Seminario de Workover y Pulling a. Lizama t. Final

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Ing. CIP. Alfredo Lizama Talledo

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Seminario de Workover y Pulling a. Lizama t. Final

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Ing. CIP. Alfredo Lizama Talledo

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Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo. La siguiente fase llamada "completación", consiste en preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma contínua, segura y controlable (producción). Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo. La siguiente fase llamada "completación", consiste en preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma contínua, segura y controlable (producción). Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo. La siguiente fase llamada "completación", consiste en preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma contínua, segura y controlable (producción). Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo. La siguiente fase llamada "completación", consiste en preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma contínua, segura y controlable (producción

Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo. La siguiente fase llamada "completación", consiste en preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma contínua, segura y controlable (producción

Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo. La siguiente fase llamada "completación", consiste en preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma contínua, segura y controlable (producción

Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo. La siguiente fase llamada "completación", consiste en preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma contínua, segura y controlable (producción

Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo. La siguiente fase llamada "completación", consiste en preparar el pozo para producir hidrocarburos en forma contínua, segura y controlable (producción).

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Para alcanzar la fase de producción, adicionalmente, será necessario :

Balear el casing de acuerdo a los niveles productivos y

Reemplazar el BOP con un árbol de producción (Christmas tree) , llamado tambien Flow Control.

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En esta fase, un equipamiento especial será bajado al pozo y en particular:

Un packer para aislar la zona de producción y para proteger el casing.

Un tubing para enviar el hidrocarburo a la superficie .

Un colgador (hanger) para enganchar y soportar el tubing .

Válvula de seguridad, válvula de circulación, etc.

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Durante la fase de perforación, se debe garantizar la seguridad del pozo con una serie de barreras cuya función es la de prevenir las pérdidas incontrolables de hidrocarburos:

Una barrera hidráulica creada por el lodo de perforación .

Barreras mecánicas compuesta de varios casings y el control BOP instalado sobre la cabeza del pozo.

Una vez que se completa la perforación, la zona de producción es protegida con tubing para tener la producción de hidrocarburos del pozo bajo condiciones seguras.

Durante la fase de completación, las barreras "temporales" usadas durante la perforación, serán reemplazadas por una serie de barreras finales las cuales quedarán en el pozo durante toda la vida productiva del pozo.

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Flow Control ( Xmas trre ) : controla el flujo y esta compuesto de una serie de válvulas manuales que funciona como elemento de seguridad. En ausencia del Xmas tree, la seguridad es garantizada por los BOPs.

Tubing Hanger (cabezal) : soporta el tubing, asegura un sellado hidráulico del anular.

Tubing: provee una conexión mecánica e hidráulica entre el packer y el tubing hanger y transporta el fluido de producción a superficie. Sus características mecánicas deben garantizar su resistencia al ambiente en el que trabaja (presión y corrosión) y su aplicabilidad a las características del proyecto de completación (diámetros externos e internos, espesor, tipo de acero, etc.). Sus hilos deben desarrollar un sello hidráulico correcto.

Packer: asegura el anclaje del tubing, así como el aislamiento y protección del anular de los fluidos de formación. Está equipado con cuñas para el sellado mecánico en el casing y con jebes o caucho para el sellado hidráulico. Los packers pueden ser permanentes o recuperables, sentados mecánica o hidráulicamente.

Seat niple (niple de asiento): alojan los dispositivos de seguridad o de control de flujo, los cuales estaran anclados internamente (sellado mecánico) a un perfil especial donde se sellaran hidráulicamente.

Safety valves: su función es detener el flujo de el pozo en casos de emergencia.

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Después de la completación inicial, cualquier operación llevada a cabo en el pozo, sea usando un equipo de perforación u otro de servicio de pozos, es llamado "workover”.

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a.- Intervenir sobre la formación para realizar: - Un cambio de nivel, aislamiento de nivel para eliminar el influjo de agua o de gas (water shut off - excesivo GOR) - Limpieza de la formación, trabajos de ácido y fracturamiento, squeeze de cemento o casing patch (resane de casing) - Recompletación con gravel pack . - Otros.

