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• Sandritah Martínez

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA FACULTAD DE INGENIERÍA DE MINAS ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

TEMA: WORKOVER

CURSO: COMPLETACIÓN Y ESTIMULACIÓN DE POZOS

ALUMNOS: -

LEÓN VILLAREYES JOEL DAVID MARTÍNEZ ROSALES SANDRA RUTH SÁENZ FARÍAS HARVEY JOSÉ SIANCAS ESPINOZA PAÚL BENJAMÍN SILUPÚ CASTILLO JASON DAVID VIGO SUÁREZ YANINA SADHIT

DOCENTE: ING. RONALD DE LA CRUZ

FECHA: 15 – 12 – 2016

ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN 2. OBJETIVOS 3. DEFINICIÓN 4. CLASIFICACIÓN 5. EQUIPO DE WORKOVER 5.1. PARTES DEL EQUIPO DE WORKOVER 6. PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO EN CONDICIONES SEGURAS 6.1. INFORMACIÓN SOBRE EL POZO 6.1.1. DATOS DEL POZO 6.1.2. SITUACIÓN DEL POZO 6.1.3. OPERACIONES Y CONTROLES PRELIMINARES 6.2. PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO 6.2.1. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN 6.2.2. CIRCULACIÓN 6.2.3. BULLHEADING 6.2.4. LUBRICAR Y DESFOGAR (LUBRICATE AND BLEED) 6.3. EXPULSIÓN DEL COLCHÓN BAJO EL PACKER 6.3.1. CIRCULACIÓN INVERSA 6.3.2. CIRCULACIÓN DIRECTA 6.4. SACADO DE TUBERÍA DEL POZO 6.4.1. COMPLETACIÓN SIMPLE (SINGLE) 6.4.2. COMPLETACIÓN DUAL 6.5. ABANDONO DEL POZO 6.5.1. ABANDONO TEMPORAL 6.5.2. ABANDONO DEFINITVO 6.5.3. ANULAR PRESURIZADO 7. TRABAJOS REALIZADOS EN UNA OPERACIÓN DE WORKOVER 7.1. SACAR Y BAJAR TUBERÍA

7.2.

LIMPIEZA EN EL FONDO DEL POZO 7.2.1. LIMPIEZA POR CIRCULACIÓN 7.2.2. LIMPIEZA CON BELA HIDROSTÁTICA

7.3.

BALEO POR TUBERÍA DE PRODUCCIÓN

7.4.

LIMPIEZA DE ARENA DESPUÉS DE UN FRACTURAMIENTO

ACONDICIONAR UN ESTIMULACIÓN ÁCIDA

7.5.

POZO

PARA

TRABAJOS

8. PROCEDIMIENTOS DE WELL CONTROL EN CASO DE UN KICK 8.1. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DEL POZO 8.1.1. KICK DURANTE LAS OPERACIONES DE WORKOVER 8.1.2. PROCEDIMIENTO DE CIERRE DURO Y CIERRE SUAVE 8.1.3. DURANTE LAS OPERACIONES DE COMPLETACIÓN 8.2. MÉTODOS DE WELL CONTROL 8.2.1. MÉTODO DEL PERFORADOR 8.2.2. MÉTODO ESPERA Y PESA (WAIT AND WEIGHT) 8.2.3. MÉTODO VOLUMÉTRICO 8.2.4. LUBRICACIÓN Y DESCARGA 8.3. COMPLICACIONES OPERATIVAS: 8.3.1. PÉRDIDA TOTAL DE CIRCUACIÓN 8.3.2. WASHOUT (LAVADO) DURANTE LA CIRCULACIÓN 8.3.3. PRESIONES ATRAPADAS 8.3.4. HIDRÓGENO SULFURADO 9. ACTIVIDADES PARA TRABAJAR EN UN POZO PRESURIZADO 9.1. WIRELINE 9.1.1. COMPONENTES 9.1.2. PROCEDIMIENTO OPERATIVO 9.2. COILED TUBING 9.2.1. COMPONENTES 9.2.2. MATAR EL POZO CON COILED TUBING 9.2.3. EMERGENCIAS 10. CONCLUSIONES

DE

1. INTRODUCCIÓN: El término workover es usado para referirse al mantenimiento y reparación del pozo en el cual se usan técnicas como wireline, coiled tubing. Durante la vida del pozo es común el agotamiento y depletación de la zona productora, así como los diferentes cambios que puede presentar el estado mecánico y por ende su productividad. Es por ello que se realizan operaciones de Workover, las cuales representan una solución viable a éstos inconvenientes. A continuación, en el presente trabajo daremos a conocer en qué consiste un equipo de workover, herramientas utilizadas en las operaciones y se detallará paso a paso como realizar una operación de workover en pozos petroleros, para así tener un amplio conocimiento del tema.

2. OBJETIVOS:

-

Aumentar la producción o reparar pozos existentes.

-

Conocer las técnicas de reacondicionamiento de pozos.

-

Realizar una operación con éxito y a condiciones seguras.

mantenimiento,

estimulación

y

3. DEFINICIÓN: Workover consiste en el acondicionamiento de un pozo para realizar operaciones que permitan restaurar o incrementar la producción de un pozo. Éstas operaciones pueden ser una estimulación (fracturamiento o acidificación), un baleo, una cementación forzada o toma de registros eléctricos. Un equipo de workover se utiliza también para convertir pozos productores en pozos de inyección a través de los cuales se bombea agua o dióxido de carbono a la formación, para aumentar la producción del yacimiento. Otros servicios de workover incluyen reparaciones importantes en el subsuelo, como reparaciones en el casing o el reemplazo del equipamiento de fondo del pozo que ha sufrido deterioro. 4. CLASIFICACIÓN: Un equipo de workover se puede clasificar en: -

Convencionales Auto-transportables

La diferencia es que los convencionales tienen mayor capacidad y se pueden hacer trabajos de workover en pozos profundos, mientras que en los equipos auto transportables disponen de un conjunto de malacate – motores de combustión interna montados en un remolque. Los equipos auto transportables son más fáciles desplazarse a otra locación.

Auto transportable

5. EQUIPO DE WORKOVER: 5.1.

PARTES DEL EQUIPO DE WORKOVER:

Sus componentes son muy similares a las partes de un equipo de perforación de pozos: 5.1.1. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO: Estructura o Torre y Subestructura

Bloque viajero, bloque corona y gancho

Cable y malacate

Cuñas, abrazaderas y elevadores

Cuñas asentadas en la mesa rotaria

Abrazadera

Cuña

Spider elevator

Elevador

5.1.2. SISTEMA DE CIRCULACIÓN: Tanques de lodo y fluidos de circulación

Bombas principales y auxiliares

Stand pipe Manguera de circulación Línea de flujo o retorno (Flow Line)

Equipos de Control de Sólidos

Desgasificadores

5.1.3. SISTEMA DE ROTACIÓN: Mesa Rotaria y Kelly

5.1.4. SISTEMA DE POTENCIA: Motores primarios Generadores

5.1.5. SISTEMA DE CONTROL DE POZO: Válvulas preventoras (BOP´s) Anular o esférico Arietes o rams de tubería Arietes o rams ciego (Blind Rams) Arietes o Rams de Cizalla (Shear Rams) Unidad acumuladora de presión Múltiple de estranguladores (kill manifold) Estrangulador manual o remoto (super-choke) Línea de matar (kill line) Línea del estrangulador (choke line) Válvula de descarga (HCR) Válvulas auxiliares (kelly cock,

preventor

interno).

6. PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO EN CONDICIONES SEGURAS: 6.1.

INFORMACIÓN SOBRE EL POZO:

6.1.1. DATOS DEL POZO: Antes de iniciar las operaciones en el pozo, se debe preparar el programa de trabajo donde se indican los datos esenciales para poder operar:     

Tipo de completación. Tipo y característica del fluido. Presiones estáticas y dinámicas en la cabeza y en el fondo del pozo. Dimensión y clasificación del well head y de todo el embridado. Profundidad y dimensión de los diferentes casings con el relativo nivel del cemento y los intervalos perforados.

  

Dimensión, características y profundidad de sentado de los packers, tipo de unión y tipo de acero de los tubings. Wireline tools, landing nipples, válvulas de seguridad: características, cantidad y profundidad. Tipo de hidrocarburo en el pozo y capacidad de producción.

Antes de iniciar las operaciones, en base a la información sobre el pozo, se deberá verificar: 1. Las características del fluido del packer para establecer si: -

Su densidad es apropiada para operaciones de matar el pozo. Su densidad es demasiada baja, no se mata el pozo el peso del packing fluid). Su densidad es demasiada alta, podría causar absorción peligrosa debido a la depletación de la formación.

