la tubería seca o con algún colchón de fluido dentro de ella. También para estas operaciones de prueba se acostumbra a utilizar el hidrospring Retreivable valve tester (HRVT), que permite realizar la prueba y luego cañonear, hacer squeezes o estimular si desea, sin viajes adicionales ; dicha válvula también se instala encima del empaque. 36. EMPAQUE RECUPERABLE BAKER FULL-BORE, MODELO C
Esta herramienta es muy usada para squeezes y estimulación y posee el full-bore (tiene una pared > drift posible de usar). Componentes generales - Dos (2) sets de cuñas opuestas, unas para agarrar arriba y otras hacia abajo. - Se puede circular con las cuñas superiores agarradas - Sistema de sello hidráulico de tres (3) cauchos. El empaque es esencialmente diseñado para cuando la presión diferencial se presenta de abajo hacia arriba. Generalmente se usa acompañado del unloadingsub Baker up-strain (part 675-05) colocando el empaque inmediatamente debajo de este, que cierra al tensionar al igual que el empaque, Es buena practica bajarla abierta al pozo. Al igual que otros unloading-subs su uso es para igualar presiones anular-tubing. Asentamiento: al girar a la derecha la tubería y colocarle peso sientan las cuñas superiores únicamente: si se gira a la derecha la tubería y se tensiona sueltan las cuñas de arriba y agarran las de abajo y también comprimen los cauchos sellando asi el anular: Si después de sentado y tensionado se baja al peso muerto de la tubería, se liberan los cauchos dejándolo agarrado solamente de las cuñas , permitiendo asi el paso de flujo si se desea circular (circula a través de las cuñas en el anular). Si estando allí en el peso muerto se le coloca mas peso se abre la unloading –sub sin que se desasienten las cuñas totalmente (sobre todo) las superiores, que agarran con peso). Desasentamiento: Se gira a la izquierda una vuelta mas o menos la tubería, se coloca peso. Se continua moviéndolo hacia arriba y abajo hasta sentirlo libre. 37. EMPAQUE RECUPERABLE BAKER “BRIDGE PLUG” MODELO C
También denominado retenedor o tapón puente. Es muy versátil utilizándolo como fondo temporal. También existe la versión en modelo “B” que difiere mucho de él. Como es un retenedor solo sirve para utilizarlo como fondo, pues no es circulable, al igual que el EZ-SV-Drill. Componentes Generales - Un set de cuñas opuestas unas a otras (unas arriba y otras abajo, que previenen el deslizamiento del mismo por diferencial de presión en cualquier sentido) - Dos (2) copas de caucho que sellan el anular al flujo - Una varilla de pesca - Una cabeza de recobro o pesca (retraiving head) para correrlo - Un centralizador en la parte inferior Asentamiento: Se corre en el pozo con solo tuberías. Se gira la sarta de 3 o 4 vueltas a la izquierda y se colocan de 3000 a 5000 lbs de peso manteniendo el torque de la tubería (no dejando devolver las llaves) así asientan las cuñas y se comprimen los cauchos para que selle. Como no se dejo que se devolviera el torque, levante la tubería para soltar la llave pescante quedando así en el fondo el RBP. Si se duda que no este el RBP sentado y en el sitio que se desea, o sea para probar si quedo allí; levante 20 pies mas arriba y trate de sentarlo; con el torque se dará cuenta si aun estaba en la sarta. Desasentamiento: Bajar con el retraiving head (llave pescante) a solo peso y colocarle unas 6000 lbs. Girar la sarta a la derecha, sostenga el torque y tensione.
Si no sale fácil circule por la llave pescante bien y vuelva a trabajarlo. Recuerde que la varilla solo resiste 25.000 lbs. de tensión aproximadamente.
MANEJO DE LOS POZOS GENERALIDADES El manejo de los pozos comprende el estudio, planeación y realización de todos los trabajos que permiten obtener de ellos la máxima producción económica. Los pozos deben mantenerse libre de arena, arcilla, sales inorgánicas y acumulaciones de parafina. Se debe evitar o reducir la entrada de arena, agua y gas por medio de trabajos de exclusión realizados técnicamente, si el pozo inevitablemente produce agua se deben poner en práctica los métodos más aconsejables para reducir la tendencia a formar emulsiones. El control sobre la rata de producción y presión obedece principalmente a las condiciones peculiares de cada yacimiento, pero para controlar la entrada al pozo de fluidos y sólidos indeseables es importante tener en cuenta la proximidad de la cuña de agua y la capa de gas. Lógicamente, los métodos de control utilizados en el manejo de los pozos cuando las presiones son altas y el flujo es natural son diferentes de los usados cuando la presión de formación es baja y se tienen sistemas artificiales de producción. ACUMULACIONES EN LOS POZOS La mayor parte de la energía consumida para movilizar el aceite y el gas desde el yacimiento hasta el pozo se gasta en la vecindad inmediata de este. La resistencia ofrecida al flujo aumenta todavía más si los poros naturales se obstruyen