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b. Intervenir sobre el pozo para realizar:

- Limpieza del fondo o limpieza / lavado del

tubing. - Remplazo del packer, tapón o del

tubing. - Otros.

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El fluido de completación es normalmente usado para matar el pozo y también se usa durante todas las operaciones de workover y completación. Su densidad debe ser suficiente para balancear la presión de formación.

El fluido de completación se mantiene trabajando como una barrera de tal forma que su densidad adecuada controla a la presión de formación.

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Durante las operaciones de completación y workover, cuando los packers todavía no se han sentado, tanto la barrera mecánica como la hidráulica están activas:

Barrera hidráulica.-Compuesta por fluido de completación; y permanece activa mientras la densidad sea la adecuada.

Barrera mecánica.- Compuesta de los BOPs.

 

 

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Tina de circulación con manifold de válvulas. Bomba Reciprocante. El Blow Out Preventer (BOP). El Flow control y válvulas . El tubing. Los packers y tapones RBP. Las válvulas de seguridad. Los dispositivos de circulación/comunicación. Power Swivel.

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El termino "tubing" se entiende como aquella serie de tubos sin soldadura que bajan al pozo enroscándose uno al otro hasta llegar a la profundidad deseada. En practica, el tubing constituye la via obligada, desde el packer hasta el tubing hanger del Xmas tree, para conducir al fluido producido por la formación

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En la industria del petróleo, el tubing es definido por:

Diámetro. Espesor. Tipo de acero. Tipos de conexión.

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La principal función del packer es

proteger al casing de la presión del pozo y de los eventuales fluidos corrosivos.

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Sirve para aislar zonas no deseables, como son zonas de agua, de gas, etc.

Para aislar zonas temporalmente y/o permanentemente, para poder abrir, estimular y evaluar otras zonas.

Para otros trabajos cuando lo amerite el pozo y/o la recomendación de workover.

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Esencialmente esta compuesto de cuatro elementos:

El sistema de cuñas de anclaje al casing.

Unidad de empaque - packing unit (sobre el casing)

El packer bore receptacle (solo para packers permanentes)

La conexión y sello del tubing.

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Packers recuperables.- Diseñados para ser recuperados fácilmente del pozo.

Packers permanentes.- Diseñado para permanecer en el pozo mucho tiempo.

Packers mecánicos.- Es recuperable, usa la rotación de la sarta y peso para ser fijado.

Packer hidráulicos.- Usa una presión hidráulica a través de la tubería para colocar las cuñas en posición de anclaje y energizar la unidad de empaque (gomas o cauchos).

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El test del BOP debe ser realizado después de la instalación (antes de iniciar las operaciones) y periódicamente, cada 7-15 días (norma API: no superior a 21 días) a una presión igual o al menos el 70% de la presión de trabajo). Durante el test los siguientes componentes son usados:

Cup tester, si la presión de reventazón(presión máxima interna) del casing lo permite;

Especiales testing tools se insertara en el tubing spool (plug tester). Se recomienda un RBP.

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Bonnet. Master valve. Upper master valve. Cross (cruceta). Wing valves (válvulas laterales). Swab valve. Top adapter (tapón). Segunda wing valve. Choke regulador (regulador de presión

de flujo).

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El equipamiento de seguridad (Blow Out Preventer) es instalado sobre el wellhead para prevenir algún flujo descontrolado del pozo. Durante las diferentes fases de workover y completación, el BOP es instalado sobre la brida del tubing spool después de matar el pozo y la remoción del Flow control.

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Para la configuración del BOP se recomienda:

- Hasta 5,000 psi, stack BOP con 2 sets de rams (1 pipe rams + 1 blind rams) + 1 BOP anular;

- Para 10,000 psi, stack BOP con 3 sets de rams (2 pipe rams + 1 blind rams) + 1 BOP anular;

- Para 15,000 psi, stack BOP con 4 sets de rams (3 pipe rams + 1 blind rams) + 1 BOP anular.