* Cada situación requiere un diferente procedimiento. 2. La presión de reventazón del tubing y del casing, y el máximo tiro a que puede estar sujeto el tubing. 3. El tipo de formación: porosa o fracturada, y los valores relativos de la presión de formación y la presión de fractura.

6.1.2. SITUACIÓN DEL POZO: En el programa de trabajo, además de la información sobre las condiciones físicas del pozo, deberá ser indicado también la razón (causa) por la cual se interviene: -

Por causa del pozo; reemplazo del tubing, del packer, etc... Por causa de la formación; cambio de nivel, nivel aislado, etc.

Alguna situación de presión anormal y de peligro que se podría encontrar especialmente durante la primera fase de la operación debería se registrado. Ello podría ser: -

Presión atrapada. Presión en el anular. Presencia de sulfuro de hidrogeno.

6.1.3. OPERACIONES Y CONTROLES PRELIMINARES: Antes de iniciar las operaciones de workover será necesario verificar la condición actual del pozo. Estas verificaciones pueden ser realizadas antes de trasladar el equipo de workover y comprende:

a. -

Calibración, realizada con wireline, para verificar: La profundidad actual del pozo. La presencia de algún taponamiento en los perforados. El libre pasaje al interior del tubing

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, verificar alguna posible presencia de presión anormal en los varios anillos del pozo.

6.2.

PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO:

6.2.1. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN: Para preparar el pozo para Workover con la plataforma, las siguientes recomendaciones deberán ser seguidas: 1. Colocar en seguridad a todo el pozo en la plataforma cerrando la válvula de seguridad del fondo, el actuador del Xmas tree y desfogando el sistema de control. 2. Matar el pozo que es objeto de la operación de Workover. 3. Cerrar la válvula de seguridad e instalar la BPV (back pressure valve) en el Tubing hanger.

4. Remover el Xmas tree e instalar y probar el BOP. 5. Recuperar la BPV e instalar la sarta de maniobra (running/pulling string) sobre el tubing hanger. 6. Abrir la válvula de seguridad, abrir la válvula de circulación y circular para acondicionar el pozo y recuperar algún influjo de fondo. Si no hay válvula de circulación, será necesario perforar el tubing con el tubing puncher (escopeta). 7. Desanclar el(los) packer(s) y recuperar la completación. A veces no es simple recuperar el packer, porque no puede ser desanclado o porque se trata de una completación compleja con más de un packer, por lo que se recurre al corte de la sarta.

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. Para matar el pozo existen básicamente tres procedimientos:  Circulación  Bullheading  Lubricar y desfogar Los métodos para matar el pozo son aquellos aplicados en las actividades de control de pozos durante la perforación.

6.2.2. CIRCULACIÓN La circulación (con el Bullheading) es el método más comúnmente usado para matar pozos; ello viene después de algún otro método aplicado, porque el pozo puede declararse bajo control solo después de terminar una circulación de acondicionamiento. El killing fluid es bombeado a la densidad requerida en circulación reversa (casing-tubing) hasta un acondicionamiento completo (densidad de ingreso del fluido es igual al de salida y la presión de cabeza es igual a cero). Una vez que el pozo ha sido acondicionado en circulación inversa, antes de proceder con la siguiente operación es necesario realizar una circulación directa (tubingcasing) y luego hacer un flow check.

En la completación dual, circular:  Primero el long - short abriendo la válvula de circulación entre los packers.  Luego el annulus - short abriendo la válvula de circulación respectiva insertada encima del packer superior o usando el tubing puncher (escopeta).

´ 1. Preparación del diagrama: Calcular la capacidad del tubing y preparar un diagrama teórico indicando: -

En la abscisa la capacidad a ser llenado, expresado en número de strokes de la bomba (stk).

-

En la ordenada la presión leída en la cabeza del tubing/sarta.

2. Apertura de la válvula de circulación: -

La circulación del flujo deberá atravesar la válvula de circulación (o ported niple colocado encima del packer) instalada durante la completación y será controlada por un choke hasta que todo el hidrocarburo sea recuperado/descargado.

-

Si durante la fase de completación no se había previsto una herramienta de circulación, es posible balear el tubing (tubing puncher).

-

Antes de abrir la válvula de circulación o balear el tubing es necesario balancear las presiones ingreso/salida.

3. Circulación reversa: -

Proceder con caudal constante y circular por el choke.

-

Durante la circulación controlar el volumen bombeado y recuperado para verificar alguna posible absorción del pozo.

-

Circular “bottom up”, realizar un flow check y si es necesario aligerar el fluido durante la circulación.

4. Circulación directa: Después de la circulación reversa es necesario realizar una circulación directa para completar el acondicionamiento del pozo.

6.2.3. BULLHEADING Consiste en bombear en el pozo una cantidad de fluido (killing fluid) que es al menos igual al: 𝑉𝑜𝑙. 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑢𝑏𝑖𝑛𝑔 + 𝑉𝑜𝑙. 𝑑𝑒𝑏𝑎𝑗𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑐𝑘𝑒𝑟 Haciendo que la formación absorba el fluido que está en el tubing. La presión de superficie más la presión hidrostática del killing fluid debe ser siempre inferior al valor de la presión de fractura. Este método es usado para matar el pozo antes de iniciar un workover y para trabajos de acidificación y/o lavados de diferentes tipos. En condiciones particulares, puede ser usado para controlar el pozo en el caso de un kick. En el caso de matar el pozo el procedimiento es siempre seguido de una circulación directa de acondicionamiento. Para una ejecución correcta es necesario: -

Una unidad de bombeo a bajo caudal y alta presión (unidad de cementación).

-

Un sistema preciso para el control del volumen bombeado (tanque calibrado-cubicado).

-

Volumen de reserva en el circuito de lodo, para poder afrontar alguna exigencia, en general se deberá alcanzar un equilibrio al matar el pozo y una ligera sobrepresión sobre la formación.

Si el fluido (killing fluid) es lodo y no salmuera, bombear primero un colchón de salmuera para evitar la contaminación del lodo para no dañar la formación. En el caso de formaciones despresurizadas (depletadas), o en el caso de alta absorción, se recomienda el uso de reductores de perdida (circulación) que no dañen las formaciones. Procedimiento recomendado: 1. Cálculo del volumen bombeado: Determinar el volumen exacto del killing fluid para bombear y prepararlo a la densidad requerida. 2. Inicio de bombeo: Iniciar el bombeo aumentando gradualmente el caudal hasta alcanzar el valor de la presión en donde la formación inicia la absorción. 3. Completamiento del volumen: Continuar el bombeo al máximo caudal, sin interrupciones, hasta que el volumen completo haya sido bombeado. Durante el procedimiento completo: -

Monitorear la presión de cabeza y verificando si, después de alcanzar el máximo valor cuando el pozo inicia la absorción, luego se inicia un decrecimiento proporcional al volumen de fluido bombeado hasta reducirlo a cero. Si presiones altas son detectadas, parar el bombeo y mantener la presión final hasta que reduzca a cero o estabilice.

-

Controlar la presión en el casing y en el caso de una completación dual, chequear la segunda sarta.

Este método es más efectivo si la sección perforada no es muy larga, y la máxima atención debería ser puesta en evitar el fracturamiento de la formación y principalmente recordar que entre el packer y el zapato del ultimo tubo (tail pipe) bajo el packer, queda atrapado un colchón de gas. Tendencia de la presión: Durante la fase de bombeo la presión de cabeza (𝑃𝑇 ) no deberá (a menos que el tipo de operación no lo requiera) exceder un valor tal que haga que la presión de fondo (𝑃𝐵 ) cause la fractura de la formación (𝑃𝐹𝑅 ): 𝑃𝐹 < 𝑃𝐵 < 𝑃𝐹𝑅

Donde: 𝑃𝐵 = (𝑃𝑇 + 𝑃𝐻 − ∆𝑃) -

𝑃𝑇 = Presión de cabeza

-

𝑃𝐻 = Presión hidrostática del fluido en el tubing y del fluido bajo el packer (𝑃𝐻 = 𝑃𝐻𝑚𝑢𝑑 + 𝑃ℎ𝑔𝑎𝑠 )

-

∆𝑃= Perdida de presión en el interior del tubing

En la fase inicial, la presión de cabeza aumentará hasta alcanzar un valor máximo cuando el pozo inicia la absorción. Una vez que el punto de absorción es excedido, la presión de cabeza decrecerá (por el incremento de la carga hidrostática) proporcionalmente al volumen de fluido bombeado hasta reducirse a cero.