parcialmente o totalmente con partículas finas de arena o arcilla, precipitados minerales o hidrocarburos sólidos. El efecto perjudicial de estas sustancias no se limita a la pared del pozo, sino que al entrar al revestimiento pueden acumularse en forma progresiva aumentando en forma excesiva la energía necesaria para movilizar los fluidos dentro de un yacimiento que produce por flujo natural depende en buena parte del control que se tenga para prevenir o remover esas acumulaciones. La acumulación más común es la ocasionada por arena. Algunas formaciones petrolíferas están formadas por arenas no consolidadas, desprovistas de material cementante secundario, de tal manera que todo el bloque de arena se derrumba o fluye dentro del pozo con aceite. Otras están parcialmente cementadas y sufren desintegración variable por efecto de flujo de aceite y gas a través de ellas. En muchos casos aún estas formaciones muy bien cementadas, el efecto erosional de los fluidos desprende y arrastra partículas de arena, las cuales pasan a través de los poros de tamaño mayor y llegan hasta el pozo, en donde se acumulan, a menos que el sistema de producción empleado permita sacar ese material a superficie. A menudo las formaciones productivas constan de una serie de capas alternas de arcilla y arena. Si los estratos arenosos no están consolidados se pueden desintegrar fácilmente en la vecindad del pozo debido a las mayores velocidades de flujo, y los granos sueltos de arena son arrastrados dentro del pozo, facilitando el derrumbe de las capas arcillosas contra el revestimiento y el bloqueo parcial o total de zona productiva. LIMPIEZA DE LOS POZOS La limpieza de pozos puede definirse como la remoción desde el fondo del pozo hasta la superficie de materiales sólidos cuya presencia reduce la productividad y
dificulta las operaciones de producción. Los sistemas empleados dependen del tipo de acumulación, y para el efecto pueden dividirse en acumulaciones de sólidos en general, principalmente arena, y acumulación de parafina. A – ACUMULACIÓN DE SÓLIDOS El sistema que debe emplearse en cada caso en particular depende de la dureza y compactación de los sólidos acumulados principalmente, y del equipo disponible. Los métodos comunes se enumeran a continuación: 1. Succión (Swabbing): Para fluidos con alta concentración de sólidos. 2. Achique (Bailing): Para acumulaciones blandas, utiliza achicador (Bailer) similar a los empleados en perforación a percusión, o bomba especial. 3. Circulación: Para acumulaciones semiduras; utiliza aceite, agua salada o lodo base aceite como fluido circulante. 4. Perforación: Para acumulaciones duras y compactas; requiere el uso de broca, y un fluido circulante como en el caso anterior
B – ACUMULACIONES DE PARAFINA En un pozo de petróleo, especialmente que es de tipo parafínico, la cera parafina se puede separar del petróleo crudo y depositarse en los poros de la formación, en las perforaciones del revestimiento en las ranuras u orificios de los “Liners”, en las tuberías de producción, y en el equipo y líneas superficiales. Antes de estudiar los métodos para remover esas acumulaciones se da un resumen de las características principales y las causas de su formación.
1. Caracteristicas: Consistencia variable de jalea a cera dura (Ozoquerita) color amarillo pardo; punto de fusión mayor que el de la parafina comercial (mayor de 120º F); menos soluble en los solventes del petróleo; algunas veces se presenta contaminada con pequeñas cantidades de agua, aceite, arena, arcilla, sales inorgánicas precipitadas, formando emulsiones en algunos casos. 2. Causas: a. Enfriamiento del aceite resultante de la rápida expansión del gas asociado. b. Reducción de presión, lo cual reduce la solubilidad de los hidrocarburos sólidos en las formas líquidas. c. Presencia de agua, la cual tiende a ocasionar emulsificación, también ayuda a la depositación y acumulación de parafina. d. Evaporación de los constituyentes mas livianos del petróleo por acción del gas natural. 3. Métodos para removerla a. Uso de solventes como: benzol, gasolina, agentes químicos orgánicos solubles en aceite (Solventes Dowell rojo, verde pardo y blanco). El benzol y la gasolina se pueden replantear par aumentar la solubilidad de la parafina fundiéndola (fluidos transportadores de calor). Aplicación del solvente: bombeándolo a través de la tubería de producción o del espacio anular, vaciando en la cabeza del revestimiento, bajándolo por medio de una achicador (Bailer), o inyectándolo en la formación. Si se emplean pre-calentados debe usarse achicador, y sacarlos del pozo rápidamente por medio de achicamiento o bombeo para evitar solidificación de la parafina de nuevo.
b. Aplicación directa del calor: 1. Vapor sobrecalentado bombeado directamente dentro del pozo; 2. Métodos químicos para generar calor:
CaC2 + H2O
C2H2 + CaO + Calor
NaOH + Al (limaduras) H 2O Na2O2 + H2O
Calor
Calor
Estos métodos son claros y ventajosos solamente en casos especiales. 3. Método de Ignición directa en el fondo del pozo de una mezcla de aire y gas; 4. Uso de explosivos; 5. Calentamiento eléctrico. c) Uso de raspadores especiales tipo cuchilla.