 

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Antes de iniciar las operaciones en el pozo, se debe preparar el programa de trabajo donde se indicará los datos esenciales del pozo para poder operar:

Tipo de completación (simple, dual, PCP,… etc. ) Tipo y característica del fluido del pozo, packer. Presiones estáticas y dinámicas en la cabeza y

en el fondo del pozo. Dimensión y clasificación (rating) de el well head

y de todo el embridado.

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Profundidad y dimensión de los diferentes casings con el relativo nivel del cemento y los intervalos perforados y tipo de formaciones.

Dimensión, características y profundidad de sentado de los packers, tapones, tipo de unión y tipo de acero de los tubings.

Wireline tools, niples de asiento, válvulas de seguridad: características, cantidad y profundidad.

Tipo de hidrocarburo en el pozo y capacidad de producción.

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En el programa de trabajo, además de la información sobre las condiciones físicas del pozo, deberá ser indicado la razón (causa) por la cual se interviene:  

-Por causa del pozo; reemplazo del tubing, del packer, del ancla de gas, de la bomba de subsuelo,etc.

-Por causa de la formación; cambio de nivel, nivel aislado, baja producción, pozo no produce, etc.

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Alguna situación de presión anormal y de peligro que se podría encontrar al inicio de la operación debería ser registrado y reportado inmediatamente. Ello podría ser:

- Presión atrapada en la sarta (tubería).

- Presión en el anular. - Presencia de sulfuro de hidrógeno.

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Antes de iniciar las operaciones de workover sera necesario verificar la condición actual del pozo, antes de trasladar el equipo de workover y comprende:

a.- Calibración, realizada con wireline, para verificar:

- La profundidad actual del pozo. - Presencia de algún taponamiento en los perforados. - El libre pasaje al interior del tubing.

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En adición, el registro de un perfil estático de presión, nos permitirá conocer la presión actual de fondo y el tipo de fluido dentro del tubing;

b.- A través del acceso a las válvulas sobre los spools, verificará alguna posible presencia de presión anormal en los varios anillos del pozo.

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Matar el pozo se entiende como la operación en la cual se reemplaza el fluido de formación presente en el tubing con el fluido de completación/workover (o killing fluid) a una densidad tal que contrabalancee la presión de la formación, para que al final de la operación la presión en cabeza llegue a cero.

Para matar el pozo normalmente se utiliza un fluido con las mismas características que las del fluido de completación precedido de un colchón viscoso para limitar la contaminación con el fluido del pozo.

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Durante el bombeo la presión de cabeza (Pt) no debe exceder un valor tal que haga que la presión de fondo (Pb) cause la fractura de la formación (Pfr).

Pfinal < Pb < Pfr Pb = Pt + Ph - Pp. Ph = Presión Hidrostática del fluido en el

tubing y del fluido bajo el packer si lo hubiese. Pp = Pérdida de presión en el interior de tbg.

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Despresurizar la sarta. Matar el pozo de ser necesario. Abrir la válvula de circulación del packer. Circulación reversa + circulación inversa. Flow check. Pozo muerto continuar. Retirar el Flow control. Instalar y probar el control BOP. Desanclar el packer. Realizar una circulación reversa y directa. Extraer el packer junto con la tubería.

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WIRELINE

Se refiere a una serie de operaciones que son realizadas en el pozo usando un cable de acero. En particular, el wireline permite operar en pozos presurizados y no requiere detener la producción.

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COILED TUBING

Permite operar con el pozo bajo presión y puede ser usado en las operaciones para matar pozos, lavados, trabajos ácidos,

tapones de cemento y otras operaciones. El coiled tubing nunca debe descender al

pozo con el extremo libre, siempre tendrá una herramienta de trabajo y una check valve.

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Si una fuerza “F” actúa perpendicularmente sobre un área “A”, la intensidad de la fuerza se define como “Presión”.

PRESION = Fuerza / Área

La presión representa la fuerza por

unidad de área.

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Presión Hidrostática (Ph).La presión hidrostática del fluido a

una profundidad dada, es la presión ejercida por el peso de la columna de fluido encima de esa profundidad.