Limitación del caudal de la bomba: Durante la circulación, es recomendable bombear al máximo caudal para reducir la migración del gas hacia la superficie. La determinación del máximo caudal de circulación está limitada a: -

Presión de fractura de formación. Presión de bombeo máximo. Fricción del fluido y caudal. Presión hidrostática y volumen bombeado. Presión de reventazón(interna) y de colapso del equipamiento.

6.2.4. LUBRICAR Y DESFOGAR (LUBRICATE AND BLEED): El Lubricate and Bleed (bombeo y descarga alternada) consiste en la descarga progresiva de gas del pozo reemplazándolo con un lodo de densidad adecuada a fin de: 

Mantener la presión de cabeza siempre debajo del valor máximo tolerable para el equipamiento.



Mantener siempre el valor de la presión debajo de la presión de fractura.

Este procedimiento debe ser aplicado en las siguientes situaciones: -

Para matar un pozo de gas.

-

Baja permeabilidad de formación que no permite absorción.

-

Imposibilidad de circular en el fondo.

-

Límite de la presión de trabajo del equipamiento de cabeza.

-

Situaciones donde otros métodos no pueden ser aplicados.

Para la ejecución correcta de la operación es necesario: -

Determinar la densidad exacta y el volumen de lodo a ser bombeado, recomendándose para este propósito el uso del trip tank o del tanque de la unidad de cementación.

-

Use un choke manual para un mejor control de descarga del influjo de gas en el quemador.

Procedimiento: 1. Preparación: Definir el rango de presión que permite una presión de fondo igual o ligeramente superior al de la formación e inferior al de fractura y evitar entonces el ingreso de nuevo fluido durante la operación.

Calcular: -

Densidad del lodo. Incremento de la carga hidrostática requerida y permitida. Carga hidrostática para el volumen de lodo inyectado.

2. Bombeo del lodo: Bombear el lodo a través de la kill line hasta que el valor de la presión requerida (prefijado) es alcanzada, y basado en el volumen bombeado, calcular el correspondiente incremento en la carga hidrostática. 3. Esperar la migración del gas: -

Esperar a que el lodo o salmuera descienda por gravedad al fondo y al gas que ascienda hasta la cabeza del pozo (wellhead).

-

La presión en la cabeza del pozo se incrementará en un valor casi igual a la presión hidrostática del lodo bombeado.

-

Usando salmuera en vez de lodo la operación toma menos tiempo porque el gas ascenderá más fácilmente.

4. Descarga del gas: -

Descargar el gas por el quemador a través del choke hasta que la presión de superficie se reduzca en un valor igual a la suma entre el aumento de presión en superficie y el aumento de la presión hidrostática relativa al colchón de líquido bombeado.

-

No descargar líquidos porque la operación podría requerir más tiempo.

-

Repetir el procedimiento hasta que el gas este completamente expulsado.

-

El pozo puede considerarse bajo control después de que una circulación completa de acondicionamiento ha sido realizada (reversa y directa).

6.3.

EXPULSIÓN DEL COLCHÓN BAJO EL PACKER:

Al final de la operación de matar el pozo, queda atrapado un colchón de gas o petróleo bajo el packer. Después de desanclar el packer, es necesario expulsar este colchón, operación que si no es realizada con la necesaria atención puede producir serios inconvenientes en la seguridad del pozo. Para expulsar el colchón de debajo del packer es necesario realizar: -

Una circulación reversa para expulsar el gas.

-

Seguido por una circulación directa para completar el acondicionamiento del pozo.

6.3.1. CIRCULACIÓN REVERSA: 1. Inicio de la circulación reversa: -

Accionar la bomba gradualmente con un caudal creciente, monitoreando la presión de circulación y el flujo de retorno del tubing que indica que el proceso de comunicación / circulación ha empezado.

-

Incrementar el número de strokes por minuto hasta que el caudal programado sea alcanzado y al mismo tiempo operar el choke del tubing. El valor alcanzado en el casing es la presión de circulación (ICP) y garantizará un sobrebalance sobre la formación.

-

2. Circulación reversa: Durante la circulación, los siguientes valores deberán ser monitoreados y mantenidos constantes hasta la expulsión del colchón de gas: -

La presión de circulación (operando el tubing choke). El caudal de la bomba.

3. Expulsión del gas: -

Cuando el colchón de gas alcanza la superficie y comienza a descargar, la presión en el tubing/pipes comienza a decrecer; es necesario intervenir sobre el choke para mantener el valor prefijado de la presión de circulación.

-

Cuando el gas ha sido expulsado completamente, la llegada de fluido de completación al choke causara un incremento rápido de la presión del tubing; por lo tanto, manipular el choke.

4. Fin de la circulación reversa: -

Una vez que el colchón de gas ha sido expulsado completamente reducir el caudal hasta pararlo.

-

Controlar que no haya presión en el tubing y en el casing.

6.3.2. CIRCULACIÓN DIRECTA: Al concluir la circulación reversa, solo después de una circulación completa por directa en el fondo del pozo, con el BOP abierto, el pozo será considerado bajo control y se podrá proceder con seguridad en las siguientes operaciones.

6.4.

SACADO DE TUBERÍA DEL POZO:

6.4.1. COMPLETACIÓN SIMPLE (SINGLE):  Despresurizar la sarta.  Matar el pozo con el método Bullheading.  Abrir la válvula de circulación (o puncher-balear).  Circulación reversa + Circulación directa.  Flow check - Si el pozo fluye: controlar la densidad del lodo y repetir la circulación - Si el pozo no fluye: continuar

 Cerrar la SCSSV (si hay).  Insertar la BPV y remover el Xmas tree.  Instalar y probar el stack BOP  Recuperar la BPV y instalar la sarta de running/pulling sobre el tubing hanger.  Abrir la SCSSV (si hay).  Circular y acondicionar -

Si el packer es recuperable:  Desanclar el packer.  Realizar una circulación reversa y directa.  Extraer el packer

-

Si el packer no puede ser desanclado:  Cortar la sarta.  Realizar una circulación reversa y directa.  Extraer.  Proceder a moler y pescar-recuperar el packer

-

Si el packer es permanente:  Liberar el ancla del tubing.

-

Si se libera:  Realizar una circulación reversa y directa.  Extraer el tubing y moler el packer

-

Si el ancla no puede ser liberada:  Cortar la sarta arriba del ancla del tubing.  Realizar una circulación reversa y directa.  Extraer.  Pescar y recuperar de la sarta/ancla.  Moler el packer.

6.4.2. COMPLETACIÓN DUAL:  

Sarta larga: - Despresurizar la sarta larga. - Matar el pozo con el Bullheading Sarta corta: - Despresurizar la sarta corta. - Matar el pozo con el Bullheading.



Abrir la válvula de circulación entre los dos (2) packers y circular de la sarta larga - hacia la sarta corta.



Realizar un flow check: - Si el pozo fluye chequear la densidad del lodo y repetir la circulación.



Abrir la válvula de circulación sobre el packer superior en ambas sartas (o realizar un baleo) y circular corta - anular y luego larga – anular.



Realizar un flow check.



Cerrar la SCSSV.



Insertar la BPV sobre ambas sartas.



Desmontar el Xmas tree.



Instalar y probar el stack BOP.



Recuperar la BPV de ambas sartas e instalar una sarta running/pulling (tubo de maniobra) sobre ambas sartas.



Abrir la SCSSV en ambas sartas y circular sarta larga - corta y larga o corta – anular para acondicionar el lodo / salmuera.



Instalar el equipamiento del dual spider y desanclar los packers: Si los packers son liberados: - Reversar afuera el(los) colchón (es) debajo del (los) packer(s). - Realizar una circulación directa para acondicionar el pozo. - Extraer. Si los packers no son liberados: - Cortar ambas sartas a alturas ligeramente diferentes. - Extraer (considerar la posibilidad de cortar y extraer las sartas uno a la vez). - Recuperar el packer moliendo y/o pescando.

6.5.

ABANDONO DEL POZO:

6.5.1. ABANDONO TEMPORAL: Puede suceder que por alguna razón es necesario abandonar el pozo y/o el equipo por un cierto tiempo (más o menos largo). En tal caso debe proceder a colocar al pozo en seguridad.

a. Abandono del pozo con el equipo: 

Si el zapato ha sido perforado: -

Colocar un tapón de cemento alrededor del zapato (100 m. debajo y 50 m. encima).

-

Fijar un tapón mecánico (Bridge Plug) sobre el tapón de cemento.



Bajar al pozo una sarta para matar el pozo (kill string) de 500 - 1000 metros de longitud con una válvula (cerrada) sobre la cabeza.