REACONDICIONAMIENTO (WORKOVER) Se denominan así todos los trabajos que se realizan en un pozo con posterioridad a las operaciones de terminación o completamiento. Comprende: A - Trabajos para excluir arena, gas o agua. B - Trabajos de estimulación (acidificaciones y Fracturaciones). C - Recompletamientos. 1. Apertura o cañoneo de arenas adicionales en una misma zona;
2. Cambio de zona productiva (aislamiento de una y cañoneo de otra); 3. Producción simultanea en varias zonas (abriendo zonas adicionales a producción). EXCLUSION DE ARENAS La exclusión de arenas se refiere a los trabajos que se realizan en los pozos con el fin de evitar o reducir los problemas de arenamiento. A. METODOS PRINCIPALES 1. Técnica tipo puente: A. Uso de tubos rasurados o malla; B. Empaquetamiento con grava o arena; C. Empaquetamiento con cáscaras de nuez o coco recubiertas con plástico. Los factores más importantes que se deben considerar en la técnica tipo puente son el tamaño de los granos, los fluidos y las técnicas de completamiento. 2. Consolidación de granos sueltos por medio de resinas y plásticos. En este caso los factores más importantes son la permeabilidad y la temperatura de la formación. B. CONSIDERACIONES GENERALES 1. Análisis de tamiz. El factor dominante para exclusión de arenas por medio de la técnica tipo puente es generalmente el diámetro de los granos de arena del 10% acumulado por peso. Obtenido en el análisis de mallas. Con este valor se selecciona la abertura o ranura de los “Liners” o “Screens”, o el tamaño de la arena o grava que se deba emplear. Sin embargo puede ser prudente reducir el ancho de la ranura
o el tamaño de la partícula cuando la arena tiene una proporción grande de granos finos. 2. Completamiento del pozo. a. Técnica de completamiento. La tendencia a producir arena puede reducirse aumentando el área de formación abierta a producción, por medio de Fracturamiento, manteniendo las perforaciones abiertas, o aumentando la longitud de intervalo perforado u hoyo abierto. Generalmente en más económico utilizar las técnicas de exclusión de arenas durante el completamiento inicial del pozo que después de que se presenta un problema severo de arenamiento. Sin embargo, es necesario estar seguro de que el problema realmente existe. b. Fluido de completamiento. El fluido de completamiento más económico es agua salada de formación, o agua salada de cloruro de calcio para evitar el hinchamiento de las arcillas. También pueden usarse fluidos especiales como emulsiones aceite en agua o lodos base aceite. c. Tasa de flujo. Aunque la técnica y el fluido de completamiento son importantes, la tasa a la cual se induce el flujo puede también iniciar la producción de arena. Cuando se cañonea con presión diferencial entre la formación y el pozo, esta debe ser pequeña. Las operaciones de succión (swabbing) presentan un peligro potencial en áreas que producen arena debido a las tasas de producción instantánea. En pozos de “Gas-Lift” o cualquier otro medio artificial de producción debe evitarse descargar los pozos a tasas altas. C. TUBOS (“Liners”) RANURADOS O MALLAS 1. Tamaño de la ranura u orificio. Experimentos realizados con esferas de acero determinaron que una ranura dos veces el tamaño del diámetro de las bolas ocasionaría la formación de un puente de las esferas sobre la ranura. Esta determinación a llegado a ser la fórmula aceptada para
determinar el tamaño de la ranura usando el diámetro de las partículas de arena en el 10% acumulado por peso. Por ejemplo si este valor es 0.01 plgs., la ranura u orificio debería ser de 0.02 plgs. 2. Tipos. De acuerdo con la dirección de la ranura y el sistema de fabricación, los “Liners”
pueden ser de cuatro tipos, así: Ranura
horizontal, ranura vertical, malla de alambre enrollado, pre-empacado con grava, arena gruesa o bolas de cristal. 3. Importancia de los fluidos de completamiento. No debe usarse lodo convencional, si se ha usado este tipo de lodo durante la perforación, debe reemplazarse por otro fluido (agua salada, lodo base, aceite, etc.) y lavar la cara de la formación de cualquier sedimento antes de asentar el “Liners”. Se puede permitir que el pozo fluya hasta cuando el lodo y el sedimento hayan sido removidos, y luego se asienta el “Liners” y se pone el pozo en producción de nuevo. 4. Uso de tubo lavado. (WASH PIPE). Esta herramienta se baja en el extremo de la tubería de producción y se extiende por dentro y a lo largo del “Liners” permitiendo circulación a través de una válvula de contrapresión colocada en su parte inferior, e impidiéndola a través de las ranuras del “Liners” mientras se lava la formación. 5. Espacio libre “liners” – Hoyo (Clearence). Este espacio debe ser tan pequeño como sea posible para evitar el bloqueo parcial o total de las ranuras o mallas por acción de arcillas que se derrumban. 6. Localización. a) En hoyo abierto extendiéndose por debajo del revestimiento; en este caso se tendrá muy poco efecto adverso sobre la productividad del pozo. b) Dentro del revestimiento opuesto a las perforaciones; esta posición puede reducir la productividad particularmente en arenas de baja permeabilidad; además el “Liners” estará sometido a una acción de chorro de las perforaciones abiertas hasta cuando se forme un
puente de arena estable entre el “Liners” y el revestimiento, lo que hace aconsejable una baja velocidad de fluido al principio. c) Suspendido en el extremo inferior de la tubería de producción; si se coloca en frente de las perforaciones actuará como un “Liners” interior convencional, pero si se coloca encima de las mismas puede llegar a ser perjudicial porque únicamente ayuda a formar un tapón de arena dentro del revestimiento. d) Como parte permanente en el extremo del revestimiento (Sarta Combinada); este sistema no se aconseja en áreas con mucha producción de arenas, pues no puede sacarse cuando las circunstancias lo requieran. 7. Limpieza de los “Liners” a) Explosión pequeña (string shot); limpia por una fuerza de adentro hacia fuera del “Liners”, y por la vibración generada. b) Lavado a presión; usa copas especiales de caucho para aislar las ranuras y presión de bomba para limpiar de adentro hacia afuera. c) Succión o lavado hidrostático; usa las mismas copas de caucho y utiliza la cabeza hidrostática del fluido en el espacio anular para hacerlo pasar a través de las ranuras de afuera hacia adentro del “Liner”.