Ph = Densidad x profundidad. Ph = 0.052 x prof, vertical x D

(lbs/pulg2). 0.052 : Factor de conversión.

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Presión de Formación (Pf)

La presión de formación (o de presión de poros) es la presión ejercida por los fluidos contenidos en la formación. Ello esta en función de las siguientes características, tales como la porosidad y la permeabilidad

Equilibrio hidrostáticoPh = Pf

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Presión de Fractura

La presión de fractura (Pfr) es la presión que produce una pérdida parcial de fluido sin fracturar la formación (máxima presión admisible).

Si el pozo esta sujeto a una presión superior a la fractura, puede ocurrir una perdida de circulación.

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Presión Estática

Es la presión medida en superficie en un pozo cerrado sin circulación.

Características: Existe solamente cuando el pozo está

cerrado. Es producido por presiones atrapadas

dentro del pozo. Se incrementa la presión en el fondo del

pozo.

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Presión en el fondo del pozo

La presión en el fondo del pozo es la presión

total que actúa en el fondo del pozo

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Servicio de pulling es el mantenimiento que se hace al pozo por motivo cuando este deja de producir por causa de bomba deficiente, varilla rota, tubo roto, ancla de gas tapada, niple de asiento en mal estado, perforaciones tapadas, problema de parafina, de carbonato, rotor de PCP roto, etc.

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Servicio de Pozos trabaja el 60 % de su tiempo con tubing.

API : Son las iniciales de “ American Petroleum Instituto” que es el instituto que dicta las normas y especificaciones para el diseño de material usado en la industria del petróleo.

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API 2 3/8” EUE J55 8 RD Rango 2 Donde: - API.- Material que sigue normas del API. - 2 3/8”.- Diámetro externo del tubo. - EUE.- Tubo de cabeza cónica o “external upset”. Un tubo NU es “non upset”. - J55.- Grado o calidad del acero. - 8.- Número de hilos por pulgada. - RD.- Forma de hilos. - Rango 2: longitud promedio del tubo es 30’ y Rango 1: promedio de 22’.

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Transportar el tubo en camas ordenadas. Las roscas deben estar cubiertas con protector. La rosca debe limpiarse cuidadosamente. La rosca debe lubricarse con grasa especial. La grasa debe guardarse en recipiente. La tenaza hid. debe regularse al torque del

tubo. Depositar los tubos sobre ranflas y no al suelo. Depositar el tubo sobre 4 puntos de apoyo min. Las camas de tubos debe separarse con

madera. Evitar doblar, pandear o golpearlos los tubos.

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El control del material dentro del pozo debe ser cuidadoso. Las fallas en la tarja pueden dar lugar a lo siguiente:

Sentado de herramientas en sitios no deseados. Errores en pescas de herramientas. Errores en baleo, fracturamiento, cementacion. Errores en tope de pescados, de arena, etc. Errores en instalación final, por lo que después

falta o sobra material (tubería). Por esto es que la tarja debe ser chequeada por

lo menos por dos personas.

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Todos los pozos de petróleo y gas deben tener su cabeza apropiada y sirven para:

1.- Instalar los controles durante la perforación. 2.- Soportar el peso de las sartas de forros y sellar su intercomunicación. 3.- Facilitar las conexiones apropiadas para trabajos posteriores. 4.- Deben resistir las presiones de fracturamiento. 5.- Deben permitir controlar el peso durante todas las etapas de su vida. Cabezas de alta presión : soportan más de 1000 psi. Cabezas de baja presión : soportan menos de 1000 psi.

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Para fracturar un pozo con cabeza de alta presión se instala sobre el spool una llave de escopeta o de baleo (en el caso de que el fracturamiento se haga después del baleo y en trabajos de short-frac) y sobre ella se coloca la cabeza de fracturamiento Halliburton de 04 entradas.

También se puede usar un cabezal de alta bridado seguido de una válvula de baleo, enroscado en el casing, utilizando las válvulas laterales para el frac.

De igual forma se puede utilizar un Flow Control de alta para el fracturamiento según indicaciones.

