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Producción I UNAJ 2017 - Servicios al Pozo - Pulling

OPERACIONES CON EQUIPO DE PULLING Indice

•

Introducción

•

Descripción de Equipos

•

Herramientas de Producción

•

Nociones de Surgencia

•

Etapas de Una Intervención

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Descripción de una intervención Operaciones con equipos de Pulling

Las Operaciones con Equipos de Pulling abarcan todas las intervenciones que se realizan en los pozos, incluyendo a los Equipos de Flush By. La palabra “intervención” en la industria petrolera refiere al trabajo que se realiza en los pozos con un equipo de Pulling o Flush By, para extraer o bajar materiales o herramientas. El concepto alcanza a todos los trabajos que se efectúan del casing hacia adentro.

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Descripción de una intervención Operaciones con equipos de Pulling

Las intervenciones ocupan una parte importante del presupuesto de los Yacimientos con extracción artificial, y su disminución (por poco que signifiquen porcentualmente), tendrá una importante incidencia económica.

Analizar siempre todas las intervenciones previas realizadas en el pozo permitirá un mejor diagnóstico y previsión de las eventualidades que pudieran surgir durante la intervención.

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La intervención como un proceso

• ¿PORQUÉ HABLAMOS DE PROCESO? Línea de tiempo en la producción de un pozo Pozo Produciendo

Pozo Produciendo

Pozo Parado – Pérdida de Producción

Falla de Pozo

Falla Reparada

El tiempo de no disponibilidad (pérdida de producción) del pozo depende de muchos sectores que trabajan con objetivos distintos y a veces hasta contrapuestos: • Producción, Auxiliares, Mantenimiento, Energía, Ingeniería de Producción, Almacenes y Pulling.

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Rubros de Pérdida y Roles

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Clasificación de tiempos Un evento comprende el conjunto de actividades y operaciones que se desarrollan en un pozo, desde su planificación hasta la ejecución y puesta en servicio del pozo. CLASIFICACIÓN DE TIEMPOS DENTRO DE UN EVENTO Tiempo Planeado Efectivo (PE)

Tiempo empleado para ejecutar las operaciones detalladas en el plan del pozo, dentro de los tiempos planificados.

Tiempo Planeado No Efectivo (PNE)

Tiempo empleado para ejecutar las operaciones detalladas en el plan del pozo, pero excedido del planificado. Este tiempo es atribuible a una curva de aprendizaje y puede ser originado por bajo rendimiento o mala planificación.

NPT con Actividad (NPTA)

Tiempo No Productivo donde se realizan actividades dedicadas a solventar problemas operativos o se prolonga una actividad para aprovechar tiempos de espera. Esta clase de tiempo debe tener un registro NPT asociado (*).

(*) En las operaciones de Pulling no se utiliza el concepto de NPTA. Este concepto se reserva para operaciones de Perforación y Work Over. 7

Clasificación de tiempos

CLASIFICACIÓN DE TIEMPOS DENTRO DE UN EVENTO (Cont.) NPT Parado (NPTP)

Tiempo durante el cual las operaciones en el pozo se detienen por completo. No se realizan tareas ni se avanza en actividades. Esta clase de tiempo debe tener un registro de NPT asociado.

Tiempo No Productivo (NPT)

Los tiempos NPTA y NPTP conforman los Tiempos No Productivos, es decir aquellos tiempos no planificados utilizados en medio de las operaciones en las siguientes ocasiones: • Se debe dar solución a un problema ocurrido dentro del pozo (por causas inherentes al mismo). • La ejecución de las operaciones no avanza como está planificado debido a esperas, reparaciones o problemas/fallas de herramientas (dentro o fuera del pozo). Algunos ejemplos son: aprisionamiento, descontrol de pozo, set-up de herramientas, esperas de compañías de servicio, razones climáticas, razones gremiales, reparaciones de equipo, problemas de logística, entre otros.

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Eficiencia de Planificación – Eficiencia de Equipos Para seguir la Eficiencia de los Equipos hay que analizar 2 perspectivas: Desvío Total del Pozo

TTP (TOTAL DE TIEMPO PLANIFICADO) (Transporte + Intervención)

TTP = Plan de Intervención

TOE TIEMPO OPERATIVO ESTIMADO (En función de los tiempos estandares de Maniobras)

CONTINGENCIA DE TIEMPO (NPT)

Eficiencia de la Planificación

TRI TIEMPO TOTAL DE INTERVENCION TEP Tiempo de Ejecución de Actividades Planificadas TRI = Tiempo Real de Intervención

TPE (TIEMPO PRODUCTIVO EFECTIVO) (En función de los tiempos estandares de Maniobras)

ANP

NPT

Actividades No Planificadas

(Tiempo No Productivo)

TPNO

NPT

(Tiempo Productivo no efectivo)

(Tiempo No Productivo)

Eficiencia de la Ejecución

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Descripción de Equipos

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Descripción del equipo

Equipo de Pulling es la denominación que reciben los RIGs que, por su capacidad y servicios satélites anexos se utiliza para la realización de las INTERVENCIONES DE POZOS.

Esta característica condiciona, también, la cantidad de gente que trabaja en un turno • • • • • •

Jefe de Equipo Encargado de Turno Maquinista Enganchador Dos Operarios Boca de Pozo Operador de Motobomba

Descripción del equipo Requisitos mínimos del Personal de Equipo - Relevos •

Los relevos temporarios deben llevarse a cabo por personas que cumplen una función igual o superior o que se encuentran debidamente autorizados (por ejemplo, si el Maquinista se retira a comer, debe ser reemplazado por el Encargado de Turno).

•

En caso de que un operario se esté entrenando en un cargo de función superior a la suya, debe hacerlo en presencia del responsable de esa función (por ejemplo, si un boca de pozo está aprendiendo a trabajar en el piso de enganche, debe hacerlo junto al Enganchador del turno).

•

Para que un Boca de pozo suba al piso de enganche por primera vez, debe trabajar en el equipo un mínimo de seis meses consecutivos.

•

Para que este operario pueda trabajar solo en el piso de enganche, antes debe contar con curso de trabajo en altura y haberlo hecho acompañado por el Enganchador durante cuatro maniobras completas de sacar y bajar cañería.

•

Cuando en el piso de enganche trabaje un Boca de pozo que aún es principiante, el ritmo de trabajo debe adecuarse al de esta persona, desarrollando el trabajo con extremo cuidado y atención.

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Descripción del equipo Esquema de un equipo de Pulling ESPACIO LIBRE HASTA QUEDAR APAREJO DETENIDO DE ACUERDO A PRUEBA REALIZADA 2.95 MTS.

12.90Mts

RIG - XXX

29.5 mts.

2.70 mts.

16.6 mts.

2.10 Mts

RIG

Descripción del equipo Equipo de Flush By

El Flush By está compuesto por una torre montada sobre un camión y una bomba de alta presión y caudal, con su correspondiente tanque.

Este equipo está diseñado para realizar diversas maniobras en pozos de petróleo en forma ágil.

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Descripción del equipo Sistemas de un equipo de Pulling Los sistema de un equipo de Pulling pueden agruparse en las siguientes categorías 1. Sistema de izaje 2. Sistema de potencia 3. Sistema de control de pozo Adicionales 1. Sistema de rotación 2. Sistema de circulación 3. Dispositivo Atrapa Cable (DAC)

Descripción del equipo Sistema de Izaje - Componentes •

Mástil Piso de Enganche Contravientos Anclajes Corona

•

Piso de Trabajo

•

Cuadro de Maniobra Tipos Componentes

•

Aparejo • Grillete para elevador de varillas • Elevador de tubing • Amelas • Gancho de Varilla • Cable • Ancla o Punto muerto

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Descripción del equipo Sistema de Izaje – Mástil

El mástil es una estructura metálica con sección cuadrada o rectangular con uno de sus lados abiertos. Su fabricación sigue los lineamientos de la norma API SPC 4F

Descripción del equipo Sistema de Izaje

La función primaria del sistema de izaje es soportar la columna de material durante la operación de retiro de material y bajada de instalación del pozo.

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Descripción del equipo Sistema de Izaje - Funcionamiento de Poleas

Descripción del equipo Sistema de Izaje - Funcionamiento de Poleas

Polipasto (Aparejo Potencial)

Pൌ

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Es una combinación de poleas fijas y móviles recorridas por una o mas cuerdas que tienen uno de sus extremos anclado a un punto fijo. La polea Fija modifica la dirección de la fuerza (potencia) que ejercemos sobre la cuerda, el hecho de ejercer la potencia en sentido descendente facilita la elevación de cargas. Mientras que la polea Móvil proporciona ganancia mecánica al sistema, dado que empleando pequeñas potencias se vencen grandes resistencias.

25 Ton

50 Ton

50 Ton

100 Ton

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Descripción del equipo Sistema de Izaje - Funcionamiento de Poleas

Polipasto (Aparejo Factorial)

En un conjunto Corona-Aparejo, el aparejo tiene “N” poleas y la corona “N+1”, salida al anclaje del Punto Muerto

Pൌ

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El dial del indicador de peso “Martin Decker” deberá ser acorde a la configuración del número de líneas y diámetro de cable utilizado en el equipo.

Descripción del equipo Sistema de izaje - Mástil

Piso de enganche

Contravientos

Anclajes

En la mayoría de los equipos se encuentra el denominado “Piso de enganche”, plataforma instalada en el mástil, desde donde opera el Enganchador durante las maniobras en dobles de bajada o retiro de una columna de caños.

Son las líneas de cables que van desde la corona, primer tramo del mástil y piso de enganche hacia los cuatro extremos de la locación, siendo amarrados a anclajes fijos. Su principal función es asegurar al mástil ante inclemencias del tiempo (fuertes vientos) y mantener la verticalidad ante los esfuerzos en operación.