TABLA I ESCALAS TYLER Y ESTANDAR (EQUIVALENCIAS) TYLER 5 6 7 8 9 10 12
ESTANDAR 5 6 7 8 10 12 14
MILIMETROS 3.96 3.33 2.79 2.36 1.98 1.65 1.40
PULGADAS .156 .132 .110 .093 .098 .065 .055
14 16 20.0328 24.0276 28.0232 32.0195 35.0164 42.0138 48.0116 60.0097 65.0082 80.0069 100.0058 115.0049 150.0041 170.0035 200.0029 250.0024
16 18 20 25 30 35 40 45 50 60 70 80 100 120 140 170 200 230
1.17 .991 .833 .701 .589 .495 .417 .351 .295 .246 .208 .175 .147 .124 .104 .088 .074 .061
.046 .039
D – EMPAQUETAMIENTO CON GRAVA O ARENA 1. Relación tamaño de grava a tamaño de partículas de arena de la formación. Una de las primeras consideraciones al diseñar un buen trabajo de empaquetamiento con grava es determinar la relación correcta de tamaño de los granos de grava a tamaño de las partículas de arena de la formación. Experimentalmente se ha determinado este valor como cuatro o seis a uno. Por ejemplo, si el diámetro de los granos de arena para el 10% acumulado por peso es de 0.01 pulgadas de la grava a usar debe tener un diámetro de 0.04 a 0.06 pulgadas. En cuanto al “Liner”, en las operaciones de empaquetamiento con grava, las ranuras solo requieren ser lo suficientemente pequeñas para impedir el paso de los granos de grava. En la práctica se emplean los siguientes tamaños: Ranura (pulg.) 0.020
Diámetro de Grava (pulg.) 0.04 – 0.06
Malla No. (Tyler aprox) 14
0.018 0.016
0.03 – 0.04 0.02 – 0.03
20 28
Sin embargo en muchos casos es conveniente usar ranuras de 0.01 pulgadas, con el fin de obtener un mayor factor de seguridad, especialmente cuando el pozo produce fluidos corrosivos. 2. Espesor del empaquetamiento. Se ha comprobado que el espesor del empaquetamiento no necesita ser muy grande para bloquear exitosamente la entrada de la arena, y que un espesor igual a 4 o 5 veces el diámetro de los granos de grava se considera satisfactorio. Sin embargo, se requiere que el empaquetamiento que ocurre bajo condiciones normales de producción, se acostumbra dejar una reserva de grava en el espacio anular entre el revestimiento y la parte superior de l “Liner” (Liner ciego). 3. Colocación de la grava. Esta operación representa una de las mayores fuentes de dificultad. La existencia de un sedimento o “Cake” sobre la formación forma una barrera impermeable entre dos caras permeables (la formación y la grava), reduciendo apreciablemente la producción. En empaquetamiento sin “Liner” rasurado (a través de perforaciones) se requiere que el fluido transportador de la grava se de tipo penetrante (agua de formación) con el fin de que penetre efectivamente en la formación y forme un empaquetamiento apretado detrás del revestimiento. 4. Cañoneo del revestimiento. El tamaño de las perforaciones es importante cuando se va a empacar detrás del revestimiento (sin “Liner”). En pozos viejos se recomienda recañonear con bala o chorro a un tiro por pie para obtener orificios de tamaño mayor que permita el paso de la grava.
5. Métodos de empaquetamiento con grava
a) Dentro del revestimiento y usando “Liner”. b) En hoyo desnudo y usando “Liner”. c) Sin “Liner” (Sand Parking). d) Uso de colgadores (Hagers) y empaques. e) Aplicaciones especiales.
a) Dentro del revestimiento y usando “Liner”. 1. Método de circulación y reversa. Es el método más antiguo y todavía en uso en algunas áreas. Como regla general para aplicar este método y los que se describen posteriormente, la primera operación que ha de realizarse es lavar las perforaciones en el revestimiento por medio de una herramienta lavadora especial; luego se baja el “Liner” con tubería de cola y se produce el empaquetamiento bombeando la mezcla de grava y fluido por el espacio anular mientras se recobra por la tubería de producción el fluido limpio. Las desventajas de este método son: puede producir taponamiento de las ranuras del “Liner” con las incrustaciones o suciedades del revestimiento, presenta atascamientos ocasionales de la tubería de producción, requiere tiempo considerable. 2. Método de flujos cruzados (Cross Over). En este método la mezcla de grava y fluidos se bombea por dentro de la tubería de producción o de perforación hasta llegar a la herramienta “Cross Over Tool” donde se produce una desviación en la dirección de los flujos; el fluido bombeado por la tubería al espacio anular por debajo del “Cross Over Tool” y el retorno obtenido a través de la tubería pasa de cola para al espacio anular por encima de la misma herramienta. Este tiene un empaquetamiento para aislar el espacio anular arriba y abajo del sitio de asentamiento. En este método lo mismo que el anterior usan el “liner” ciego a unos 40 pies aproximadamente por encima de la sección ranurada, unos orificios denominados “Tell Tale Holes” los cuales se usan para indicar
cuando se ha terminado el trabajo de empaquetamiento por el aumento instantáneo que se produce en la presión de inyección. Además un extremo de la tubería les impide arrastrar suciedades del espacio anular que podrían tapar las ranuras. 3. Método de lavado hacia abajo (Wash Down). Consiste esencialmente en las siguientes operaciones: Lavado de perforaciones inyección a presión de la mezcla grava fluido para llenar todas las cavidades exteriores al revestimiento, bajada del “Liner”, Lavado en circulación directa, hasta el punto deseado, soltada de la tubería que ha servido para bajar el “Liner”: después de que la grava se ha sedimentado en espacio anular. Las ventajas de este método son: Se llenan todas las cavidades detrás del revestimiento y por lo tanto se pueden evitar taponamientos por derrumbes de arcilla, se produce una sedimentación diferencial de la grava, es decir, el material grueso se deposita primero en el fondo y el material fino (suciedad, incrustaciones, etc.) quedan depositados frente al “Liner” ciego. 4. Método medio viaje (Half Trip). Como su nombre lo indica la operación completa se realiza con una sola bajada de tubería. Para este método se conecta la herramienta para lavar perforaciones a la válvula de contra presión colocada en la parte inferior del “Liner”, y todo el conjunto de herramientas, es decir, “Liner”, tubería de cola o lavado, colgador y empaque (equipo opcional), se baja al pozo en un solo viaje. El proceso general puede resumirse así: Se desplaza el lodo por circulación directa con agua de formación o agua salada, se lavan las perforaciones y la formación circulando en reversa, se desconecta la herramienta lavadora aplicando presión en el espacio anular y rotación a la derecha a la tubería y se empuja por debajo de las perforaciones, se coloca a grava bombeándola por la tubería de producción y la tubería de cola que se extiende a través de la válvula de contra presión, se baja el “Liner” por medio de un mecanismo de ranura en forma de T aplicando peso y torque a la derecha; finalmente si se quiere, se puede sacar la tubería de cola con un equipo de cable.