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1.- Estar seguro que la cabeza que se va a instalar es la correcta para el pozo de acuerdo la presión. 2.- La cabeza, roscas y el surco para el anillo deben estar en buen estado. 3.- El anillo debe ser el correcto y en buen estado. 4.- Los pernos deben ser los correctos. 5.- Reemplazar los empaques de ser necesario. 6.- El surco del anillo debe estar limpio y engrasado. 7.- Los pernos deben ajustarse uniformemente. 8.- Un anillo picado, ovalado, chancado deben botarse.

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Es bajar al pozo un escariador (“rima”) con tubería para dejarlo en su máximo diámetro interior (ID).

Para chequear el diámetro de los forros, limpiar los collares de barro, sales, cemento, parafina, quitar las rebabas del baleo.

Para dejar listo el pozo para bajar herramientas como empaques, tapones, escopetas en pozos viejos.

El “rima” debe tener en buen estado sus cuchillas, resortes, tornillos y platinas. Las cuchillas o choclos deben cubrir 360°.

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Para un “tubing Swab” y/o “casing swab” son: - Un varillón de metal de 1 ½” x 12’ ó 16’. - Un guardacabo de 9/16”. - Un swivel mecánico o saca vuelta. - Dos portacopas de encastre. - Un jar mecánico. - Un tubo lubricador de 3” x 16” ó según medidas. - Un Lubricador de swab ó oil saber de cierre

hidrau. - Cable de acero de 9/16”. - Una válvula de control o Árbol de Swab. - Una bandeja para recibir líquido. - Un contómetro de profundidad.

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Un pozo se suabea: Para hacerlo fluir aligerando su columna

líquida. Para evaluar zonas en forma rápida. Para obtener su producción periódicamente. Para bajar en nivel de fluido para un Spot

Acid. Para eliminar el fluido sucio antes de bajar

EBM. Para recuperar el ácido gastado después de

la acidificación.

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Debe conocerse el diámetro de la tubería y la profundidad del niple de asiento.

Los cauchos economizadores y copas deben estar buenos.

La “pepa” debe revisarse regularmente. El cable debe estar bien aliniado en el tambor. La unidad de servicio debe estar bien alineada. Si es imprescindible suabear pozos acidificados, usar

lentes de seguridad, mandil y guante de jebe. Debe suabearse a favor del viento. Los fluidos recuperados deben ser cuidadosamente

medido y reportados, especialmente si hay agua. La válvula de control (árbol de swab) debe estar

operativo. Debe usar el medidor de profundidad (cavins).

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1.-CAUSAS: Arena de fracturamiento. Arena de formación. Lodos, finos. 2.- TECNICAS DE LIMPIEZA: Por circulación.- Usando tubería extremo

abierto. Por beleo.- Usando bela hidrostática o

mecánica. Con coiled tubing. Con unidad de espuma. Con unidad de Nitrógeno.

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1.- Generalmente se circula de forros a tubos para aprovechar la alta velocidad y arrastre de las partículas por el pequeño diámetro de los tubos hasta la superficie.

2.- En caso de pararse la bomba, la circulación de forros a tubos es la más recomendable, porque la arena de la columna al caer al fondo no “agarra” la tubería.

3.- En casos especiales de lavado de tubos a forros debe tenerse cuidado en no parar la bomba hasta estar bien seguro que la zona está limpia.

4.- La lavada de forros a tubos es más rápida porque siendo el volumen de fluido en los tubos menor que el de los forros hay que esperar menos tiempo para que el fluido salga limpio y bajar otro nuevo tubo.

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5.- El BOP, control stripper, conexiones, mangueras, uniones giratorias, válvulas de circulación, de seguridad, líneas de desfogue deben estar en buenas condiciones y algunos de estos amarradas con cadena o cable en caso de caídas.

6.- Debe esperarse a que el fluido salga limpio para cambiar el tubo.

7.- Debe controlarse el peso de la tubería para no enterrarla. La arreada de la sarta debe ser lenta durante la limpieza de acuerdo a este peso.

8.- Debe observarse la presión de la bomba y la circulación de retorno. Algún cambio de presión avisar.