Construcción ubicada a una determinada profundidad en la locación que soporta los contravientos del mástil de un equipo de Pulling.

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Norma API SPC 4F

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Descripción del equipo Sistema de Izaje – Corona

El bloque de corona es un set fijo de poleas ubicado en la parte superior del mástil, sobre el cual, el cable es enhebrado. Su fabricación sigue los lineamientos de la norma API SPC 8C.

El bloque de corona trabaja en conjunto con el aparejo o bloque viajero. De esta manera se obtiene una ventaja mecánica al permitir el uso de un cable de acero de menor diámetro para sostener cargas muchas veces más pesadas que lo que podría hacer una sola línea. El número de poleas tanto de la corona como del aparejo puede variar de 4 a 6, siendo ésta una función de la capacidad del sistema de izaje. Además, es importante mencionar la existencia de una polea para el cable de pistoneo.

Descripción del equipo Sistema de Izaje - Aparejo

El aparejo o bloque viajero es un conjunto de poleas que se mueven hacia arriba y abajo en el mástil. Su fabricación sigue los lineamientos de la norma API SPC 8C.

•

El cable de izado está enhebrado sobre las poleas de la corona y las del aparejo, esto le permite izar cargas pesadas.

•

El número de poleas utilizadas en el aparejo es uno menos que en la corona.

•

Las gargantas de las poleas dependen del diámetro del cable y siguen las recomendaciones de la norma API RP 9B.

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Descripción del equipo Sistema de Izaje – Configuraciones

Las AMELAS sostienen el elevador de tubing y un adaptador de gancho para varillas.

Aparejo + Grillete con gancho de varilla. Para sacar caños se deberá cambiar las herramientas. Se debe sacar gancho de varillas y agregar amelas con elevador de tubing

Descripción del equipo Sistema de Izaje - Ganchos de Varilla •

Es el gancho que se utiliza para elevar las varillas de bombeo.

•

Se coloca en el aparejo mediante un grillete (omega).

•

Ambos deben tener IND.

•

Su capacidad es de 35 Tn. mínimo.

Gancho de varillas

Se puede utilizar con adaptador para elevador de tubing.

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Descripción del equipo Sistema de Izaje – Piso de Trabajo

•

El piso de trabajo en equipos de Pulling, tiene la función de facilitar una altura de trabajo a los operarios acorde a las necesidades del armado de boca de pozo como ser la BOP y el Hydrill.

•

Su fabricación sigue los lineamientos de la norma API SPC 4F

Descripción del equipo Sistema de Izaje – Cuadro de Maniobra

•

El cuadro de maniobra es uno de los componentes más importantes del equipo de torre. Provee la potencia de izaje necesaria para la operación y bobina el cable de trabajo cuando la instalación es extraída del pozo.

•

Es construido bajo las especificaciones de la norma API 7K.

•

El cable de trabajo se desenrolla del tambor por efecto de la gravedad y es enrollado por la acción de un motor diésel.

•

Posee, también, otro tambor auxiliar llamado “de pistoneo” o “extracción”

•

Tipos de cuadros de maniobra:

• •

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Mecánicos. Hidráulicos.

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Descripción del equipo Sistema de Izaje – Cuadro de Maniobra

Tambor Principal – Cable 1” y 7/8”

Tambor Pistoneo – Cable 9/16”

Considerar que se puede trabajar con un margen de +25000 Lbs para cada profundidad. Verificar la capacidad nominal del mástil en función de las líneas.

Diámetro

Líneas

[Pulgadas] 7/8 1 7/8 1

[Cantidad] 4 4 6 6

Profundida d [Mts] 2400 2800 3000 3600

Transmisión

Descripción del equipo Sistema de Izaje – Cuadro de Maniobra Sistema de Freno Freno auxiliar (hidrodinámicos, electromagnéticos o discos).

Freno principal y Auxiliar (bandas, discos y sistema regenerativos).

La función del freno auxiliar es asistir al freno principal durante el descenso de la herramienta al pozo cuando el peso de la columna es importante.

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Descripción del equipo Sistema de Izaje – Cuadro de Maniobra Motores

• • • • • •

Arrestallama y tapa de escape Protección calórica Protección mecánica para partes móviles Aislación acústica – Control de medición de ruidos Control de emisiones Control de pérdidas de fluidos

Descripción del equipo Sistema de Izaje – Cable El cable es un elemento de transmisión entre el sistema de potencia y el trabajo de elevación del aparejo. El cable se enhebra a través de la corona y las poleas del aparejo y termina en un punto fijo en el tambor. Este punto se denomina punto de anclaje o punto muerto del cable. A partir de allí el cable se coloca en la bobina de reserva.

Cuando el aparejo se encuentre a la altura de la boca de pozo en el tambor principal por seguridad deben quedar 15 vueltas, como mínimo.

Para disminuir el riesgo de roturas en las zonas de las poleas, se efectúa, a intervalos determinados, lo que se denomina “corridas y cortes del cable”. Estas modifican su posición con respecto a las roldanas del aparejo, reemplazando al cable (que trabajó en esas zonas sometido a mayor desgaste por roce), por otro tramo que, durante el mismo período, sólo ha estado sometido a tracción. De esta manera el cable se gasta de forma homogénea.

Las “corridas de cable” deben hacerse como máximo cada 200 tn/milla (6 mts), en la tercer corrida se cortarán 18 mts.

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Descripción del equipo Sistema de Izaje – Cable

Condiciones de Diseño

Condiciones de Uso Las cargas y esfuerzos que actúan sobre el cable son

Norma API RP 9B • Diámetro. • Carga de rotura. • Flexibilidad. • Elasticidad. • Resistencia a la corrosión. • Resistencia a la abrasión. El factor de diseño del cable mínimo es 2 para Pulling (el más bajo ) y 3 para perforación (el más alto).

Diseño utilizado en equipos

• Torsión • Aplastamiento • Tensión • Vibración • Rozamiento El mayor desgaste del cable se produce en tres áreas • Donde el cable hace contacto con las poleas de la corona. • Donde el cable hace contacto con las poleas de el aparejo • La posición en el tambor principal donde cada vuelta del cable se cruza con las vueltas inferiores.

Descripción del equipo Sistema de Izaje – Ancla

El anclaje del punto muerto está ubicado sobre el chasis del equipo. El diámetro del tambor del anclaje tiene que ser al menos 15 veces el diámetro del cable principal

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Descripción del equipo Sistema de Potencia

Generadores

Motores Diesel • Mecánicos

Distribución de potencia

Los generadores usados en equipos de Pulling cumplen la función de abastecer a los sistemas de iluminación y a los trailers. Poseen una potencia promedio de 20 KVA.

• Electrónicos

Descripción del equipo Sistema de Control de Pozos El sistema de control de pozo constituye uno de los componentes principales de un equipo y está formado por el conjunto BOP´s, cuya función principal es controlar mecánicamente un influjo del pozo. Las partes componentes son •

Stack o Conjunto de BOP

•

Choke/ kill lines o Línea de Ahogue

•

Choke manifold o Colector

•

Acumulador de BOP

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Descripción del equipo Sistema de Control de Pozos – Stack BOP

BOP Anular

BOP RAM

El preventor anular es parte del stack de BOP.

El BOP Ram o válvula esclusa es parte del stack de BOP y puede ser simple o doble. Tipos de Ram • Pipe Ram. • Variable Ram. • Blind Ram. • Flexpacker Ram.

Está diseñado para cerrar sobre cualquier cuerpo cilíndrico y también puede cerrar sobre el cable de la BES.

Descripción del equipo Sistema de Control de Pozos – Acumulador El acumulador produce y almacena energía hidráulica para ser usada cuando, ante una condición de emergencia, la BOP debe cerrarse rápidamente. Está equipado con los controles y actuadores de las BOP´s necesarios para accionarla, durante la operación, en caso de una surgencia. Es una fuente de energía autónoma de la energía del Equipo.

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Descripción del equipo Sistema de Control de Pozos – Acumulador El sistema de control de BOP debe proveer • Un mínimo volumen presurizado pre-determinado, para operar todas las funciones de la BOP, en situaciones de emergencia. • Razonable tiempo de recarga del acumulador. El acumulador está compuesto por • • •

Un tanque de fluido hidráulico a presión atmosférica. Dos bombas de alta presión para presurizar el fluido (Triple Eléctrica + Neumática) Botellones con una precarga de nitrógeno para almacenar fluido presurizado.

El fluido de control a alta presión es transportado al manifold del acumulador para cerrar los mecanismos a través de las válvulas de control.

Descripción del equipo Sistema de Control de Pozos – Choke / Kill Lines La kill line es una parte integral del equipo de superficie para controlar un pozo. Provee una forma de bombear al pozo cuando el método normal o circulación por directa, a través del tubing, no se puede emplear. La kill line conecta la línea de fluido de las bombas a una salida lateral del stack de BOP, y deben • Ser lo más derechas posibles. • Estar firmemente ancladas para evitar excesivas vibraciones.

Sobre la sección conectada a la BOP se instalan dos válvulas o más dependiendo del rango de presión de trabajo: • Válvulas manuales. • Válvulas operadas hidráulicamente. • Check valve.

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Herramientas de Producción

Herramientas de Fondo Ancla de Tensión

Definición • Un ancla es una herramienta que evita el movimiento del tubing dentro del pozo; lo vincula al casing manteniéndolo fijo, en permanente tracción e impidiendo su movimiento. • En muchos casos el uso de un ancla reduce eficazmente los costos operativos al disminuir o eliminar el excesivo desgaste de las varillas de bombeo de los tubings y del casing. • También puede ocurrir que se produzca un incremento de la producción al mejorar la carrera efectiva de la bomba de profundidad.