Manualmente cerrar las válvulas de la kill line y choke line y de los BOP.



Si los BOP’s son cerrados hidráulicamente, activar el dispositivo del sistema de bloqueo inmediatamente después del cierre.

b. Abandono del pozo y remoción del equipo: La remoción del equipo y el consecuente abandono del pozo son frecuentemente necesarios cuando pozos juntos (cluster wells) están siendo perforados, sea en onshore y offshore y cuando las operaciones de completación son programadas después de la fase de perforación. La situación es similar al abandono del pozo con el equipo, pero en este caso la sarta para matar (kill string) es bajada al pozo después de que los BOP’s han sido desmontados y luego una master valve será instalada.

6.5.2. ABANDONO DEFINITVO: -

El abandono definitivo del pozo prevee el aislamiento con tapones de cemento y/o mecánicos (bridge plugs) de la zona productiva (iniciando del hueco abierto), del zapato del casing y de liner hangers.

-





Hueco abierto: -

Todas las zonas permeables deben ser taponeadas individualmente para evitar el flujo cruzado.

-

El tapón de cemento cubrirá toda el área entre 50 m. debajo y 50 m. encima de aquella zona.

-

La dureza del tapón debe ser probada descargando de 10-20 tons después de que el cemento ha fraguado.

Zapato del casing: -



El fluido de completación debe ser dejado en cada sección entre los tapones de cemento y/o tapones puente (bridge plugs). El fluido debe tener una densidad que balancee la máxima presión de formación del intervalo correspondiente, al momento del abandono.

Debe ser cubierto por un tapón de cemento de 50 m encima y debajo del zapato.

Zona baleada:

Cada zona debe ser aislada individualmente con: -

Squeeze de cemento. Bridge plug fijado aproximadamente 30 m. encima del tope de los baleados. tapón de cemento 50 m. encima del bridge plug.

El posicionamiento del bridge plug y la dimensión del tapón de cemento, podría ser reducido en caso de interferencia con el intervalo superior. En casos particulares un tapón simple puede ser colocado de 50 m debajo del tope inferior de los perforados a 50 m arriba del tope superior de los perforados. Los anillos deberán ser cementados por al menos 100 m. dentro del zapato. 

Tapón de cabeza:

Un tapón de 150 m debe ser colocado con el tope a 50 m del nivel de superficie. 

Corte de la columna (casing):

En el caso de cortar el casing será necesario: -

Colocar un tapón de cemento 50 m debajo y 100 m encima del corte.

-

Verificar la consistencia del tapón descargando de 10-20 toneladas después del fraguado del cemento.

-

Antes de cortar el casing verificar la existencia de alguna posible presión en el anular.

6.5.3. ANULAR PRESURIZADO: -

Las situaciones donde los anulares están bajo presión deben ser tratadas con la máxima atención. Las posibles razones son:  Sobrepresión en el nivel de agua.  Infiltración de hidrocarburo.

-

Siempre causado por la cementación mala o defectuosa.

-

En ambos casos es necesario analizar el registro del pozo y el estado de la cementación del casing:

a. Si el cemento sube dentro del zapato del casing: la presión en el anular es la consecuencia de la mala cementación que formó canalizaciones. b. Si el cemento no sube dentro del zapato del casing: la presión viene de alguna zona permeable que no ha sido cubierta. Con el anular bajo presión será necesario acondicionar el fluido de completación en el interior del casing a una densidad igual a aquella de la fase relativa a la perforación, para que la presión de ingreso pueda ser contrabalanceada. Por lo tanto, proceder del siguiente modo: 

Perforar el casing encima del tope del cemento en base de las indicaciones de los registros CBL.



Circular para el acondicionamiento in/out hasta reducir a cero todas las presiones.  Si el cemento sube dentro del zapato; cortar el casing y continuar colocando los tapones de abandono del pozo.  Si el cemento no sube dentro del zapato; re-cementar hasta sobre el zapato precedente.

Si no es posible re-cementar, efectuar algunos squeezes para aislar las zonas permeables, cortar el casing y continuar colocando los tapones de abandono del pozo.

7. TRABAJOS REALIZADOS EN UNA OPERACIÓN DE WORKOVER: 7.1.

SACAR Y BAJAR TUBERÍA:

-

Antes de bajar y sacar tubería se debe tener el conocimiento si es que hay alguna herramienta que se debe sacar o bajar.

-

Verificar herramientas a instalar en boca del pozo (BOP, bridas, pernos, anillos, reducciones, etc.).

-

Verificar el sistema de cierre a distancia del BOP y su circuito, antes de comenzar con la operación; en caso de que se tengan presiones, se debe desfogar y/o circular el pozo.

-

Instalar BOP sobre la cabeza de la tubería de producción con los rams o esclusas a la medida de la tubería a mover.

-

Se debe realizar la prueba de funcionamiento de BOP, accionando el sistema de cierre, apertura y cierre.

-

Instalar adecuadamente la ranfla y caballetes e tubos para sacar y/o bajar tubería del pozo.

-

Preparar y verificar el buen estado de la válvula de seguridad con su correspondiente reducción de acuerdo al tipo de conexión de la tubería a trabajar.

-

Antes de comenzar a mover tubería (sacando o bajando) colocar la goma limpia caño para limpiar la tubería y así evitar la caída de elementos dentro del pozo y al terminar de mover tubería se reemplaza por una tapa ciega.

-

Cada vez que se saca o baja tubería se debe inspeccionar el estado de las roscas, el espejo y los coples para reemplazar los que están en malas condiciones.

-

En tubos nuevos o usados es conveniente controlar defectos de fábrica o fallas del uso anterior y remover completamente la grasa de almacenamiento de los tubos.

-

Es importante que al bajar tubería se pase el calibrador por cada tubo para evitar bajar un tubo defectuoso o con obstrucciones. También se puede calibrar tubería con cable de swab.

-

-

Los tubos se enroscan con tenaza hidráulica y se debe respetar el torque correspondiente de acuerdo al diámetro de la tubería e indicado por el fabricante. La mordaza de la tenaza debe colocarse sobre el upset, nunca sobre el cuerpo del tubo para, evitar colapsos.

-

Después de roscar tubería, se debe colocar la grasa correspondiente, cuidando en lo posible de no contaminarla con arena o tierra.

-

La tubería extraída del pozo será estibada y atada con soga o cadena en la torre repartiendo alternadamente entre los peines derecho o izquierdo del piso de enganche.

7.2.

LIMPIEZA EN EL FONDO DEL POZO:

Antes de iniciar una limpieza del pozo se debe verificar el estado y limpieza de los componentes a utilizar como bomba reciprocante, pileta de circulación, cantidad del fluido de acuerdo a la profundidad del pozo, líneas y válvulas de manifold, líneas de circulación, manguerote de alta presión, uniones giratorias con sus válvulas, grilletes de seguridad, control stripper, control BOP.

7.2.1. LIMPIEZA POR CIRCULACIÓN: -

Seleccionar la herramienta a bajar, puede ser pescante de tapón o cople dentado.

-

Bajar sarta de tubería y realizar las conexiones tanto de forros como de tubos.

-

Bombear el fluido por forros verificando su retorno.

-

Una vez que retorna el fluido por tubos se baja lentamente la tubería hasta que baje todo el tubo; de inmediato se observa si está libre la tubería, levantando la sarta y observando el indicador de peso, que es quien nos determinará si la tubería está libre o agarrada.

-

Una vez verificado que esté libre la tubería, se espera que salga el relleno, ya sea arena de formación, de fractura, lodo, finos, suciedad junto con el fluido hasta que este salga limpio y de esta manera continuar bajando tubos hasta llegar a la profundidad deseada.

7.2.2. LIMPIEZA CON BELA HIDROSTÁTICA: -

Inspeccionar y limpiar los componentes del sistema de baleo: válvula hidrostática, válvula de retención y válvula de drenaje si se desea usar.

-

Enroscar el zapato a la válvula de retención y luego ésta al primer tubo de la cámara.

-

Agregar los tubos necesarios a la cámara normalmente de 10 a 20 tubos. La cantidad depende del volumen de arena por remover y del nivel de fluido del pozo.

-

Enroscar la bela hidrostática y continuar agregando tubos hasta la profundidad especificada.

-

Para optimizar la operación, si el nivel de fluido es bajo, agregar fluido por forros.

-

Tomar fondo y colocar una referencia sobre el tubo (en la boca del pozo). Luego bajar tubos, bajar 1 pie y levantar 2 pies con el fin de evitar atascamientos.

-

Sacar la sarta de beleo, retirar los componentes y remover los sólidos de la cámara y depositarlos en el lugar asignado donde se pueda verificar el volumen extraído.