b) En Hoyo desnudo y usando “Liner” Se puede usar cualquiera de los métodos descritos anteriormente, pero los más usados, al igual que cuando el trabajo se hace dentro del revestimiento, son los métodos de lavado hacia abajo y flujos cruzados. 1. Procedimiento para el método “Was Down”. Se desplaza el lodo con agua salada, se lavan las paredes de la formación, se coloca la grava rápidamente en el fondo del pozo y se baja el “Liner” por medio de circulación directa hasta el sitio exacto. Para lograr un mayor espesor del empaquetamiento es conveniente ensanchar el hoyo usando herramientas especiales. Cuando es necesario emplear lodo en el trabajo de empaquetamiento es conveniente utilizar el método “Croos Over”, pero se requiere que el contenido de arena del lodo sea muy bajo. Además, después de empacar el pozo, el “Liner” y la grava se deben lavar bien con agua salada. c) Sin “Liner” (Sand Packing). En este tipo de trabajo la arena se desplaza para situarla totalmente por fuera de las perforaciones de revestimiento. 1. Procedimiento. Usando tubería de producción, unión y empaque de circulación se inyecta a presión (con o sin ruptura de formación) la arena en un fluido transportador a través de las perforaciones en el revestimiento; se limpia el pozo del exceso de arena y se pone de nuevo en producción. Este método utiliza esencialmente las mismas herramientas y la misma técnica que los trabajos de facturación hidráulica, pero las presiones de inyección son generalmente bajas. d) Uso de los colgadores (Hangers) y empaques.
Estas herramientas permiten sostener el “liner” del revestimiento y aislar el espacio anular entre ellos, pero en la mayoría de los trabajos puede omitirse. La reserva de grava de unos 25 a 40 pies que se deja en el espacio anular cierra el paso de los fluidos y hace el oficio de empaque. Este podría resultar necesario en los casos que se pierda la reserva antes mencionada, para dirigir el flujo o producción del pozo a través de las ranuras del “Liner”. El uso de colgadores se ha considerado por cuanto después de haber hecho el trabajo de empaquetamiento el “Liner” queda firmemente asegurado.
e) Aplicaciones especiales. 1. Canalizado de agua y gas. Si un pozo ha producido suficiente arena para formar un canal en la zona de agua o de gas, el empaquetamiento con grava generalmente alivia el problema puesto que rellena los canales con la grava y ayuda a regular el flujo de fluidos. 2. Métodos. Existen dos métodos para la aplicación de los trabajos de empaquetamiento con cáscaras de nuez. a. Uso de un fluido penetrante (con alguna perdida de filtrado) y bajas presiones de inyección, para permitir que las cáscaras de nuez se retengan en la cara de la arena a medida que el fluido se infiltra en la formación. b. Uso de las altas presiones durante el bombeo de la mezcla, para fracturar la formación y colocar las cáscaras de nuez en la fractura creada, en donde actúa como medio filtrante e impide que la facturación se cierre, este método es especialmente aplicable cuando existe bloqueo de la formación o de las perforaciones del revestimiento con el lodo usado durante las operaciones de perforación por estar taponadas con el lodo no tomen la mezcla y
den paso posteriormente a la arena suelta de la formación, se ha usado un “Liner” de aluminio dentro del revestimiento para obtener un anillo de cáscaras en el espacio anular, y conseguir así que todas las perforaciones queden cubiertas por el empaquetamiento. Este “Liner” puede ser trasladado posteriormente si se desea. A primera vista el método de empaquetamiento con cáscaras de nuez impregnadas en plástico, parece ser el método de exclusión de arena casi perfecto, pues permite formar un lecho filtrante para retener la arena con características de permeabilidad, resistencia y durabilidad altas. Sin embargo el éxito no se ha logrado en proporción esperada. De acuerdo con la experiencia, hay menos probabilidades de éxito usando el primer método (sin fracturar la formación), particularmente cuando el trabajo se realiza durante el completamiento inicial del pozo, aunque el cañoneo se halla efectuado con el pozo lleno de fluido limpio (diferente de lodo). Los resultados pueden ser mejores cuando se ha producido arena, lo cual permite la colocación de una cantidad mayor de cáscaras de nuez. 3. Características favorables de la cáscara de nuez. a. Afinidad con el plástico no endurecido. Experimentalmente se ha comprobado que las cáscaras de nuez tienen gran afinidad de la arena por el plástico, es mucho menor y por lo tanto puede ser limpiado por el paso del fluido. b. Empaquetamiento
irregular
y
de
alta
permeabilidad.