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Herramientas de Fondo Ancla de Tensión

Catcher

• Las cuñas poseen dientes en dos direcciones para evitar movimientos hacia abajo y hacia arriba. Si el tubing se rompiese, el Catcher impediría la caída de la columna, facilitando así las operaciones de pesca. con 3 flejes fijos en su parte superior • Cuenta que están en una guía dentro de un alojamiento. Este tipo de Ancla deberá ser bajada con el extremo libre de los flejes (parte inferior), hacia abajo.

Herramientas de Fondo Ancla de Tensión

Operación de Fijación •

Cuando el ancla llega a la profundidad de asentamiento, debe rotarse el tubing hacia la izquierda de 5 a 8 vueltas.

•

Con esta operación, los conos inferiores (1) y superior (2) enroscarán empujando a las cuñas (3) contra el casing. Una vez que las cuñas se aferran al casing debe darse la tensión que corresponde a esa profundidad.

•

Aflojar la tensión, mantener siempre la cañería con torque hacia la izquierda y dar alternativamente tensión y bajar un peso igual varias veces, a fin de asentar firmemente las cuñas.

•

Aflojar el torque y aplicar la tensión (*) que corresponde para esa profundidad.

2 3 1

(*) Ver Módulo 3 – Etapa 4 - Fase 3

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Herramientas de Fondo Ancla de Tensión

Operación de Librado • Aflojar la tensión y aplicar un poco de peso. • Girar el tubing 5 a 8 vueltas hacia la derecha para que el cono inferior y superior se desenrosquen y liberen las cuñas. • Luego, para aflojar del todo las cuñas, levantar y bajar algunos pies el tubing dos o tres veces. Al mismo tiempo, rotar hacia la derecha. • Realizando esta operación, el ancla estará en condiciones de ser retirada del pozo. • Al hacerlo, tener cuidado de evitar todo giro a la izquierda que podría asentarla nuevamente. • Para asegurarse que la herramienta se encuentra totalmente libre, levantar la columna hacia arriba unos metros, verificando en todo momento que el indicador de peso marque el peso de la columna. Realizar la misma maniobra hacia abajo, verificando que la herramienta no pierda peso.

Herramientas de Fondo Ancla de Tensión

Operación de Librado de Emergencia • Si resultase imposible desasentar el ancla de acuerdo al método indicado anteriormente, con un impulso o tirón del tubing se podrán romper o fragmentar los pernos de seguridad (2). • Así, el cono inferior (1) se deslizará hacia abajo permitiendo a la cuña (3) hacer lo mismo, liberando el ancla. • Los pernos de seguridad se rompen aplicando la tensión sobre peso de herramienta y peso. Existen diferentes configuraciones de pinado en función a la profundidad de fijación. Normalmente la herramienta puede alojar hasta 12 pines. Considerando que cada uno corta a 5.000 libras.

3 1 2

• Deberá tenerse en cuenta al bajar este tipo de herramienta la cantidad de pines a colocar, teniendo en cuenta la profundidad donde quedará asentada.

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Herramientas de Fondo Ancla de Tensión

San Eloy – AT 4 • Herramienta de diseño robusto, de operación segura, confiable y capaz de soportar los movimientos compuestos provocados por extensiones por debajo del ancla. (Tubos de cola). • Tiene un doble agarre mecánico que le permite permanecer en el pozo con Peso, Tensión o Neutro. • Cuenta con bloques de arrastre, que garantizan la operación de fijado y cuya posición de bajada, debe ser hacia arriba al momento de bajar la herramienta.

Herramientas de Fondo Ancla de Tensión

Operación de Fijación

• Bajar el ancla hasta la profundidad deseada. • Girar el tubing a la izquierda de 6 a 8 vueltas hasta notar un incremento en el torque. • Manteniendo el torque aplicar peso y tensión con el tubing con el tubing hasta lograr el valor de estiramiento calculado para la tensión aplicada. (*) (*) Ver Módulo 3 – Etapa 4- Fase 3

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Bajando

Fijado

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Herramientas de Fondo Ancla de Tensión

Operación de Librado

• Quitar la tensión al tubing hasta lograr el punto neutro a la profundidad del ancla. • Girar el tubing a la derecha de 6 a 8 vueltas hasta verificar el librado

Librado por Rotación

Herramientas de Fondo Ancla de Tensión

Operación de Librado de Emergencia

• De no librar el Ancla de manera tradicional, se aplica tensión a la profundidad de la herramienta hasta el valor de corte de los pernos fijados previamente. • El sistema de librado de emergencia se arma con un valor de corte de 10000 libras mayor que la tensión de trabajo que se dejará en el pozo. Librado por Tensión

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Herramientas de Fondo Ancla de Torque

Descripción

• Por su forma sencilla, la disposición y el accionamiento, el ancla de torque es un complemento para ser utilizado en pozos donde debe bajarse una bomba de tipo PCP. • Previene el giro de la sarta de tubing en sentido horario en instalaciones PCP, evitando el desenrosque de la cañería.

Herramientas de Fondo Ancla de Torque

Fijación

• En el proceso de bajada de la herramienta actúa la parte lisa de las mordazas (bloque de arrastre), que ejercen presión contra el casing, manteniendo centrada la herramienta. Bajando

• Al llegar a la profundidad deseada, la herramienta se fijará al rotar el tubing o la bomba • Se gira el tubing a la derecha haciendo salir la parte dentada de la mordaza, fijándola al interior del casing, evitando así el giro del tubing.

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Fijado

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Herramientas de Fondo Ancla de Torque

Librado

• Para el librado se gira la columna hacia la izquierda o simplemente se saca la herramienta tensionando normalmente.

Herramientas de Fondo Packer

Definición •

El packer de producción es una herramienta provista de empaquetaduras de goma que se utiliza para aislar una sección determinada de un pozo (principalmente, para aislar zonas acuíferas o para producir una formación surgente de petróleo o gas).

•

En (A) está aislando una zona acuífera del fondo del pozo y el fluido es producido a través de un niple perforado instalado en tubing por encima del packer. En su extremo inferior una tapa ciega

•

En (B) el packer permite la producción de las zonas del fondo aislando la capa acuífera superior.

•

En (C) se usa para producir gas directa. En caso de tener que ahogar el pozo, se llena el espacio anular con agua y se libra el packer. Normalmente se baja la cañería con un niple asiento, para bajar bomba insertable cuando pierda surgencia natural.

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Herramientas de Fondo Packer Mecánico •

El packer es recuperable de doble agarre, diseñado para ser usado como empaquetador de producción. Se usa en instalaciones de pozos con BM, GL, SURG, INY con instalaciones simples y selectivas con tandem.

•

Un vez fijado puede quedar con Peso, Tensión o Neutro y sin que los cambios de presión y/o temperatura modifiquen su condición de empaquetamiento.

•

En 5 ½ “ tiene pasaje de  61 mm (2.400”)

•

Soporta presiones superiores a 8000 PSI

•

Sistema de fijación y de traba con cuatro segmentos que garantizan un agarre integral preservando la vida útil del mandril y facilitando la operación de librado.

•

Puede ser combinado con el pescador ON-OFF que permite desacoplar el tubing, dejando el Packer en el pozo fijo y empaquetado.

•

Esta herramienta también se usa como Ancla de Tensión cuando se baja sin gomas. Generalmente es utilizado en pozos profundos superiores a 2500 metros.

Lock Set ó P-111

Herramientas de Fondo Packer Mecánico

Fijado y Empaquetado •

Previamente verificar diámetro y libraje de Casing a fin de determinar la dimensión del anillo calibrador del Packer (tamaños 45 B y 47 B4 en 5 ½” y 7” respectivamente). Consultar tabla del proveedor.

•

Bajar el Packer hasta la profundidad deseada.

•

Girar el tubing a la derecha de 4 a 5 vueltas, mientras se baja el mismo lentamente.

•

Una vez completada la cantidad de vueltas, aplicar peso hasta 6000 libras (2700 kg). (Fijado).

•

Luego tensionar hasta 6000 libras, seguidamente aplicar el peso final. Mínimo 15000 libras (5598 kg). (Empaquetado).

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Giro horario

Peso

Tensión

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Herramientas de Fondo Packer Mecánico

Librado

•

Buscar el punto libre del tubing a la profundidad del Packer.

•

Tensionar entre 2500 y 3500 libras (1100 – 1600 Kg).

•

Girar el tubing a la derecha de 6 a 8 vueltas.

•

Cuando la tensión desaparezca, esperar la ecualización de presiones y comenzar a mover el packer.

Tensión

Giro horario + Tensión

Herramientas de Fondo Packer Hidráulico

PHJ o FH

•

Es un empaquetador de doble agarre mecánico, de accionamiento hidráulico y recuperable por rotación y tensión.

•

Diseñado para ser usado en todo tipo de instalaciones, especialmente en selectivas.

•

Luego de ser fijado, se puede dejar con peso, neutro o con tensión.

•

Máxima presión diferencial de trabajo 6000 psi, en 5½”.

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Herramientas de Fondo Packer Hidráulico

Fijado y Empaquetado

•

Bajar Packer con tapón ciego u otro elemento para tal fin, según instalación, que nos permita presurizar la misma.

•

Previamente seleccionar el valor de corte de los pernos calibrados, con el fin de fijar selectivamente o en forma conjunta, en caso de múltiples packers.

•

Ubicarse en la profundidad deseada y aplicar presión de acuerdo a los valores de pinado (Fijación), luego reempaquetar con 2800 psi (Empaquetado).

PSI Fijado Diseño de Pin

PSI Reempaquetado 2800 PSI

Herramientas de Fondo Packer Hidráulico

Librado 30 cm

• Buscar punto neutro. • Rotar ¼ de vuelta a la derecha y levantar aproximadamente 30 cm para dejar trabado en posición de librado. • De existir mas Packers, repetir esta operación con cada uno.