-

Teniendo en cuenta el avance y la cantidad por limpiar, efectuar otros viajes si fuera necesario. Tener en cuenta que el pozo debe estar limpio por lo menos 50 pies por debajo de las perforaciones o hasta donde se requiera.

7.3.

BALEO POR TUBERÍA DE PRODUCCIÓN:

-

Ensamblar la sarta de Completación con la escopeta.

-

Levantar la o las escopetas, sujetándola con la elevadora y una vez colocados en la boca del pozo utilizar un collarín para asegurar las escopetas antes de desenganchar la elevadora.

-

Apretar cada conexión de las escopetas y una vez conectadas la o las escopetas, espaciadores, se procede a conectar la cabeza de disparo.

-

Levantar e instalar los tubos y otros dispositivos como niples R, traza radiactiva debidamente medidos y calibrados según el diseño que se requiera para la operación.

-

Colocar packer según el tipo de OD e ID recomendado.

-

Instalar los dispositivos adicionales según diseño calibrados y medidos.

-

Instalar la goma protectora para el anular como tapa protectora a la tubería que está dentro del pozo para evitar que la barra detonadora no llegue a la o las escopetas o por lo contrario se produzca una detonación fuera de profundidad, teniendo también en cuenta que no gire la sarta mientras se ajustan las conexiones.

-

Proceder con la baleada de la tubería con todos los equipos y accesorios.

7.4.

LIMPIEZA DE ARENA DESPUÉS DE UN FRACTURAMIENTO:

-

Armar las líneas de circulación, para desfogar el pozo, desde los forros a la pileta. Observar el pozo, de lo contrario proceder a controlar el pozo con salmuera. Se debe preparar una salmuera que permita realizar la circulación de la arena.

-

Se instala el control BOP, se asegura y se selecciona y anexa un cople dentado a un tubo más un niple de asiento; se procede a bajar tubería en el pozo y se determina el tope de arena.

-

Se levanta la punta de tubos (5 a 10 pies).

-

Se cierra los rams de tubos y se conecta en los tubos una válvula con una unión giratoria (chicksan) que se une con unas líneas de alta al manifold de la pileta. A través de este sistema de líneas es que se bombeará de Forros/Tubing la salmuera a un caudal y a una presión determinada.

-

Bombear salmuera desde la pileta hacia el pozo y llevar el control de los fluidos entrantes y salientes del pozo.

-

Continuar circulando a caudal y presión constante a través de Forros/Tubing, hasta obtener toda la arena en superficie y dejar el pozo limpio.

7.5.

-

ACONDICIONAR UN POZO PARA TRABAJOS DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA: Generalmente se realizan operaciones combinadas durante el servicio a un pozo. Antes de realizar una estimulación con ácido, sea una limpieza de la cara de la formación o una operación de ácido matricial se siguen los mismos pasos que para un acondicionamiento de un pozo para fracturamiento.

8. PROCEDIMIENTOS DE WELL CONTROL EN CASO DE UN KICK: 8.1.

PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DEL POZO:

8.1.1. KICK DURANTE LAS OPERACIONES DE WORKOVER: Normalmente, las operaciones de workover son realizadas en condiciones de pozo controlado porque la presión de fondo es conocida y el fluido de control tiene la densidad apropiada. Es posible, sin embargo, verificar la condición de kick o un pseudo-kick para situaciones particulares como: 

Circulación para la expulsión del colchón de fondo y/o en el caso particular de intervalos perforados bastante grandes.



Rimado de tapones de cemento y logro de niveles de sobrepresión.



Efecto pistón durante la recuperación del packer.



Circulación después de liberar el packer en pozos controlados con el bullheading.

8.1.2. PROCEDIMIENTO DE CIERRE DURO Y CIERRE SUAVE: Cuando el pozo inicia una descarga (incremento de volumen en tanques), los siguientes procedimientos son recomendados:  PROCEDIMIENTO DE CIERRE DURO (HARD SHUT- IN): 1. Cerrar el BOP anular o los pipe rams. 2. Abrir la válvula hidráulica sobre la choke line El “choke manifold” deberá de estar preparado, con el choke automático cerrado.

1

2

 PROCEDIMIENTO DE CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN): Asegurarse que el "choke manifold" esté listo para enviar el lodo hacia las zarandas a través del choke automático, manteniéndolo medio abierto. 1. Abrir la válvula hidráulica sobre la choke line. 2. Cerrar el BOP anular o los pipe rams. 3. Cerrar el choke automático (Power Choke).

2

3

1

-

Registrar las presiones estabilizadas en el tubing/drill pipes (SITP - Shut In Tubing Pressure) y en el casing (SICP - Shut In Casing Pressure) y el incremento de volumen en el tanque.

-

Proceder con el método de control de kick más apropiado.

8.1.3. DURANTE LAS OPERACIONES DE COMPLETACIÓN: -

Durante las operaciones de completación, un kick puede ocurrir debido a diversas situaciones operativas.

-

Normalmente, la situación más difícil es cuando un pozo comienza a fluir sin una sarta en el pozo; por otro lado, la situación más controlable es con una sarta en el fondo del pozo.

-

Existen diversas situaciones que se reportan en las indicaciones guías:

a) Completación simple (o con solo una sarta en el pozo): El cierre del pozo se refiere al procedimiento de cierre suave (SOFT SHUT IN). -

Si el pozo comienza a descargar: 1. Parar el viaje(maniobra). 2. Instalar una lower kelly cock, con el apropiado x-over, en posición abierta y luego cerrarla. 3. Abrir la válvula hidráulica sobre la choke line. 4. Cerrar el BOP anular. 5. Cerrar el choke ajustable(manual). 6. Instalar el kelly o top drive y abrir la lower kelly cock. 7. Registrar las presiones e iniciar el procedimiento de control de los pozos.

b) Completación dual (dos sartas en el pozo): El cierre del pozo se refiere al procedimiento de cierre suave (SOFT SHUT-IN). -

Si el pozo inicia la descarga:

1. Parar el viaje (maniobra). 2. Fijar la sarta corta (short string) al lado de la sarta larga (long string), enroscar un tubing joint sobre la sarta larga (dejando la sarta corta). 3. Instalar la lower kelly cock, sobre la sarta larga con la reducción apropiada en posición de apertura y luego cerrarlo. 4. bajar al pozo la sarta larga hasta que la sarta corta este debajo del BOP. 5. Abrir la válvula hidráulica sobre la choke line. 6. Cerrar el BOP anular. 7. Cerrar el choke ajustable (manual). 8. Instalar el kelly o el top drive y abrir la lower kelly cock. 9. Registrar las presiones e iniciar las operaciones de well control.

8.2.

MÉTODOS DE WELL CONTROL:

8.2.1. MÉTODO DEL PERFORADOR: El método del Perforador es considerado el método más simple de control de kick porque no requiere de cálculos complejos y puede ser aplicado en diversas situaciones. Este método emplea una doble circulación:  La primera circulación se realiza con el mismo lodo del pozo, hasta que el kick es expelido.  La segunda circulación se realiza con un lodo pesado, de densidad oportunamente calculada, para restablecer el equilibrio hidrostático.

1ra circulación Lodo actual

2da circulación Lodo pesado Equilibrio hidrostático

Primera circulación: 1. Calcular la presión inicial de circulación: 𝐼𝐶𝑃 = 𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃 + 𝑃𝐿 2. Iniciar el bombeo progresivamente, incrementando los strokes de la bomba hasta que el valor de la 𝑃𝐿 sea registrada y simultáneamente regular el choque automático para mantener la SICP constante. Una vez que la bomba ha alcanzado el número de strokes programados, para mantener la presión de fondo constante es necesario:

-

Mantener un número constante de strokes. Mantener constante la ICP. No permitir que la densidad del lodo cambie (uniforme en todo el sistema).

Durante la fase de transición la presión dentro de los tubos se incrementará gradualmente, por lo tanto, la SICP debe mantenerse bajo control. 3. Una vez que el número de strokes ha sido alcanzado, verificar la presión de circulación. -

Si el valor de la presión es igual al valor de ICP calculado en el punto 1 (ICP = SIDPP + PL), la situación es normal.

-

Si el valor es ligeramente diferente, la situación puede ser considerada normal. La diferencia puede ser justificada por una variación de la eficiencia volumétrica de la bomba respecto al momento del registro de la PL.

-

Si el valor es considerablemente diferente la situación es anormal: parar la bomba y mantener la presión del casing constante, encontrar la causa y solucionar el problema antes de proseguir.