Otra
característica importante de las partículas de cáscara de nuez es que el empaquetamiento obtenido es bastante irregular de alta permeabilidad. Ensayos de laboratorio han demostrado que la permeabilidad de las partículas sin plástico es inferior a cuando han sido cementadas por medio del plástico:
Materiales Arena de Ottawa (20 – 40 mallas) Cáscaras de Nuez (20 – 40) Cáscaras de Nuez 20 – 40 Cementadas
Permeabilidad (Darcys) 100 - 130 160 - 180 300 - 700
con plástico La alta angularidad de las partículas y la regularidad del arreglo de las mismas una vez que han sido cementadas por el plástico presentan características interesantes en cuanto a permeabilidad y retención de arena fina, tal como se verá más adelante.
c. Densidad baja. La densidad de las cáscaras de nuez es aproximadamente la mitad de la densidad de la arena o grava y por consiguiente una libra de material ocupa un volumen igual al doble del ocupado por una libra de grava. En general la permeabilidad del empaquetamiento con cáscaras de nuez depende de las presiones aplicadas para su desplazamiento; a altas presiones se obtiene menor permeabilidad debido a que el empaquetamiento obtenido es más compacto. 4. Características del plástico y del agente catalítico.
El mejor plástico
encontrado para la cementación de las partículas de cáscaras de nuez en un Fenol Formaldehído el cual puede usarse con temperaturas de fondo que varían entre 70 y 280°F.; sus propiedades no se alteran en presencia de los fluidos de la formación (agua salada crudo). El agente catalítico permite controlar el tiempo de endurecimiento del plástico, de acuerdo a la temperatura de fondo.
El empaquetamiento obtenido tiene resistencia a la tensión y compresión de 150 a 2000 psi. Respectivamente. 5. Ensayos
de
laboratorio.
Han
permitido
comprobar
la
bondad
del
empaquetamiento con cáscaras de nuez impregnadas de plástico. El siguiente experimento de laboratorio es un ejemplo típico de las investigaciones que se han realizado: Se prepararon varios corazones usando cáscaras de nuez de 20 – 30 mallas y se les determinó la permeabilidad obteniendo valores entre 300 y 500 darcys. Enseguida se bombeo a través de ellos con arena fina en suspensión para simular una rata de 200 BPD para 10 pies de formación durante cuatro años. Inicialmente pasó la arena de mallas 140 – 325, pero al cabo de muy poco tiempo se retuvo absolutamente toda la arena, y esto indica que la arena de mayor tamaño retenida por el filtro ayuda a retener la arena más fina. La permeabilidad remanente en los corazones fue de 4 a 10 darcys, valor altamente satisfactorio. 6. Procedimiento de aplicación. Para los trabajos de empaquetamiento con cáscaras de nuez se usan las mismas herramientas que se emplean en los trabajos de fracturación hidráulica (básicamente tubería de cola, empaque y unión de circulación). El procedimiento en general es como sigue: a) Se desplaza el lodo con un fluido limpio (aceite, agua salada); b) Se asienta el empaque y se bombea crudo por dentro de la tubería para establecer la rata de inyección y la presión requeridas. Si el pozo produce agua, debe bombearse un poco más de crudo con el fin de desplazar el agua que pueda existir en los alrededores del revestimiento; c) Se bombea la mezcla de cáscaras de nuez impregnadas en plástico dispersas en aceite, controlando la presión y la rata de inyección de acuerdo con el tipo de empaquetamiento deseado;
d) Se desplaza la mezcla anterior con aceite crudo hasta colocarla ligeramente por fuera de las perforaciones (Screenout); e) Al finalizar el trabajo de inyección se descarga lentamente la presión hasta obtener un equilibrio; f) Se deja el pozo quieto para lograr el endurecimiento del plástico; g) Si queda exceso de cáscaras de nuez dentro del revestimiento, se limpia por circulación reversa o perforación; h) Se pone el pozo de nuevo a producción para evaluar la efectividad del tratamiento. En pozos que han producido gran cantidad de arena, se requieren grandes volúmenes de mezcla. Por eso para reducir los costos del tratamiento, se acostumbra inyectar primeramente una mezcla de arena y aceite para tratar de llenar las cavernas que puedan existir, y luego se bombea la mezcla de cáscaras de nuez impregnadas en plástico y aceite. 7. Ventajas. a) De fácil aplicación: similar a los trabajos de facturación hidráulica y usa las mismas herramientas; b) Puede obtenerse considerable aumento en la producción; c) Aplicable a pozos productores de varias zonas; d) Como ordinariamente no se requieren el uso de “Liners”, se eliminan los costosos trabajos de pesca. F – CONSOLIDACION DE GRANOS SUELTOS 1. Principio. Este tratamiento consiste en inyectar a la formación ciertos compuestos químicos (resina plástica, solvente, catalizador) con el objeto de cementar o consolidar los granos de arena entre sí. Su costo es mayor que el de los métodos descritos anteriormente, pero desarrolló para aplicarlo en aquellos pozos en los cuales los problemas de arenamiento no podían ser