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Nociones de Surgencia - Aplicación en Pulling

CONCEPTOS DE PRESIÓN: HIDROSTÁTICA Y DE FORMACIÓN

PRESIÓN DE UN FLUÍDO •

Los Fluidos que normalmente utilizamos en la Industria del Petróleo son el petróleo, el gas, el agua, las salmueras, etc.

•

Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el resultado de la densidad y la altura de la columna del fluido.

•

La densidad es normalmente medida en libras por galón (ppg) o Kilogramo por metro cúbico (Kg/m3) o (gr/lt).Un fluido pesado ejerce más presión porque su densidad es mayor.

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CONCEPTOS DE PRESIÓN: HIDROSTÁTICA Y DE FORMACIÓN ¿QUÉ ES UNA PRESIÓN HIDROSTÁTICA? Es la presión total ejercida por el peso de una columna de fluido en reposo, actuando en cualquier punto de un pozo.

Ph: 0 psi

0 Ft 4920 Ft

Densidad

8,34 Lbs/gal

7216 Ft

Ph: 2134 psi

Ph: 3129 psi

Mayor Profundidad= Mayor Ph

Ph: 0 psi

0 Ft 4920 Ft

Densidad

9,8 Lbs/gal

7216 Ft

Ph: 2507 psi

Ph: 3677 psi

Mayor Densidad = Mayor Ph 63

CONCEPTOS DE PRESIÓN: HIDROSTÁTICA Y DE FORMACIÓN

¿CÓMO SE CALCULA LA PRESIÓN HIDROSTÁTICA? Presión Hidrostática = 0.052 x Densidad x Profundidad (psi)        =  cte (Lb/Gal)            (Ft)

Presión Hidrostática = 0.1 x Densidad x Profundidad ( Kg/cm2) =  cte (Kg/litro)            (mt) Existen solo dos maneras de incrementarlas: A) AUMENTANDO LA ALTURA DE FLUIDO EN LA COLUMNA (profundidad) B) AUMENTANDO EL PESO DEL FLUIDO (densidad) 64

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CONCEPTOS DE PRESIÓN: HIDROSTÁTICA Y DE FORMACIÓN

EJEMPLO DE CÁLCULO DE PRESIÓN HIDROSTÁTICA POZO DE EJEMPLO: Profundidad = 6560 Ft. Densidad del Agua = 8.34 lbs./gal.

¿Qué presión hidrostática tendremos en el fondo? Ph. = 0.052 x 8.34 lb/gal x 6560 Ft = 2845 Psi

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CONCEPTOS DE PRESIÓN: HIDROSTÁTICA Y DE FORMACIÓN

EJEMPLO DE CÁLCULO DE PRESIÓN HIDROSTÁTICA POZO DE EJEMPLO: Profundidad = 2000 mts Presión en el Fondo = 3342 Psi ¿Qué densidad de fluido tenemos? 2000 mts x 3,28 = 6560 Ft Ph = 0,052 x Densidad x Profunidad D=

Ph = Profundidad x 0.052

3342 Psi = 9.8 Lbs/gal 6560 Ft x 0.052 66

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CONCEPTOS DE PRESIÓN: Hidrostática y de Formación Gradiente de presión La presión que un fluido ejerce en cualquier punto es normalmente medida en libras por pulgada cuadrada (psi). Para averiguar cuanta presión ejerce un fluido por cada unidad de longitud, se utiliza el gradiente de presión. Para obtener el gradiente de presión debemos convertir la densidad del fluido en libras por galón (Lbs/Gal) a libras por pulgada cuadrada por pie (Psi/Ft)

Gradiente de Presión = Densidad del fluido X Factor de Conversión (psi/pie) (ppg) (cte) 67

CONCEPTOS DE PRESIÓN: Hidrostática y de Formación Ejemplo de cálculo de gradiente de presión:

Calcular el gradiente de presión de un fluido de 10.3 Lbs/Gal: Gradiente de presión = 10.3 Lbs/Gal X 0.052 = 0.5356 psi/pie

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CONCEPTOS DE PRESIÓN: Hidrostática y de Formación Características de las formaciones: La porosidad y la permeabilidad, junto con las presiones diferenciales, deben de ser consideradas para entender el control de pozos. Una roca reservorio parece sólida a simple vista. Un examen microscópico revela la existencia de aberturas diminutas. Estas aberturas se llaman poros. La porosidad de la roca se expresa en porcentaje. Otra característica de la roca reservorio es que debe ser permeable. Esto quiere decir que los poros deben estar comunicados de tal manera que los hidrocarburos se muevan o fluyan entre ellos. 69

CONCEPTOS DE PRESIÓN: Hidrostática y de Formación Presión de Formación: La Presión de Formación es la presión dentro de los espacios porosos de la roca reservorio. Las formaciones con presión normal ejercen una presión igual a la columna del fluido nativo de dicha formación hasta la superficie. El gradiente de presión de los fluidos nativos fluctúa entre 0,433 psi/pie y 0,465 psi/pie Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la presión hidrostática de los fluidos contenidos en la formación.

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CONCEPTOS DE PRESIÓN: Hidrostática y de Formación Presión de Formación: Las formaciones con presiones subnormales tiene gradientes menores que los del agua dulce o menor que 0.433 psi/pie Como hemos visto, hay dos presiones principales que trabajan de manera opuesta en un pozo. Estas son la presión de la columna hidrostática de fluido y la presión de formación. Si una de las presiones supera a la otra puede ocurrir una surgencia o una pérdida de circulación.

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CONCEPTOS DE PRESIÓN: Hidrostática y de Formación

SEÑALES DE SURGENCIA Una surgencia es una entrada no deseada de los fluidos de una formación hacia el pozo. Como una surgencia puede suceder en cualquier momento, debemos estar en condiciones de reconocerla y reaccionar rápidamente ante un indicador para prevenir la misma. Consecuencias de una surgencia: •

Tiempo operativo perdido

•

Operaciones de riesgo con gas y petróleo a alta presión

•

La posible pérdida de equipo y vidas humanas.

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CONCEPTOS DE PRESIÓN: Hidrostática y de Formación

SEÑALES DE SURGENCIA

Si la surgencia es reconocida y controlada a tiempo puede ser fácilmente manipulada y expulsada del pozo en forma segura. La mejor manera de evitar una surgencia es tener el pozo con un fluido que sea suficientemente pesado para controlar las presiones de formación, pero lo suficientemente liviano como para evitar perdida de circulación. En muchos pozos se pueden predecir las presiones y temperaturas con una precisión razonable, sin embargo la cuadrilla debe mantenerse alerta a cambios inesperados de presión independientemente de cuan segura pueda ser la operación. Para ello, el equipo debe estar en condiciones y el personal capacitado

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CONCEPTOS DE PRESIÓN: Hidrostática y de Formación

SEÑALES DE SURGENCIA Datos que debemos conocer antes de intervenir un pozo para prevenir una surgencia son: • • •

Datos históricos Datos geológicos Datos de pozos vecinos

Los indicadores de una posible surgencia son: • • •

Aumento de nivel en tanques de retorno Aumento de contenido de gas en el retorno Retorno de fluido con bomba detenida

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Causas de las Surgencias

• Siempre que la presión de formación sea mayor que la presión ejercida por la columna del fluido en el pozo, los fluidos de la formación podrán migrar hacia el pozo. • Esto puede ocurrir por una causa o una combinación.

Algunas de las causas más comunes de surgencia son:  

Densidad insuficiente del fluido dentro del pozo Practicas incorrectas durante las maniobras • Llenado deficiente del pozo • Pistoneo/Compresión • Obstrucciones en el pozo

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Causas de las Surgencias

Densidad insuficiente

Esto sucede cuando la densidad del fluido en el pozo no alcanza a contener la presión de formación. El fluido en el pozo debe ejercer una presión hidrostática mínima como para equilibrar la presión de formación. Es por ello que siempre debemos tener presente y controlada la densidad con que estamos tratando o circulando un pozo, y hacer el cálculo para saber si es suficiente para contener a la presión de formación.

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Causas de las Surgencias

Practicas incorrectas durante las maniobras: Llenado deficiente del pozo Probablemente la causa más común de las surgencias sea cuando se sacan herramientas del pozo. Son muchos los factores que intervienen durante una maniobra. Simplemente considere que la presión fue reducida en el pozo por el hecho de haber detenido la circulación. Una vez que la bomba es detenida, la perdida de presión por circulación desaparece y la presión en el fondo del pozo se reduce a la presión hidrostática de la columna, esa reducción puede permitir que el pozo comience a surgir.

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Causas de las Surgencias

PRACTICAS INCORRECTAS DURANTE LAS MANIOBRAS: PISTONEO Y COMPRESIÓN Toda vez que se mueven herramientas dentro de un pozo a través de un fluido, aparece la fuerza de pistoneo y compresión dependiendo de la dirección que se muevan las mismas. Cuando se saca herramienta a una velocidad tal que el fluido no llega a deslizarse hacia abajo entre la herramienta y la pared del pozo, se crea una reducción de presión debajo de la misma permitiendo que el fluido de formación complete o alimente ese vacío. Esto es lo que se llama pistoneo. Ocurre lo contrario cuando se baja herramienta a una velocidad que no escurre la totalidad del fluido hacia arriba de la herramienta, esto genera un efecto pistón en el fondo del pozo llevando a perdida de fluido y por lo tanto perdida de columna hidrostática. Esto se conoce como compresión.

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Causas de las Surgencias

PRACTICAS INCORRECTAS DURANTE LAS MANIOBRAS: OBSTRUCCIÓN DEL POZO

Cuando existe una obstrucción en el pozo, debe recordarse que puede haber presión atrapada debajo. Si se quiere fresar o perforar algo que este obstruyendo en el pozo [Empaques (Tapón Baker “K”), Tapón de Cemento, Tapón de Parafina, etc.] se debe tener extremo cuidado y todos deben estar advertidos de esta posibilidad y estar preparados para tomar acciones inmediatas.