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9.- De vez en cuando debe levantar la tubería para estar seguro de que está libre.

10.- Si la circulación se detiene se debe levantar inmediatamente la tubería.

12.-La medida de los tubos debe ser exacta (tarja).

13.-Tener suficiente fluido en los tanques y usarlo con criterio.

14.-Si el pozo toma demasiado fluido, cambiar la circulación. Si no hay resultado positivo optar la limpieza con bela hidrostática u otra según Rx.

15.-. Si el pozo no circula, limpiar con “bela” hidrostática.

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Se usa para limpiar el fondo del pozo, eliminando resto de arena de fracturamiento, de formación, lodo, suciedad, etc, oportunamente, para que estos materiales no se enduren posteriormente y queden como “tope duro” y resten la profundidad del pozo.

Limpieza cuando haya perforaciones tapadas.

Limpieza en pozos que no circulan.

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1. Cuerpo de la bela.2. Pistón de la Bela con sus sellos.3. Pepa del cable de belear.4. Zapato de la bela con su válvula

check y sus pernos de seguro, que pueden ser tipo chatos, para arenas suaves; tipo cincel, para arenas o deposiciones duras.

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Al tomar fondo con la bela el pistón baja a su punto inferior.

Al templar el pistón sube y succiona la arena a través de la válvula del zapato, llenándose esta.

Al sacar la bela el peso de la arena cierra la válvula del zapato reteniéndola interiormente.

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1. Debe controlarse la medida por medio del indicador de profundidad (Cavins).

2. En cada sacada debe chequearse que el pistón corra libremente.

3. No se debe golpear con martillo la bela, debe hacerse colocando una madera entre la bela y el martillo.

4. Debe lavarse el zapato en cada arreada y fijar sus tornillos en forma correcta.

5. En pozos que “cabecean” deben belearse con una válvula especial con lubricador.

6. Chequear regularmente la pepa, copas y cable.

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FUNCION.- Inmovilizar los tubos para:1.Mayor carrera de la bomba en el fondo del

pozo para producir más petróleo.2.Disminuir el desgaste de las varillas y

bomba.3.Reducir la frecuencia de rotura de varillas

y tubos.4.Reducir la frecuencia de intervenciones de

servicio de pozos.

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1. Su máxima presión de trabajo es de 1500 psi.2. El caucho, anillos, tuercas, contratuercas y

pernos deben estar completos y en buen estado.3. Cuando el pozo no tiene presión debe

mantenerse flojo.4. Pesa 300 Kg.5. Debido a su peso debe instalarse

cuidadosamente.6. La forma más segura para instalarlo es colocarlo

con un niple atravesado y amarrado con manila.7. Cuando no se usa el control debe mantenérsele a

un costado del pozo.

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8. Deben bajarse 10 ó 15 tubos antes de ser instalado.

9. Debido a que su brida inferior es combinada puede instalarse sobre bridas series 600, 900 ó 1500. Debe ponérsele los pernos correspondientes a estas bridas.

10. Para ajustar el caucho deben reprimirse las tuercas y contratuercas en forma pareja.

11. Debe usarse el caucho adecuado para cada diámetro de tubería.

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Conjunto de elementos que transmite la potencia de una fuente motriz y lo convierte en movimiento rotatorio. Partes:

1.Fuente de potencia: Motor que mueve una bomba hidráulica de alta presión.

2.Sistema de trasmisión de fuerza: Mangueras de alta presión.

3.Swivel de poder: Motor que convierte la presión hidráulica en movimiento rotatorio.

4.Controles: Sistemas de válvulas que centralizan y controlan la potencia del sistema.

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1. Para perforar pozos pocos profundos.2. Para perforar tapones permanentes,

cemento, empaques, carbonatos, etc.3. Para escariar zonas con obstrucción.4. Para cortar tubos con cortador mecánico.5. Para desanclar tapones (RBP) atracados.6. Para perforar topes duros, dejando libre

las perforaciones si lo hubiese. Nota: El Power Swivel se usa con

circulación, por lo general de tubos a forros.

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Gracias…