4. Continuar la circulación hasta completar la expulsión del influjo mientras se mantienen la ICP y el número de strokes de la bomba constantes. -

Alguna variación en la ICP, debido al principio de tubo en "U", puede ser compensado por la variación inducida en la SICP a través del choke.

-

En este caso debe recordarse que estas variaciones, alcanzaran el manómetro de presión en tubos con un cierto retraso, debiendo recorrer todo el circuito hidráulico representado del pozo (la onda de propagación de la presión en el lodo se mueve a la velocidad de cerca de 300 m/s).

-

En la práctica, esto implica que entre un ajuste de choke y uno sucesivo, un cierto tiempo debe transcurrir para permitir a la presión transmitirse sobre el manómetro de la sarta.

5. Después de la expulsión del influjo parar la circulación y verificar que la SICP = SIDPP La condición SICP = SIDPP puede ser detectada con la bomba parada o trabajando. Para asegurarte el éxito de la operación, se para la bomba, cierras el choke y lees las presiones en la SIDPP y en la SICP estabilizadas. -

Si son iguales, significa que el fluido contaminante ha sido expulsado y ha concluido la primera circulación.

-

Si la SICP es más alta que la SIDPP, la circulación debe ser reiniciada para completar la expulsión del influjo.

-

Si ellos son iguales, pero sus valores son más altos de lo esperado, significa que cierta presión fue atrapada, cuando la bomba estuvo parada. Este exceso de presión debe ser descargada lentamente operando el choke manual. La confirmación de que la presión era realmente atrapada, se da por la disminución de la presión en tubos durante la descarga.

Segunda circulación: 1. Preparar el lodo pesado: El KMD (Kill Mud Density) se calcula del siguiente modo: 𝐾𝑀𝐷 = 𝑂𝑀𝐷 +

𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃 (0.052 × 𝑇𝑉𝐷)

Donde: OMD = Densidad del Lodo Original (actual) TVD = Profundidad Vertical Total 2. Preparar los datos para la circulación: Preparar los datos para la circulación, significa tener listo: -

El número de strokes de la bomba requerido para reemplazar al volumen de lodo en el interior de la sarta (esto requiere la conversión del volumen interno de la sarta en número de strokes de la bomba).

-

Colocar el contador de strokes en cero.

3. Circular para desplazar el lodo ligero de la sarta mientras se mantiene la SICP constante: -

Si al final de la primera circulación la bomba ha sido parada, es necesario encender la bomba nuevamente incrementando lentamente los strokes de la bomba hasta el valor de la PL, manteniendo constante la SICP operando el choke automático, hasta completar el desplazamiento del volumen interno de la sarta.

-

Si la bomba no ha sido parada, la circulación continúa con los mismos parámetros. En esta fase, el gradual incremento de la presión hidrostática debido al lodo pesado, producirá una disminución progresiva de la SIDPP, hasta llegar a cero, con la consiguiente disminución de la presión de circulación.

-

Durante toda la fase, como en la primera circulación, el número de strokes de la bomba debe ser mantenida constante.

4. Leer la presión final de circulación (FCP): -

El valor de la presión de circulación al final del desplazamiento del lodo dentro de la sarta, debe ser registrada y mantenida constante, durante todo el tiempo que sea necesario para desplazar el lodo del anular. El valor registrado debe ser comparado con el valor de la FCP previamente calculado con la siguiente formula: 𝐹𝐶𝑃 =

-

𝑃𝐿 × 𝐾𝑀𝐷 𝑂𝑀𝐷

Si todo el proceso es normal, los dos valores deben coincidir.

5. Completar la circulación hasta que el volumen anular sea desplazado, manteniendo constante la FCP. 6. Parar la circulación y chequear las presiones. 7. Si la situación es normal abrir el BOP, realizar un control estático (flow check), acondicionar el lodo y reiniciar la actividad suspendida.

8.2.2. MÉTODO ESPERA Y PESA (WAIT AND WEIGHT): El método consiste en esperar, antes de iniciar el control del pozo, el tiempo necesario para preparar una cantidad de lodo pesado suficiente para iniciar las operaciones de control. El método de Espera y Pesa requiere de solo una circulación completa realizada con lodo pesado. La circulación con lodo pesado tiene dos efectos: -

-

Restablece el equilibrio hidrostático; el lodo original es desplazado y reemplazado por el lodo pesado, el cual produce la suficiente carga hidrostática para contrabalancear la presión de formación. Expulsa el influjo; al mismo tiempo, el influjo que ingreso al pozo es llevado a superficie y expulsado.

Circulación completa Lodo pesado

Procedimiento operativo: Una vez que se ha llenado la Kill Sheet, el procedimiento ejecuta los siguientes pasos: 1. Preparar el lodo pesado: -

Durante la espera de la preparación del lodo pesado, el perforador debe controlar la presión en tubos y en casing.

-

Para mantener la presión de fondo constante, la presión en tubos no debe incrementarse.

-

Para anular algún incremento será necesario descargar algo de lodo a través del choke, hasta que la presión en tubos sea llevada de vuelta a su valor inicial (SIDPP).

2. Encender la bomba: -

Durante el arranque de la bomba, llevar lentamente los strokes de la bomba al valor registrado de la PL y regular el choke automático para mantener la SICP constante.

-

Una vez que el número de strokes de la bomba programado ha sido alcanzado, es necesario comparar la presión de circulación con el valor de la ICP calculada en la kill sheet.

-

Si el valor de la presión es el mismo o ligeramente diferente, la situación puede ser considerada normal. La diferencia se puede justificar por una variación en la eficiencia volumétrica de la bomba con respecto al momento del registro de la PL.

-

Si el valor es considerablemente diferente la situación es anormal: parar la bomba y mantener la presión del casing constante, encontrar la causa y solucionar el problema antes de proseguir.

-

El contador de strokes se coloca en cero (0) cuando el lodo pesado llega al kelly. Desde aquel instante transcurre el tiempo necesario para desplazar el lodo original de la sarta. Para tal propósito es necesario conocer el volumen de la línea de superficie para determinar el número de strokes.

3. Desplazar el volumen interno de la sarta: -

En esta fase la presión de circulación disminuye progresivamente del valor de la ICP al valor de la FCP debido a la reducción de la SIDPP.

-

La presión de fondo permanece constante debido a que esta reducción es compensada por el incremento de la presión hidrostática del flujo del lodo pesado.

-

La SIDPP desaparecerá completamente cuando el lodo pesado haya alcanzado la broca. Esta disminución es controlada con el uso adecuado del choke automático (power choke).

4. Desplazar el volumen anular: Una vez que el lodo pesado ha alcanzado la broca, la presión de circulación final (FCP) debe mantenerse constante hasta el final de la operación. 5. Parar la circulación y realizar un control de las presiones: Si la situación es normal: -

Abrir el BOPP y efectuar un control estático (flow check). Acondicionar el lodo y reanudar la actividad suspendida.

8.2.3. MÉTODO VOLUMÉTRICO: El método Volumétrico tiene por finalidad de llevar el influjo de gas, desde el fondo del pozo hasta debajo del BOP, manteniendo la presión de fondo constante. Este método es utilizable solo con gas, porque aprovecha el aumento de la presión debido al ascenso del influjo de gas. Por otro lado, el método Volumétrico se usa bajo condiciones operativa particulares que implican la ausencia de circulación, por consiguiente, la imposibilidad de usar los métodos previamente descritos (Método del Perforador y Espera y Pesa). a. Ausencia de tubería dentro del pozo. b. Tubería dentro del pozo, pero con anomalías que bloquean la circulación, tales como: - Taponamiento de los chorros de la broca. - Problemas con la bomba o con el circuito de superficie. - Obstrucciones en el anular. - Wash out (lavado) en la sarta encima del influjo. Procedimiento operativo: Operativamente se puede proceder de la siguiente manera: 1. Inicialmente dejar que se incremente la presión teniendo un "Margen de Trabajo" (Working margin) (Aproximadamente de 10 kg/cm² = 142.2 psi) que se eliminara después, durante la descarga del lodo. 2. Se descarga el volumen de lodo programado, manteniendo constante el último valor de la SICP.

Volumen de lodo a ser descargado: 𝑉 = ∆𝐻 × 𝐶𝑓 Donde: ΔH = Altura del lodo a ser descargado, la cual es una consecuencia de la selección del margen de trabajo (ΔP). ∆𝑃 =

∆𝑃 × 10 𝐷

D = Densidad del lodo Cf = Capacidad del hueco (o del anular en caso de haber tubería en el pozo) en la sección que se encuentra el influjo. -

Debido a la dificultad de determinar la exacta posición del influjo, el método Volumétrico funciona bien solo en pozos de geometría regular. 3. Se deja nuevamente incrementar la presión al "Margen de Trabajo", cerrando el choke para una nueva operación de descarga.