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Causas de las Surgencias

PRECAUCIONES EN LAS MANIOBRAS

Antes de iniciar una maniobra, siempre se debe observar el pozo durante 15 minutos aproximadamente, con el fin de ver si está fluyendo después de haber detenido la circulación. Este tiempo es bien invertido si con ello se pudo prevenir una surgencia con todas las consecuencias que ella ocasiona. Otra de las cosas muy importante que se debe tener en cuenta es que durante el sacado de herramienta el pozo se debe mantener lleno. Es decir que se debe ir completando con fluido el espacio que deja libre la herramienta para evitar la reducción de la columna hidrostática.

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Cierre de Pozo y Control de Presiones

MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS EN SURGENCIA: DE CIRCULACIÓN, A PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE:

MÉTODO DEL PERFORADOR: circular la surgencia hasta sacarla del pozo y luego densificar piletas y pozo. MÉTODO DE ESPERAR Y DENSIFICAR: densificar las piletas y luego circular la surgencia, manteniendo la densidad.

MÉTODO CONCURRENTE: circular la surgencia e ir agregando peso al mismo tiempo

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Cierre de Pozo y Control de Presiones

MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS EN SURGENCIA: DE NO CIRCULACIÓN, A PRESIÓN DE FONDO CONSTANTE:

MÉTODO VOLUMÉTRICO: mantiene controlada la presión de fondo permitiendo que el gas se expanda controladamente durante la migración. Este método es el más apropiado para las operaciones de Pulling. Se aplica cuando no puede lograrse una circulación normal del pozo, lo que sucede la mayoría de las veces, cuando la instalación de producción (especialmente bomba de profundidad con varillas) está dentro del pozo. Controla la presión del fondo y permite que el influjo migre sin causar daños al pozo ni al casing.

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Ahogado y control de pozos Comportamiento de surgencia: • Cuando se produce una surgencia se deben tomar las acciones correspondientes para retomar el control del pozo. • Los efectos y el comportamiento de una surgencia deben ser entendidos para evitar un descontrol. • Si el pozo se deja cerrado, el gas migra (+-3mts/seg) y aumenta la presión del pozo. • Por este motivo las presiones deben de ser controladas y se debe aplicar un procedimiento de alivio o de purga para permitir la expansión del gas, hasta iniciar los procedimientos de control de pozo. 83

Ahogado y control de pozos Migración de gas sin expansión

La ilustración nos muestra que sucede cuando cerramos el pozo y no permitimos la expansión de la surgencia de gas. 84

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Ahogado y control de pozos Migración de gas sin control

La ilustración muestra que sucede cuando permitimos una expansión sin control. 85

Ahogado y control de pozos

Migración de gas controlada

La ilustración muestra que sucede cuando realizamos una expansión del gas controlada. 86

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Ahogado y control de pozos

RESUMEN • El tamaño de una surgencia dependerá de como esté la cuadrilla entrenada para detectarla a tiempo. Cuanto más grande sea el volumen de la surgencia, más dificultoso se torna para sacarla del pozo. • Recordemos que el gas migra, por lo que es necesario controlar las presiones de cierre en intervalos determinados y que un pozo no puede ser cerrado por un tiempo prolongado, para ello deben utilizarse procedimientos adecuados para la migración del gas fuera del pozo. • Recuerde: ante la duda de una surgencia lo primero que se debe hacer es cerrar el pozo y controlar presiones.

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Aspectos de seguridad

1.

Reunir al turno y coordinar el trabajo. Confeccionar y analizar el IPCR correspondiente.

2.

Armar las líneas ajustándolas correctamente e instalando las grampas y eslingas de seguridad.

3.

Conectar la descarga de la válvula de alivio de la bomba, al interior de la pileta, ajustando correctamente la grampa de sujeción a la entrada de la misma.

4.

Señalizar la zona de alta presión.

5.

Aplicar mantenimiento preventivo para evitar pérdidas en líneas, válvulas y manguerotes.

6.

Colocar bandejas ecológicas debajo de uniones dobles, para evitar derrames y contaminación en el momento del desconexionado.

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Conceptos de presión : Hidrostática y de Formación Constante de la densidad de un fluido La constante 0,052 se obtiene de la siguiente manera: usando un recipiente de volumen de un pie cubico, se necesitan 7,48 galones de fluido para llenar ese cubo . Si el fluido pesa una libra por galón entonces el peso total del cubo es de 7,48 libras por pie cubico. 1 ft = 12 pulg. 1ft2 = 144 pulg2 El peso de cada unidad de superficie (1 pulg2) por pie de altura, puede encontrarse dividiendo el peso total del cubo (7,48 Lbs/Ft3) por 144. Constante = 7,48 Lbs/Ft3 / 144 pulg2 /pie2= 0,052 Lbs/pulg2/pie (psi/Ft)

Para un fluido que pesa una libra por galón, el peso de una pulgada cuadrada y un pie de altura es 0,052 libras 89

Etapa 1 - Transporte y montaje de equipo de Pulling Intervenciones de Pozo

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Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling

En esta etapa se recibe el Plan de Intervención, se verifica el estado de los caminos de acceso y la locación; se transporta y monta el equipo, como así también, se reciben los materiales a utilizar durante la intervención.

Es una etapa de vital importancia por razones operativas, de seguridad y de ambiente. Su cumplimiento permite realizar las operaciones en forma segura y sin demoras en las maniobras, evitando accidentes personales, daños en el equipamiento y roturas de las instalaciones.

Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Recibir Plan | Responsable Supervisor de Pulling

Contenido mínimo de un plan de intervención

1. Datos del pozo 2. Diagnóstico del pozo 3. Antecedentes del pozo 4. Pozo problema 5. Esquema del Pozo 6. Detalle Operativo 7. Detalle de Materiales y Servicios

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Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Gestionar requerimientos | Supervisor de Pulling

La inspección y/o el Supervisor de YPF S.A deberán gestionar los recursos para realizar los trabajos necesarios identificados en la “Planilla de requerimientos”.

El Programador solicitará la ejecución de los trabajos identificados en la planilla de requerimientos a Servicios Auxiliares, Mantenimiento Mecánico, Energía, Jefes de Zona, Jefe de Guardia y Supervisor de Producción, quienes son responsables de la ejecución de los trabajos

Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Transporte e ingreso a la locación | Jefe de Equipo – Encargado de Turno

•

Reunión Previa

•

Armado de Caravana

•

Transporte

•

Ingreso a Locación

Siempre debe ir adelante un vehículo guía con balizas para alertar a los vehículos que vienen de frente.

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Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Verificar estado de Pozo e Instalaciones de Superficie | Jefe de Equipo Verificar las condiciones de la boca de pozo e instalaciones de superficie de acuerdo al sistema de extracción o instalación final.

Observación de boca de pozo con bombeo mecánico.

Cerco perimetral de AIB en zonas urbanizadas.

Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Verificar estado de Pozo e Instalaciones de Superficie | Jefe de Equipo Verificar las condiciones de la boca de pozo e instalaciones de superficie de acuerdo al sistema de extracción o instalación final.

Observación de boca de pozo en una instalación de plunger-lift.

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Observación de boca de pozo en un pozo surgente

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Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Verificar estado de Pozo e Instalaciones de Superficie | Jefe de Equipo Verificar las condiciones de la boca de pozo e instalaciones de superficie de acuerdo al sistema de extracción o instalación final.

Observación de boca de pozo en una instalación de gas-lift.

Observación de instalación de superficie en PCP.

Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Verificar estado de Pozo e Instalaciones de Superficie | Jefe de Equipo Verificar las condiciones de la boca de pozo e instalaciones de superficie de acuerdo al sistema de extracción o instalación final.

Observación en boca de pozo bombeo electrosumergible (BES o ESP).

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Observación en boca de pozo inyector.

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Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Verificar estado de Pozo e Instalaciones de Superficie | Jefe de Equipo Verificaciones importantes para los distintos sistemas de extracción • • • • • • • • •

En el caso que corresponda siempre verificar bloqueo eléctrico y etiquetado Nunca montar el equipo con el pozo presurizado Verificar presencia de gas H2S Verificar la existencia y estado de cerco perimetral Líneas eléctricas y/o de conducción que se encuentren dentro del radio de la locación Estado general del puente o armadura de pozo En caso de que el pozo cuente con bodega abierta verificar dimensiones, limpieza y existencia de pisadera. De existir elementos de telemedición solicitar su desmontaje con anticipación En AIB verificar que la traba de freno esté correctamente colocada y la cabeza de mula en punto muerto inferior

Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Coordinación de tareas | Jefe de Equipo El Jefe de Equipo realiza una reunión de seguridad con todo el personal. El fin es detallar los riesgos inherentes a cada tarea y las precauciones a tomar. Asimismo, se asignan los roles que debe ejecutar cada integrante del turno y se revisa el esquema de “Distanciamientos para ubicación de equipo y cargas en locación” y el esquema de zonificación de acuerdo a los EPP a utilizar en cada una.

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Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Distribuir Cargas | Jefe de Equipo 1. Jefe de equipo es el único que coordina tareas 2. Se definen la ubicación de las cargas y se autoriza el ingreso de camiones para descarga 3. Respetar los distanciamientos 4. Ubicación de cargas (Trailers – Usina – Motobomba – Conjunto Pileta y Bomba de Ahogue – Piletas Adicionales – Acumulador – Materiales – etc), cartelería y delimitación de zonas de peligro 5. Montar las mangas de viento y medir presencia de H2S

Nunca ubicar el trailer del equipo sobre el radio de caída del mástil

Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Posicionar Equipo | Jefe de Equipo

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Descripción de una intervención Etapa Transporte y Montaje de equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Montaje del segundo tramo del equipo

Operación de izaje de segundo tramo de mástil.

Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

Montar Equipo de Pulling | Jefe de Equipo

Montar segundo tramo del mástil

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Triángulo de regulación de contraviento.

Tensor de los cables.

Operario colocando traba o grampa de seguridad.

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Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Montar Equipo de Pulling | Jefe de Equipo

Tensar Contravientos • Ajustar tensores de carga y contravientos, con herramientas adecuadas y en forma coordinada. • Colocar balizas lumínicas permanentes y triángulos reflectivos en los contravientos cercanos a la entrada a locación.

Balizas lumínicas

Triángulo de regulación de contraviento.

Tensor de cables.

Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Montar Equipo de Pulling | Jefe de Equipo

Verificar la caída del aparejo con el centro de boca de pozo. •Una vez montado el equipo se verificará el centrado del aparejo respecto a la boca de pozo. De ser incorrecto se deberá desmontar el equipo y corregir la alineación del mismo.

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Etapa 1 - Transporte y Montaje con equipo de Pulling FASE 1 Traslado a locación

FASE 2 Verificar estado de pozo

FASE 3 Montaje de equipo

FASE 4 Recepción de tuberías, elementos y fluidos

Montar Equipo de Pulling | Jefe de Equipo

Controles de Seguridad • Controlar funcionamiento de pares de emergencia total, por aspiración y combustible (motor principal, bomba y motor de usina). • Verificar el funcionamiento del seguro de carrera del aparejo, procediendo de la siguiente forma Accionamiento por “dedo” (Crown - o - Matic) • Subir lentamente el aparejo hasta aproximadamente 2 metros por debajo de la corona o medida dada por prueba de inercia de aparejo. • Colocar la cadena de freno. • Regular la posición del “dedo” en el tambor principal. • Bajar el aparejo unos metros, subir lentamente y verificar accionamiento.

Etapa 2 - Preparación de Boca de Pozo Intervenciones de Pozo

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Etapa 2 – Preparación de Boca de Pozo

En esta etapa se realiza la prueba de hermeticidad inicial con la que se define el estado de la instalación del pozo y la necesidad o no de retirar la cañería, dependiendo del tipo de sistema de extracción y siempre de acuerdo a lo indicado en el Plan de Intervención.

Etapa 2 – Preparación de Boca de Pozo FASE 1 Prueba de hermeticidad inicial

FASE 2 Conexiones de boca de pozo

FASE 3 Preparación de boca de pozo

Tarea 2 – Realizar la Prueba de Hermeticidad Inicial | Responsable Encargado de Turno

• Prueba sobre Bombeo Mecánico • Prueba sobre Bombeo Electrosumergible • Prueba sobre Bombeo de Cavidades Progresivas

•

Probar con 2500 PSI, durante 5 minutos la bomba y línea sin estar vinculadas con la instalación del pozo. Asimismo corroborar las presiones del manómetro con el registrador gráfico.

•

Vincular línea al pozo por directa y proceder a bombear el fluido por la línea armada, siguiendo las indicaciones del Plan de Intervención.

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Etapa 2 – Preparación de Boca de Pozo FASE 1 Prueba de hermeticidad inicial

FASE 2 Conexiones de boca de pozo

FASE 3 Preparación de boca de pozo

Tareas de la Fase 2

Etapa 2 – Preparación de Boca de Pozo FASE 1 Prueba de hermeticidad inicial

FASE 2 Conexiones de boca de pozo

FASE 3 Preparación de boca de pozo

Desmontar boca de pozo | Responsable Encargado de Turno •

Colocar trozo de maniobra de 1" con el pin cortado, retirar TEE Prensa.

•

Personal en boca de pozo desenrosca conexión de ratigan y/o TEE Prensa a tubing de boca de pozo, logrando de esta forma el desarmado general de la instalación de superficie.

El trozo de varilla de maniobra debe ser de un diámetro igual o mayor que el de la sarta superior existente en pozo.

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Etapa 2 – Uso de Herramientas Uso de herramientas en el equipo

•

Manuales

•

Hidráulicas

•

Neumáticas

•

Elementos de Izaje

•

Indicador de Peso

•

Pescadores de Varillas

•

Controles de IND

Etapa 2 – Uso de Herramientas Uso de herramientas Manuales en el equipo •

Llaves de Varillas .

•

Llaves de Golpe.

•

Llaves Stillson .

•

Llaves de Fricción.

• •

ECONOMIZADOR Gancho de varillas con adaptador (Para evitar retira las herramientas de caño AMELAS)

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Etapa 2 – Uso de Herramientas Uso de herramientas en el equipo

Hidráulicas •

Llaves para varillas de bombeo.

•

Llave para caños de bombeo.

•

BOP hidráulica de varillas.

•

BOP hidráulica de caños.

•

Recomendaciones.

Etapa 2 – Uso de Herramientas Uso de herramientas en el equipo Neumáticas •

Cuñas.

•

Recomendaciones

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Etapa 2 – Uso de Herramientas Uso de herramientas en el equipo Elementos de Izaje •

Ganchos para varillas de bombeo.

•

Elevadores para varillas de bombeo.

•

Elevadores para caños de bombeo.

•

Aparejos.

•

Amelas.

•

Guinche Hidráulico.

•

Recomendaciones.

Exigir IND de todas las herramientas de izaje

Etapa 2 – Uso de Herramientas Uso de herramientas en el equipo Indicador de peso •

Tipo Martin Decker.

•

Recomendaciones.

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Etapa 2 – Uso de Herramientas Uso de herramientas en el equipo Pescadores de varillas •

Para distintos puntos de pescas de varillas

•

Cuerpo

•

Cupla

•

Recalque

•

Pin

•

Bomba

•

Recomendaciones

Etapa 2 – Uso de Herramientas Uso de herramientas en el equipo

Control de IND Componente / Equipamiento Mástil Corona Aparejo Gancho Elevador de varillas desarmado Amelas Elevadores de caños y varillas Cabeza Rotativa Anclaje de cable (Punto Muerto) Anclaje y retenida llave hidráulica Cuadro de maniobras Cuñas neumáticas y manuales Llaves manuales de caños y varillas Cables de izaje del mástil Tensores de contravientos Piso de enganche Grillete para gancho de varillas Anclaje tensores de carga Frenos de Tambor Principal Frenos de Tambor de Pistoneo o Extracción Base guinche Gatos de apoyo mástil Mesa rotary Líneas y sistemas de alta presión

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Tiempo  [Meses] 24 24 12 6 12 6 24 12 6 12 6 6 8 12 24 6 12 12 24 12 24 24 24

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Etapa 3 - Librar y retirar instalación de fondo Intervenciones de Pozo

Etapa 3 - Librar y retirar instalación de fondo

En esta etapa se realiza el retiro de la instalación de fondo del pozo abarcando los diversos sistemas de extracción. Comienza con la instalación de producción: varillas y bomba mecánica o PCP, la prueba de hermeticidad de la cañería para determinar su estado, el librado de la herramienta de fijación y posteriormente el retiro de los tubulares de la instalación (en caso de ser necesario).

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Etapa 3 - Librar y retirar instalación de fondo Fase 1 – Retirar Instalación de fondo

Tareas de la Fase 1

Etapa 3 - Librar y retirar instalación de fondo FASE 1 Retirar instalación de fondo

FASE 2 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 3 Librado de herramienta y retiro de instalación

Sacar instalación de producción y retirar bomba | Responsable Jefe de Equipo

Retirar bomba de boca de pozo • Utilizar el dispositivo Collarín y siempre que sea posible, retirar la bomba cerrada. • La bomba se asienta en el economizador de varillas y se continúa bajando el aparejo hasta que se introduce totalmente el vástago en la bomba. • El personal en boca de pozo, compuesto por dos operarios, se debe ubicar de la siguiente manera:

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Etapa 3 - Librar y retirar instalación de fondo FASE 1 Retirar instalación de fondo

FASE 2 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 3 Librado de herramienta y retiro de instalación

Sacar instalación de producción y retirar bomba | Responsable Jefe de Equipo

Recomendaciones para el transporte y manipuleo de bombas • Las normas API establecen una modalidad para su manipuleo, carga, descarga y transporte. • En el taller se debe acondicionar la bomba para su almacenaje y/o transporte cerrando los extremos, impidiendo el ingreso de cuerpos externos como arena, tierra y otros. • El vástago debe fijarse con el pistón totalmente dentro de la bomba y debe estar sujeto para impedir su posible desplazamiento. • Las bombas hasta 16’ de largo se deben transportar, por lo menos, con tres puntos de apoyo blandos y para medidas mayores es necesario el uso de una cureña o camión donde el apoyo sea completo. No se sujetan con cadenas sino con sogas blandas para eliminar el riesgo de daños. • La descarga de la bomba en el pozo se debe hacer con mucho cuidado y ubicarse en lugares donde no corra riesgos de ser golpeada. • No debe levantarse o bajarse con el vástago fuera del barril y nunca deben usarse llaves Stillson para desarmar o armar alguna parte. • Debe utilizarse el collarín para retirar la bomba cerrada. Nunca retirar la bomba de profundidad de boca de pozo con el vástago hacia afuera.

Etapa 3 - Librar y retirar instalación de fondo FASE 1 Retirar instalación de fondo

FASE 2 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 3 Librado de herramienta y retiro de instalación

Preparar herramientas para caños de bombeo | Responsable Encargado de Turno

Ventajas y desventajas •

Llave hidráulica de caños Abierta

•

Fabricantes: Oil Country, BJ, Wenlen y Eckel.

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•

Llave hidráulica de caños Cerrada (Foster)

•

Con pistón telescópico para posicionamiento vertical.

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Etapa 3 - Librar y retirar instalación de fondo FASE 1 Retirar instalación de fondo

FASE 2 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 3 Librado de herramienta y retiro de instalación

Preparar herramientas para caños de bombeo | Responsable Encargado de Turno

•

Colocar las amelas en el aparejo o retirar el adaptador para gancho de varilla.