resueltos satisfactoriamente por los métodos convencionales. Para tener éxito en esta clase de trabajos se requiere que las perforaciones no estén taponadas y que la formación sea limpia y permeable. El taponamiento de las perforaciones impide la entrada de la resina plástica a la formación, y si la presión diferencial destapa esas perforaciones el arenamiento es inminente. Este tratamiento debe aplicarse preferiblemente antes de que se inicie el problema de los arenamientos. 2. Compuestos usados: a) Resina plástica o plástico. Los más usados son el tipo Fenolitico, compuestos de dos materiales, Formaldehído y Fenol, el Cresol puede sustituir total o parcialmente el Fenol en pozos de baja temperatura. La resina plástica liquida impregna los granos de arena y los consolida formando una red permeable y durable. Después de endurecido, el plástico es inerte y no lo afectan los fluidos producidos (agua, aceite y gas) ni los fluidos usados en el tratamiento de estimulación, tampoco demuestra ablandamiento con la temperatura del pozo. Cada plástico tiene un rango de temperatura para su correcto uso. Si para un caso particular existen varios que llenen el requisito de temperatura, la selección puede basarse en la resistencia comprensiva deseada o la técnica de aplicación a usarse. En general, el plástico que va a usarse debe tener un tiempo de endurecimiento tan corto como sea posible, pero también debe tener un margen de seguridad sobre el tiempo necesario para colocarlo en la formación hasta una distancia radial de 3 pies desde la pared del pozo. Experimentalmente se ha comprobado, que en cualquier caso, la cantidad mínima recomendada para la consolidación de las arenas es de 50 galones de resina plástica por pie de formación. b) Solvente. Es miscible con la resina líquida y asegura la permeabilidad de la estructura una vez consolidada, variando su valor de acuerdo con la
relación solvente – plástico. También sirve como agente adelgazante para facilitar el bombeo del plástico. Si se quiere asegurar una mayor permeabilidad de la arena consolidada se puede lavar la red estructural formada con un aceite liviano, con el fin de arrastrar el exceso a los granos de arena no tratados. c) Catalizador. Tiene por objeto controlar el tiempo de bombeo plástico – liquido, variando la cantidad de catalizador usado, en el tiempo en el cual la resina plástica puede bombearse fácilmente se puede controlar en un rango de dos a cuatro horas (o por
un tiempo mayor en algunos casos
especiales) a temperaturas entre 100 y 210°F. Además actúa como un agente humectante para facilitar la adherencia del plástico a los granos de la arena. 3. Características de los pozos que deben considerarse al diseñar un trabajo de consolidación de granos sueltos: a) Presión de fondo. Junto con la permeabilidad efectiva, la presión de fondo afecta la capacidad de producción del pozo y la presión necesaria para inyectar los materiales de consolidación. En algunos pozos la presión puede ser suficientemente alta para influir en la selección de la clase de equipo necesario para inyectar el plástico. b) Temperatura de fondo. Esta característica es especialmente importante puesto que los tiempos de espesamiento (bombeo) y fraguado del plástico están enteramente controlados por la temperatura del pozo y la cantidad de catalizador usado. c) Historia de producción. Permite ayudar a determinar la capacidad productiva actual del pozo, la resistencia original de la arenisca productiva y las posibles causas para que el pozo produzca arena. d) Historia de los trabajos de estimulación y remedio (Acidificaciones, Fracturaciones,
Limpiezas,
Cementaciones
Forzadas,
etc.).
Esta
información puede ser valiosa para preparar el pozo y para diseñar un trabajo con mejores probabilidades de éxito. e) Análisis de los corazones o registros. Permite disponer de información referente a las propiedades físicas de la formación (porosidad, permeabilidad), espesor de la zona productiva, saturación de agua, etc. f) Estado mecánico. Es una información necesaria para la programación de todos los trabajos que deben realizarse en un pozo. Comprende tanto tamaño y tipo de tubería de revestimiento y de producción, profundidad del collar flotador y la tubería de producción, clase y profundidad de asentamiento de empaques, retenedores, tapones o herramientas especiales, intervalos abiertos a producción.
Preparación de los pozos.
a) Formación y perforaciones limpias. Esto se logra por medio de acidificación; inyección de solventes para parafina o asfalto; inyección de fluidos livianos no viscosos (Kerosene, aceite diesel) en aquellos pozos que producen crudos viscosos, con el fin de asegurar una liga fuerte entre el plástico y la arena. En general, delante de todos los tratamientos de consolidación de arena se recomienda inyectar un aceite refinado liviano con el objeto de buscar la máxima limpieza de la formación. Si no se dispone de este tipo de aceite, puede emplearse petróleo crudo. b) Inyección previa de arena. Cuando el pozo ha producido mucha arena, antes del tratamiento de consolidación se debe inyectar un volumen suficiente de arena de tamaño similar al producido por el pozo, usando preferiblemente aceite como fluido transportador. El tamaño de arena más usado oscila entre 90 y 190 mallas. 4. Equipo necesario. Para la aplicación de este tratamiento no se requiere equipo especial, y en la mayoría de los casos puede hacerse utilizando la tubería de
producción solamente. Sin embargo, debe utilizarse unión de circulación, empaque y tubería de cola en los siguientes casos: a) Cuando la presión de inyección esperada exceda la presión máxima que resiste la tubería de revestimiento. b) Cuando la presión de formación es tan baja que el pozo no permanece lleno durante el tratamiento; c) Cuando hay peligro de contaminación de la resina plástica con fluidos del espacio anular; d) Cuando se tienen otros intervalos abiertos en la parte superior o inferior de la zona a tratar (en este último caso se requiere el uso de un retenedor o un empaque inferior)
5. Procedimiento general. a) Se desplaza el fluido del pozo con aceite limpio para evitar la contaminación del plástico con agua o lodo; b) Con la tubería de producción situada a los alrededores del pozo con petróleo y desplazar el agua que pueda existir en la vecindad; c) Se bombea el plástico hasta situarlo en el fondo de la tubería y en el espacio anular por encima de las perforaciones superiores. d) Se cierran las válvulas de la cabeza del pozo (espacio anular) y se inyecta a presión en la formación la cantidad remanente de plástico; e) Se inyecta crudo por la tubería y el espacio anular para desplazar el plástico totalmente fuera del pozo hacia la formación. TABLA II Tamaño
Malla No.