-

Esto debe ser repetido hasta que el influjo de gas llegue debajo del BOP.

-

El procedimiento termina tan pronto el gas empieza a salir en superficie, desde que el método Volumétrico no incluye la expulsión del gas, lo cual es realizado con el método de Lubricación.

8.2.4. LUBRICACIÓN Y DESCARGA: El método de Lubricación nos permite expulsar el influjo que se encuentra debajo del BOP, manteniendo la presión de fondo constante. Este método es entonces el natural complemento del método Volumétrico.

Procedimiento operativo: 1. Preparación: Establecer un valor máximo de presión que puede ser alcanzado durante la fase de bombeo (lodo o salmuera), de modo que la presión total transmitida hacia el fondo del pozo quede comprendida entre la presión de fractura y la presión de formación. Calcular: -

Densidad del lodo. La carga hidrostática por volumen de lodo inyectado.

2. Bombeo de lodo (o salmuera): Bombear un cierto volumen de lodo (o salmuera) a través de la kill line. El volumen V a ser bombeado, es el volumen que podría producir el incremento de la presión hidrostática deseada (ΔPH). V = H x capacidad del casing (galones o barriles) Donde: 𝐻=

∆𝑃𝐻 (𝑝𝑖𝑒𝑠) 0.52 × 𝐷

Los strokes de la bomba necesarios para el volumen V son: 𝑆𝑡𝑟𝑜𝑘𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 =

𝑉 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 (

𝑔𝑙𝑛𝑠 ) 𝑠𝑡𝑘

Si el kick es debido al swabbing, el lodo debe ser bombeado con la misma densidad que la del pozo (D); y si es debido a la sobrepresión, se deberá bombear lodo pesado (Dk).

3. Esperar la salida del gas: -

Esperar algunos minutos para que el lodo bombeado pase a través del influjo.

-

La presión en la cabeza del pozo se incrementará en un valor cerca o igual a la presión hidrostática del lodo bombeado.

4. Descarga del gas: Descargar algo de gas en el quemador a través de la choke hasta que la presión en superficie disminuya en un valor que es la suma de: -

El incremento de presión debido al bombeo del lodo (o salmuera). El incremento de presión debido a la salida del gas. El incremento de presión debido a la hidrostática del lodo o salmuera bombeada.

Repetir el procedimiento hasta que el gas sea completamente expulsado. El pozo podrá ser considerado bajo control después de una circulación de acondicionamiento.

8.3.

COMPLICACIONES OPERATIVAS:

8.3.1. PÉRDIDA TOTAL DE CIRCUACIÓN: Durante la intervención, pude ser que una excesiva carga hidrostática de lodo (o salmuera) puede causar un descenso del nivel dentro del pozo hasta un punto en el que no es suficiente para controlar para controlar la presión de formación, como consecuencia comenzara la descarga. La pérdida total de circulación ocurre con mayor probabilidad en zonas fracturadas o homogéneas y de alta permeabilidad, especialmente si son zonas depletadas. Una situación similar, aunque más compleja, se puede verificar en el caso de largos intervalos baleados con características geológicas diferentes en donde la zona inferior resulta permeable. En estas situaciones el control del pozo debe ser reiniciada por: -

Matando el pozo con el fluido más ligero posible y/o Bombeando píldoras viscosas o píldoras reductoras de circulación (fluid loss reducer) que pueden temporalmente taponean la formación

Si la zona baleada tiene una gran altura, se puede instaurar un régimen de trabajo diferente entre la parte superior e inferior, por la posibilidad de las diferentes características geológicas de la formación. En este caso, la parte superior de la zona baleada está sujeta a la presión hidrostática (𝑃𝐻1 ) que contrarresta la presión de formación (𝑃𝐹1 ) en aquel punto, mientras que en la parte inferior la presión (𝑃𝐻 ) contrarresta a la presión de formación (𝑃𝐹 ). Tan pronto como la presión hidrostática contrarreste a la presión de formación de la zona, puede ser considerada bajo control. Si la presión 𝑃𝐻 supera a la presión de absorción o alcanza a la de fractura, se puede observar una absorción con disminución del nivel del lodo (o salmuera) hasta un valor H1' tal que PH1' < PH1 con la consecuente situación de kick en la parte superior de los baleados.

Zona Baleada

En el caso de pérdida de circulación: -

Calcular la cantidad de fluido absorbido por unidad de tiempo, controlando el tanque calibrado.

-

conociendo la presión de formación, calcular si es posible la reducción de la presión de "overbalance'' y si es posible reducir la densidad del lodo (o salmuera).

-

Bombear píldora viscosa para anular la absorción o para reducirlo dentro del límite aceptable para continuar la operación.

-

Evitar la circulación reversa y siempre circular a caudal reducido para limitar el efecto de la pérdida de carga sobre la formación.

-

Mantener el pozo abierto para tener el nivel siempre bajo control.

-

Tener siempre un suficiente stock de aditivos y anotar diariamente la cantidad de absorción.

8.3.2. WASHOUT (LAVADO) DURANTE LA CIRCULACIÓN: Una perdida (washout) en la sarta durante el control de kick puede causar: a. Si no se interviene; una lenta y progresiva disminución de la presión de circulación debido a la reducción de la perdida de carga en la sarta. Esta situación mantiene a la presión de fondo constante. b. Si se reduce la apertura del choke; para mantener la presión de circulación al valor definido del método en uso: -

-

La presión de circulación regresa (o mantiene) al valor previo. La presión en el choke aumenta ligeramente a causa de la perdida de carga debido a la reducción de la apertura.

Washout

Presión de fondo constante

-

Como una consecuencia del incremento de la presión del choke habrá un incremento en la presión de fondo con peligro el de fracturar la formación. Si se sospecha de la presencia de un washout, parar la circulación y controlar los valores de las presiones. Si la presión del tubing es casi igual al de la presión del casing, entonces el influjo esta debajo del punto de washout. En este caso aplicar el Método Volumétrico para permitir que el influjo ascienda, con el consecuente aumento de la presión en el anular. Cuando el influjo esta encima del washout, la presión del casing es más alta que la presión del tubing/pipes; solo en este caso puedes continuar la circulación. 8.3.3. PRESIONES ATRAPADAS: Cierres mecánicos, obstrucciones u operaciones particulares, pueden producir presión diferencial. En las siguientes situaciones es necesario intervenir para equilibrar la presión: -

Encima y debajo de una herramienta de wireline antes de recuperarlo, y de una válvula de seguridad antes de abrirlo.

-

Entre el interior y el exterior de un dispositivo de circulación antes de establecer la comunicación.

-

Encima y debajo del packer antes de probar desanclarlo.

-

Entre el interior y exterior de un tubing o de pipes antes de usar la escopeta.

-

Encima y debajo de un tapón puente (bridge plug) antes de rimarlo.

Situaciones particulares: -

Presencia de taponamientos de hidratos; en un pozo de gas se puede tener la presencia de taponamientos de hidratos, que se pueden formar en el tubing también, en condiciones estáticas: en este caso inyectar alcohol (o glycol o methyl) y calibrar la sarta con un wireline gauge antes de proceder a matar el pozo.

-

Obstrucciones en el tubing causadas por parafinas y asfaltenos; en algún pozo el hidrocarburo puede estar combinado con parafina o asfalteno que se depositan sobre la pared del tubing hasta la completa obstrucción.

Un calibrador de tubing con wireline, puede dar indicios de la situación: es necesario intervenir antes que una completa obstrucción ocurra, porque en

aquel caso se podría operar bajo presión con coiled tubing y motor de fondo (dyna-drill).