•

Colocar el elevador de tubing.

•

Acercar la cuña neumática y colocar mangueras de aire y probar su funcionamiento.

•

Verificar estado de mordazas, pernos, portamordazas y limpieza de la cuña.

Etapa 3 - Librar y retirar instalación de fondo FASE 1 Retirar instalación de fondo

FASE 2 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 3 Librado de herramienta y retiro de instalación

Preparar herramientas para caños de bombeo | Responsable Encargado de Turno

Recomendaciones

• Verificar funcionamiento giratorio del aparejo, sistema de trabas en correcta posición. • Antes de iniciar, verificar estado de las herramientas. • Nunca utilizar elementos soldados en reemplazo de chavetas y seguros.

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Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo Fase 3 – Fijado de herramienta

Tareas de la Fase 3

Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Retirar BOP | Responsable Jefe de Equipo • Bajar el aparejo y asentar la cañería sobre la cuña. • Desenganchar el elevador del trozo de maniobra y levantar la BOP hasta sacarla del niple de maniobra. • Bajar lentamente el aparejo mientras la BOP es tensionada hacia un costado usando soga guía o retenida. • Enganchar nuevamente el elevador en el trozo de maniobra y tensionar la cañería. • Librar la cuña y retirarla junto con la uña de apoyo. • Desenroscar el adaptador de la cabeza colgadora, enganchar y levantar el adaptador hasta poder colocar la uña y la cuña neumática. • Asentar herramienta en la cuña y retirar el elevador del niple de maniobra. • Retira el adaptador del niple de maniobra

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Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Retirar BOP | Responsable Jefe de Equipo Recomendaciones • Utilizar la cuña neumática en toda circunstancia como sujeción de la herramienta en boca de pozo. • Las mangueras de accionamiento de los rams de la BOP deben ser de alta presión y con recubrimiento ignífugo. • Antes de retirar la BOP, verificar que los rams estén totalmente abiertos. • Verificar en los elevadores de caños, que los bulones y tuercas estén ajustados correctamente con el correspondiente seguro de acero. • Evitar que al levantar la BOP los operarios permanezcan próximos o debajo de la carga elevada. • Usar retenidas para maniobrar BOP, adaptador y cabeza de pozo. • Evitar el derrame de fluido hidráulico al desconectar las mangueras de accionamiento de la BOP. • Efectuar la limpieza en boca de pozo y colocar un guardarrosca ciego en el adaptador y/o brida de BOP dejándola perfectamente limpia para transportar. • Asegurarse el control del pozo inyectando un volumen acorde a su comportamiento y antecedentes.

Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Fijar herramienta | Responsable Jefe de Equipo

Para realizar el fijado de herramienta se deben efectuar las siguientes tareas • Girar herramienta. • Tensionar herramienta. • Colocar cuñas Para colocar las cuñas de cabeza colgadora se debe recordar que las mordazas están compuestas de tres segmentos y que deberán ser vinculadas con seguros originales. Se deberá tensionar la herramienta y los Operarios Boca de Pozo centrarán la columna y colocarán las mordazas o cuñas en la cañería con el dispositivo. • Empaquetar el pozo.

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Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Fijar herramienta | Responsable Jefe de Equipo Empaquetar y realizar conexiones • Desenroscar el niple de maniobra con llave manual. • Empaquetar el colgador, DC-200, dos medialunas (planchuelas finas) sobre las mordazas o cuñas. La empaquetadura de goma deberá ubicarse con el labio orientado hacia abajo y el corte transversal diametralmente opuesto a la posición de las planchuelas inferiores. Sobre la goma se colocará la planchuela de mayor espesor, esta posee un recalque que debe quedar hacia arriba y con el corte en posición contraria al de la goma. Este conjunto será empaquetado por la tuerca superior de ajuste. • Es importante verificar que al efectuar el ajuste de la tuerca superior no se dañe la goma empaquetadora.

Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo Fase 4 – Acondicionamiento de boca de pozo

Tarea de la Fase 4

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Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo Fase 5 – Bajada de la herramienta de producción

Tareas de la Fase 5

Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Preparar bomba y V/B a bajar | Responsable Jefe de Equipo Preparar V/B • Lavar con detergente biodegradable las roscas (hembras y machos) y secar. Previo al ajuste observar que los filetes se encuentren completamente limpios y secos. • Seguir las recomendaciones del fabricante para manipuleo y ensamblado de la conexión pin-cupla-pin para garantizar la calidad de la operación.

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Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Bajar herramienta de producción | Responsable Jefe de Equipo Bajar bomba mecánica y sarta • Enganchar con elevador la primer varilla que se encuentre sobre los caballetes. Levantar hasta que la parte inferior de la varilla quede en posición de enroscarse en la unión del vástago de la bomba. Controlar el torque de esa unión en forma manual, según el método de control de torque por desplazamiento circunferencial. • Con posterioridad el Maquinista levanta la varilla recién enroscada al vástago de la bomba en su carrera inferior. El vástago de la bomba de profundidad comienza a desplazarse en carrera ascendente hasta el punto muerto superior (donde el pistón hace tope en la guía) y la grampa o collarín. • Bajar el aparejo hasta que el elevador enganchado en la parte superior de la varilla asiente en el economizador.

Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Bajar herramienta de producción | Responsable Jefe de Equipo Bajada de varillas de bombeo en tiro simple o doble (sobre caballetes) • Antes de bajar las varillas de bombeo al pozo, se deben sacar los protectores o guardarroscas y limpiar las roscas, colocando un recipiente a 20 cm por debajo de los extremos de la sarta. • Secarlas con aire a presión y antes de enroscarlas en boca de pozo limpiarlas con trapos limpios. • Un Operario Boca de Pozo desplazará la varilla, colocándola sobre el caballete de apoyo de enganche. Otro operario colocará el elevador en la varilla, girándolo para verificar si los seguros están en posición correcta, para levantar la varilla de bombeo con el gancho de varillas.

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Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Bajar herramienta de producción | Responsable Jefe de Equipo • Maquinista levanta la varilla de bombeo y los operarios acompañan el desplazamiento evitando la flexión excesiva y que se golpee durante el trayecto. • Bajar el aparejo y colocar la varilla en boca de pozo. • Enroscar con llave manual y luego dar torque recomendado con llave hidráulica. • Realizar este mismo procedimiento para bajar el resto de las varillas. • El Maquinista observará constantemente el indicador de peso. Cuando falten dos varillas para llegar a la profundidad establecida, debe bajar lentamente verificando el momento en que la herramienta pierde peso (1000 a 3000 Lbs). Con esto comprueba que el conector del vástago está apoyado en la guía o parte superior de la bomba.

Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Bajar herramienta de producción | Responsable Jefe de Equipo Disco nivelador y su importancia en la instalación •

Durante el montaje del equipo se debe cuidar el correcto centrado del mismo. Puede ocurrir que durante la operación y por acción de cargas variables sobre la estructura y/o movimientos en la fundación, el valor inicial del centrado se modifique dando lugar a una fuerza transversal sobre el vástago.

•

Bajo una carga axial aparece un “par” o “momento” sobre el extremo de éste. Ante estas solicitaciones el vástago responde de manera diferente según sea su posición instantánea durante el movimiento. El disco nivelador tiene por objeto alargar la vida del vástago limitando al mínimo las solicitaciones adicionales sobre su extremo. Simplemente va montado sobre la cruceta. La superficie de las placas posee un tratamiento especial que minimiza el rozamiento entre ellas.

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Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Bajar herramienta de producción | Responsable Jefe de Equipo

Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Bajar herramienta de producción | Responsable Jefe de Equipo Control de torque de la sarta El 90% del torque aplicado se gasta en vencer la fricción entre los espejos, entonces de existir restos de material, suciedad y/o aceite en los espejos, el torque aplicado deberá vencer estos otros obstáculos y no será suficiente para producir el desplazamiento efectivo entre la cupla y el pin. Por estas razones la práctica recomendada del API 11BR, aconseja el método del “desplazamiento circunferencial” entre los espejos.

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Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Bajar herramienta de producción | Responsable Jefe de Equipo Control de torque de la sarta El método del “desplazamiento circunferencial” consiste en realizar un enroscado a mano de la cupla hasta lograr el contacto entre los espejos. Luego, aplicar el torque a través de la llave hidráulica y comprobar mediante la plantilla de torque (entregada por el fabricante de la varilla) que el desplazamiento relativo entre las partes sea el correcto. Es importante recordar que el desplazamiento varía de acuerdo al diámetro y tipo de varilla (alta resistencia , grado D o MMS), teniendo en cuenta si es primer armado o rearmado. Para efectuar el control del torque de varillas se debe proceder de la siguiente manera • Las varillas nuevas y usadas se bajan efectuando simple torque. • Las cuplas reducción se ajustan con el torque del máximo diámetro.

Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo Fase 6 – Combinar medida y armar boca de pozo

Tareas de la Fase 6

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Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Ajustar medida | Responsable Jefe de Equipo Para realizar el ajuste se debe • Verificar toque de bomba. • Retirar varillas de maniobra y realizar ajuste. • Agregar trozos y vástago.