orificio,
(escala Tyler)
Pulgadas
Peso, gramos
% parcial
% acumulado
0.093 0.046 0.0328 0.0232 0.0195 0.0164 0.0116 0.0082 0.0058 0.0029
8 14 20 28 32 35 48 65 100 200 fondo
15 20 55
1.5 2.0 5.5
1.5 3.5 9.0
70 210 270 230 100 30
7.0 21.0 27.0 23.0 10.0 3.0
16.0 37.0 64.0 87.0 97.0 100.0
EXCLUSION DE AGUAS Uno de los factores que afectan considerablemente la eficiencia de producción es la entrada de agua de formación a los pozos, simultáneamente con el petróleo; lo que hace necesario excluirla por todos los medios posibles. El agua puede entrar a un pozo de petróleo desde estratos situados encima de las formaciones productivas (aguas superiores, debajo de las arenas inferiores), o ser producida por la misma formación que produce el petróleo (agua de la cuña). El problema de producción de agua puede presentarse en cualquier etapa de la vida productiva del pozo, pero es más frecuente que se presente o se haga más crítico hacía la etapa productiva final cuando el pozo produce por medios artificiales. El agua que entra a un pozo se puede sacar rápidamente para evitar que se acumule en el fondo, ocasionando una contra presión excesiva contra la formación productiva que impide la entrada del aceite y gas, y satura la vecindad inmediata del pozo con agua alternando la permeabilidad efectiva y produciendo daños en la formación. A – CAUSAS PARA LA ENTRADA DE AGUA
1. Canalizadores. El agua se puede canalizar por detrás del revestimiento desde un acuífero hasta una formación productiva, y los dos fluidos tienen acceso al pozo desde las perforaciones del revestimiento. Esta canalización puede presentarse por varias causas: defecto en la cementación primaria, destrucción del anillo aislador del cemento por acción de aguas sulfatadas, producción excesiva de arena creando cavernas que facilitan el derrumbe de formaciones segregadoras de arcilla superadyacentes. 2. Escapes en el revestimiento. Puede originarse principalmente por corrosión producida por agua con alto contenido de sulfatos. Además, algunas herramientas empleadas en trabajos de terminación y reacondicionamiento pueden dañar las tuberías de revestimiento. 3. Yacimientos de empuje por agua. (Water Drive). En los yacimientos que poseen una cuña de agua activa la cual constituye la fuente principal de energía para producir petróleo, es inevitable que el agua vaya invadiendo el yacimiento a medida que el petróleo se produce originando la mayoría de las cosas progresivas con el aumento lógico en el volumen del agua producida, hasta que finalmente la producción de acetileno es económica debido a los grandes volúmenes de agua que se hace necesario manejar. Es evidente que en este tipo de yacimientos si se quiere producir el petróleo es necesario producir el agua conjuntamente con él. Existen técnicas de producción que permiten ejercer un cierto control sobre la producción de agua. 4. Falla en los sistemas de exclusión primarios. Un sistema de aguas puede tener éxito durante un tiempo limitado para luego fallar y dar origen de nuevo al problema. Tal es el caso por ejemplo de los empaques, tapones de cemento y cementaciones forzadas deficientes. B – LOCALIZACION DEL SITIO DE ENTRADA
1. Comparando con los análisis de agua obtenidos durante las perforaciones o las pruebas de formación; 2. Mediante estudio detallado de los registros eléctricos; 3. Por el estudio del Registro de cementación (Cement Bond Log); 4. Tomando la medida de resistividad de los fluidos dentro del pozo por medio de dos electrodos y un cable transmisor de corriente directa. C- REMEDIOS Los remedios o sistemas de control para excluir el agua que se está produciendo en un pozo depende del sitio de entrada, y su relación con las formaciones productivas; consisten esencialmente en el uso de retenedores y la aplicación de trabajos de cementación forzada (Squeezes). 1. Retenedores de cemento. Consisten esencialmente en un cuerpo metálico, un empaque de caucho central y dos juegos de cuña hacia los extremos colocados en sentido opuesto, lo que permite que la herramienta una vez se agarre al revestimiento no pueda moverse en ninguna dirección. El cuerpo del retenedor puede ser de hierro colado para instalaciones permanentes, o de magnesio cuando se prevé la necesidad de retirarlo en un futuro inmediato, pues este último tipo es fácilmente perforable. Los retenedores se bajan al pozo con la tubería de perforación o de producción y se asientan con ayuda de una herramienta especial (Setting Tool), resisten altas presiones diferenciales, forman un sello efectivo entre el espacio anular y la sección inferior. También puede usarse solo, como tapón puente, adicionándolos con algunos accesorios. En este último caso puede tenerse una máxima seguridad contra pases o escapes vaciándoles encima un poco de cemento por medio de un achicador (Bailer).
El uso de retenedores solos o en combinación con cementaciones forzadas, es el sistema preferido para aislar formaciones acuíferas inferiores. Como se verá más adelante, también pueden usarse en combinación con otras herramientas para aislar aguas intermedias o superiores por medio de cementación forzada. 2. Cementaciones forzadas. Consisten en inyectar a la formación un volumen calculado de lechada de cemento, alcanzando presiones máximas que pueden estar por debajo o por encima de la presión de la formación. En el primer caso la cementación forzada se llamará a baja presión, y en segundo a alta presión. a) Herramientas requeridas. El conjunto de herramientas requeridas para cada trabajo depende del estado mecánico del pozo, la disponibilidad y la preferencia de cada operador. En general, pueden emplearse las siguientes combinaciones de abajo hacia arriba: 1. Retenedor, empaque especial retractible y unión de circulación (Empaque tipo “Full Bore”); 2. Tapón puente retractible, empaque especial retractible y unión de circulación; 3. Retenedor y unión de circulación; 4. Empaque especial retractible y unión de circulación. b) Técnica de cementación a alta presión.
BIBLIOGRAFIA
1 - Composite Catalog 1982. 2 - Geo Vann. “Engineering Well Completions”.1982. 3 - Baker Packers Catalog. 1990 – 1992. 4 - L.E. Buzarde. Prodution Operations. Course One. “Well Completions”. 5 - Historias de Reacondicionamiento de Pozos de Compañías ECOPETROL y Hocol. 6 - Uren, L.C. “Petroleum Production Engineering, Explotation”.