Verificar toque de bomba • Colocar la varilla de maniobra y levantar el aparejo del equipo de Pulling imitando el bombeo hasta sentir el golpe de bomba en la carrera descendente. • Se realizará esta maniobra reiterándola las veces que sea necesaria. • El Encargado de Turno efectuará una marca con tiza en la varilla de maniobra al sentir el golpe de bomba; deberá estar por encima del plano superior del tee prensa. Coincidiendo con la ubicación de la cruceta en el punto muerto inferior

Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Ajustar medida | Responsable Jefe de Equipo Retirar varillas de maniobra y realizar ajuste • Retirar las varillas de maniobras y correlacionar con el vástago a instalar. Tomar de referencia la marca realizada en toque de bomba y determinar la longitud a la que habrá que agregar suplemento con trozos de varillas. • Correlacionar las medidas en superficie y medir desde su pin inferior hasta la marca de la tiza y establecer cuántos pies de longitud hay, sumando a este valor la longitud (en pie) del vástago. El resultado de esta operación es la cantidad de pie en trozos que se debe agregar en el pozo. O bien determina si hay que retirar una v/b del pozo y completar el faltante con trozo de v/b

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Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Armar boca de pozo | Responsable Jefe de Equipo El armado de boca de pozo consiste en • Ajustar el ratigan y tee prensa. • Colocar elementos dinamométricos. • Montaje del puente de producción.

Bombeo Mecánico – Ajuste de ratigan y tee prensa El conjunto ratigan - tee prensa se enrosca en la cupla del tubing colgador. Antes de ser colocado se revisa el estado de las empaquetaduras.

Etapa 4 – Armado y bajada de instalación de fondo FASE 1 Armado de instalación de fondo

FASE 2 Bajada de tubing con PH

FASE 3 Fijado de herramienta

FASE 4 Acondicionamiento de boca de pozo

FASE 5 Bajada de herramienta de producción

FASE 6 Combinar medida y armar boca de pozo

Armar boca de pozo | Responsable Jefe de Equipo

• Repetir el efecto de bombeo con el equipo de Pulling para ubicar, nuevamente, el golpe de bomba que se sentirá próximo al punto muerto inferior. • Asentar la herramienta en la cañería dejando 2 pies ó lo indicado en el Plan de Intervención, de vástago sobrante sobre cruceta y completar el sobrante de vástago con espaciadores.

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Etapa 5 - Desmontaje de equipo de Pulling Intervenciones de Pozo

Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling

En esta etapa se procede a acondicionar las instalaciones,  evacuar fluidos de piletas, efectuar el barrido de líneas de  conducción y desmontar el equipo de Pulling verificando  todos los elementos comprometidos en dicho desmontaje.

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Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling Fases de la Etapa 5

FASE 1 – Preparación para  desmontaje  

Realizar reunión de coordinación de   tareas Evacuar fluidos de pileta y barrido de  líneas.

FASE 3 – Acondicionamiento y entrega de locación

FASE 2 ‐ Desmontaje Desmontar equipo

 

Acondicionar locación Confeccionar acta de entrega de  locación

Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling Fase 1 – Preparación para desmontaje

Tareas de la Fase 1

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Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling Fase 2 – Desmontaje

Tareas de la Fase 2

Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling FASE 1 Preparación para desmontaje

FASE 2 Desmontaje

FASE 3 Acondicionamiento y entrega de locación

Desmontar Equipo | Responsable Jefe de Equipo Montar cabeza de AIB y enganchar pozo • Realizar desconsigna eléctrica y/o desbloqueo en llave de casilla. • La colocación de la cabeza se hará de manera tal que al quedar suspendida se ubique en posición correcta para ser acoplada. • Colocar sogas para el guiado y retenida de la cabeza del AIB.

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Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling FASE 1 Preparación para desmontaje

FASE 2 Desmontaje

FASE 3 Acondicionamiento y entrega de locación

Desmontar Equipo | Responsable Jefe de Equipo • Pasar el cable del guinche de malacate hidráulico por adentro del guardaestrobo. • Levantar la cabeza del AIB suavemente con el aparejo. • Operarios realizan retenida en la cabeza del aparato, con soga, y se ubican fuera del área de caída de la carga. • Amarrar la cadena de guinche del malacate hidráulico a la base del aparato. • Operarios guiarán la cabeza del aparato con ayuda de sogas mientras el Maquinista con el malacate del guinche hidráulico, tensiona el cable del guinche hacia la viga del aparato hasta lograr colocarlo en su posición.

Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling FASE 1 Preparación para desmontaje

FASE 2 Desmontaje

FASE 3 Acondicionamiento y entrega de locación

Desmontar Equipo | Responsable Jefe de Equipo Instalación de la cabeza del AIB sin hidroelevador • El Enganchador se colocará arnés de seguridad + cinturón inercial y ascenderá por la escalera del AIB con la ayuda de 2 cabos de vida. Al llegar a la viga, cruzará una pierna y se montará sobre ella. A continuación, se vinculará a la eslinga de seguridad que se encuentra en el perfil de la viga del AIB y se desenganchará de los cabos de vida. Luego, se desplazará por la viga enganchado a la eslinga y al cinturón inercial (T-5) que se encuentra vinculado al piso de enganche o corona del equipo. El Enganchador deberá colocar el seguro del balancín, centrar con los registros la cabeza del AIB y finalmente desenganchará la eslinga de izaje. • Controlará que el estrobo de la cabeza se encuentre bien centrado. • Luego descenderá del AIB sujetándose, en todo momento, con los elementos de seguridad. El Maquinista, retirará la eslinga de izaje.

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Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling FASE 1 Preparación para desmontaje

FASE 2 Desmontaje

FASE 3 Acondicionamiento y entrega de locación

Desmontar Equipo | Responsable Jefe de Equipo Instalación de la cabeza del AIB con hidroelevador • Se posicionará un hidroelevador de personas frente a la boca de pozo, en forma opuesta al equipo de pulling montado. • El ayudante del operador del hidroelevador se colocará el arnés de seguridad con un cabo de vida enganchado al hidroelevador y se subirá a la barquilla. Levantará la barquilla hasta quedar frente a la cabeza del AIB, verificará que calzó correctamente y colocará el seguro de la cabeza del aparato. • El ayudante retirará el grillete y la eslinga de izado de la cabeza del AIB, centrándola de acuerdo con los registros. • El operador del hidroelevador bajará al ayudante con la barquilla hasta superficie y retirará el vehículo de la locación. • Maquinista empalmará una varilla de bombeo de maniobra (con el pin cortado) al vástago. • El Operario Boca de Pozo deberá pasar el vástago por la abertura de la cruceta y asentar Disco nivelador, accesorios Dinamométricos y espaciadores. Deberá prestar especial atención a que el estrobo esté perfectamente presentado, sin tensiones que le hagan perder la orientación paralela y horizontal de la cruceta.

Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling FASE 1 Preparación para desmontaje

FASE 2 Desmontaje

FASE 3 Acondicionamiento y entrega de locación

Desmontar Equipo | Responsable Jefe de Equipo Conexiones • Armar el puente de producción. • Empaquetar el tee prensa. • Limpiar las instalaciones de boca de pozo. • Probar el funcionamiento de la bomba de acuerdo al Plan de Intervención. • Efectuar prueba de hermeticidad. • Con prueba positiva, debe descargar presión hasta dejar el pozo presurizado con la presión de la línea. • Verificar que no exista ninguna obstrucción en el recorrido de las partes móviles del AIB. • El Operario debe retirar el bloqueo (traba) del AIB, mientras otro operario mantiene el control de la palanca de freno. • Personal electricista procede a poner en marcha el AIB, previa colocación del cerco frontal de acuerdo a los procedimientos. • Verificar el funcionamiento de la bomba.

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Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling FASE 1 Preparación para desmontaje

FASE 2 Desmontaje

FASE 3 Acondicionamiento y entrega de locación

Tarea 1 – Desmontar Equipo | Responsable Jefe de Equipo Colocación de aparejo en posición de desmontaje • Jefe de Equipo decidirá desmontar el equipo o parar la maniobra, de acuerdo a las condiciones climáticas. • Personal de boca de pozo desmontará las herramientas del aparejo y las ubicará (previa limpieza) en su lugar sobre el equipo. • Enganchador subirá al mástil por la escalera lateral para acondicionar el piso de enganche y desconectará la ficha de conexión eléctrica para iluminación del segundo tramo. • Maquinista coloca el aparejo en posición de desmontaje a 2 m. sobre el piso de enganche. • Según el tipo de equipo, purgar el pistón del segundo tramo. • Operarios Boca de Pozo aflojarán la tensión de los contravientos, de acuerdo al siguiente orden 1. Los del piso de enganche. 2. Los traseros del segundo tramo (corona). 3. Los tensores del chasis.

Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling FASE 1 Preparación para desmontaje

FASE 2 Desmontaje

FASE 3 Acondicionamiento y entrega de locación

Tarea 1 – Desmontar Equipo | Responsable Jefe de Equipo • Los Operarios Boca de Pozo procederán a acomodar los cables de los contravientos en la plataforma lateral del equipo y aflojar las contratuercas de los criques hidráulicos (en chasis) y mecánicos (en tijera de equipo). • El Enganchador colocará los seguros al aparejo para el traslado. • Retirar las calzas de las ruedas, dispositivos de apoyo y las bases de criques hidráulicos del equipo. Por tratarse de materiales pesados, las bases se moverán entre dos personas, tomándolas de las manijas.

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Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling Fase 3 – Acondicionamiento y entrega de locación

Tareas de la Fase 3

Etapa 5 – Desmontaje de equipo de pulling FASE 1 Preparación para desmontaje

FASE 2 Desmontaje

FASE 3 Acondicionamiento y entrega de locación

Tarea 1 – Acondicionar locación | Responsable Jefe de Equipo Armar cerco perimetral • Una vez finalizada la intervención con el equipo de Pulling se restituirá el cerco perimetral. • Tanto para el ingreso como para el retiro del equipo, se debe operar su cerramiento: un candado común con llave universal y/o candado de campo.

Condiciones de operación • Si el equipo de trabajo encontrase el cerco con algún deterioro, o durante el montaje ocurriera alguna rotura o torcedura que no permita su correcto armado, informar al operativo de Producción o coordinación del área respectiva, a fin de solucionar el problema. • Idéntica atención debe darse a cualquier cartel indicador montado sobre el cerco perimetral.

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