Presión en el casing: La presencia de presión atrapada en el casing puede deberse a problemas en el: -

Tubing:  Rotura del tubing.  Agujero en el tubing por corrosión.  Perdida en un joint(unión)

-

Casing:

-

Packer:

 Rotura de un casing o perdida en un joint.  Liner hanger mal aislado.  Mala operación de squeeze o resane de casing con respecto al nivel permeable  Cauchos (sellos) dañados por la alta temperatura o alta presión diferencial.  Movimiento libre del tubing.  Deterioro de los sellos elastómeros.  Fijado fuera de su sitio por un error en la completación o por presión diferencial

8.3.4. HIDRÓGENO SULFURADO: El Hidrogeno sulfurado o ácido sulfhídrico (𝐻2 𝑆) es el resultado de la descomposición anaeróbica de materia orgánica, animal y/o vegetal en presencia de alguna bacteria (sulfato reductor) y pueden estar presentes en regulares porcentajes en el gas natural y en el petróleo (oil). El hidrogeno sulfurado es un gas incoloro y extremadamente tóxico (letal), más pesado que el aire, se dispersa fácilmente. Tiene el olor de huevo podrido, pero solo a bajas concentraciones; alrededor de 100 ppm (partes por millón) provoca la pérdida del sentido del olor. Tabla de toxicidad 𝐻2 𝑆 ppm 0.13 4.60 10 27 100 200-300 500-700

Mínimo olor perceptible. Moderado olor, fácilmente detectable. Comienza a irritar los ojos. Fuerte olor, desagradable pero tolerable. Causa tos, irrita los ojos, causa la pérdida del sentido del olor después de 2-5 minutos. Aguda conjuntivitis e irritaciones en las vías respiratorias, después de una hora de exposición. Desmayo (perdida de la conciencia) y posible muerte en 30-60 minutos

rápido, paro respiratorio (cese de la respiración) y muerte. 700-1000 Desmayo rápido, paro respiratorio (cese de la respiración) y muerte. 1000-2000 Desmayo inmediato, rápido paro respiratorio y muerte en pocos minutos. La muerte puede ocurrir aun cuando al individuo se le lleve al aire libre.

El hidrogeno sulfurado es inflamable y forma mezclas explosivas con aire y oxígeno. Quemándolo produce anhídrido sulfuroso o dióxido de sulfuro, un gas puro incoloro y con un fuerte olor punzante (que pica) e irritante, aunque a bajas concentraciones: 3 - 5 ppm. El 𝑆𝑂2 en particulares condiciones meteorológicas y grandes cantidades, puede ser más peligrosa que el 𝐻2 𝑆. En el área de trabajo es indispensable determinar la presencia y la concentración de 𝐻2 𝑆. Muchos sensores, instalados en puntos estratégicos monitorean continuamente el área de trabajo y un sistema de alarmas, sea acústico o visible, accionado por una unidad detectora al cual los sensores están conectados, entran en acción tan pronto la concentración de 𝐻2 𝑆 excede el limite prefijado. Es posible trabajar en zonas con 𝐻2 𝑆, previniéndonos con las apropiadas medidas de seguridad, a fin de garantizar la máxima protección de la vida humana. En el caso de potenciales peligros por presencia de 𝐻2 𝑆, el operador deberá usar el equipo de protección respiratoria suministrado y operar de acuerdo a las instrucciones específicas y al adiestramiento recibido. La presencia de hidrógeno sulfurado requiere de especial atención en la selección de materiales a ser usados en las operaciones de perforación y completación. Los metales ferrosos pueden ser dañados por el hidrógeno sulfurado de dos formas: corrosión y/o resquebrajamiento. El resquebrajamiento inducido por el hidrógeno sulfurado está normalmente asociado a la presencia de 𝐻2 𝑆 de las operaciones de producción. Este fenómeno es llamado el resquebrajamiento de la resistencia por el azufre (Sulphide Stress Cracking = SSC). Bajo particulares condiciones de esfuerzo tal fenómeno puede tener catastróficas consecuencias después de pocas horas de exposición al 𝐻2 𝑆, aún cuando no se haya desarrollado algún fenómeno de corrosión. El problema puede ser solucionado, usando un especial tipo de acero, con una composición y dureza controlada (resistente al SSC).

Resquebrajamiento

Corrosión

9. ACTIVIDADES PARA TRABAJAR EN UN POZO PRESURIZADO: 9.1.

WIRELINE:

El término "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. Wireline se divide en:  Slickline; (línea lisa) donde el elemento de sostén está constituido de un cable armónico (construido geométricamente equilibrado). Es usado para: -

Calibraciones Para bajar instrumentos de medida Mandrels o seguros (locks) (con válvula de seguridad, válvulas gas lift, tapones, chokes, etc. que deben fijarse en los landing nipples). Abrir/cerrar válvulas de circulación. Realizar estampas de cuerpos sólidos. Pescar Cortar parafinas. Realizar el sand bailing (achique o recuperador de arena) u otras operaciones.

 Wireline eléctrico; que utiliza un cable de acero tramado que internamente contiene un conductor eléctrico (monoconductor - un solo cable).

Permite: - Correr registros, la lectura en tiempo real de los datos del fondo durante una prueba de producción, el aislamiento de intervalos productivos con tapones de cemento, baleos, cortes de tubing, etc. 9.1.1. COMPONENTES: El equipamiento instalado directamente sobre la cabeza del pozo incluye: 

Stuffing box (cabeza de empaque); asegura el sellado hidráulico sobre el cable, aun cuando este en movimiento (wireline en bajada o subida del pozo).



Lubricador; compuesto de varias secciones de tubos con hilos especiales, para un rápido enrosque. Permite el descenso y la recuperación de la sarta de wireline con el equipamiento especifico de trabajo (running/pulling).



BOP; en caso de emergencia permite el cierre del pozo durante las operaciones de wireline, siendo posible cerrar el pozo con cable adentro o cortando el cable.

9.1.2. PROCEDIMIENTO OPERATIVO: -

Desde que el wireline es usado cuando el pozo está bajo presión, antes de iniciar las operaciones es necesario probar el equipamiento.

-

Los test deben ser realizados (con la válvula swab cerrada) sobre varios componentes del lubricador a la máxima presión del pozo, usando un fluido de encendido retardado.

-

Durante las operaciones de wireline, la segunda master (si accionó) y la válvula de seguridad de profundidad deben ser bloqueadas en posición abierta.

-

Cuando el cable está en el pozo, la seguridad primaria depende de la eficiencia del stuffing box, mientras que la seguridad secundaria está garantizada por los rams BOP.

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El correcto funcionamiento del sistema de seguridad es esencial para evitar el cierre de la válvula swab, con la consecuencia del corte del cable y la subsecuente pesca.

9.2.

COILED TUBING:

El sistema "coiled tubing" (CT) 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 expuesto (libre), siempre tendrá una herramienta de trabajo y una check valve; también, deberá descenderse siempre dentro del pozo durante una circulación.

9.2.1. COMPONENTES: Los principales componentes de este sistema son: 

Coiled tubing; son tubos continuos, soldados eléctrica y longitudinalmente en secciones de 1000 - 3500 m., con un diámetro standard de ¾" a 1 ½", pero también están disponibles en diámetros mayores. Las varias secciones pueden ser soldadas hasta el alcance de la profundidad programada, y la profundidad deberá ser definida teniendo en cuenta la resistencia mecánica del tubo. La vida de un coiled tubing depende de los esfuerzos a los que es sometido durante las diferentes operaciones. La sección más fatigada es aquella que pasa por la guía del tubo (gooseneck), debido a que se doblan, y aquella que atraviesa la cabeza de inyección/extracción (injectión hoist unit).



Carrete de soporte; normalmente tiene un diámetro de 2.5 m. y es hidráulicamente operada por un motor que lo mantiene siempre en tensión.



Cabeza de inyección/extracción (Injector hoist unit); permite descender y subir al coiled tubing dentro del pozo por medio de dos cadenas continuas paralelas frontalmente. Las cadenas son accionadas por un motor hidráulico y agarrada al tubo arrastrándolo, en una dirección u otra.



Stuffing box; es otro nombre del stripper assembly, que es el elemento que asegura el sellado hidráulico sobre el coiled tubing cuando está en movimiento. Es instalado justo debajo de la cabeza de inyección/extracción (Injector hoist unit) y está compuesto de dos elementos de sello semicirculares (elastómeros), enrollado alrededor del coiled tubing, insertado en un cuerpo cilíndrico y bloqueada por una tapa. Un pistón hidráulico, insertado en la parte inferior del cuerpo cilíndrico, fuerza a los elementos elastómeros a la posición de sellado.



Stack BOP; del tipo hidráulico, a veces integra el sistema de sellado (strippers) y comprende (de arriba hacia abajo): -

Rams ciegos (Blind rams) Rams de corte (cutter rams) Rams de cuña (slips rams). Rams de tubos (pipe rams).

La conexión para la kill line está entre los dos sets de rams intermedios, mientras debajo del BOP stack o debajo de lubricador (si se usa) hay una conexión para la línea de retorno.

Sin embargo, es recomendado que el BOP sea instalado sobre el Xmas tree o sobre la cabeza de flujo (flow head).

9.2.2. MATAR EL POZO CON COILED TUBING: El equipamiento del coiled tubing puede también ser usado en el control del kick, por ejemplo, para llenar con fluido pesado la sarta tapada en el fondo, antes de perforarla permite la circulación y el control del pozo. En este caso, realizar lo siguiente: 

Instalar el equipamiento y probar el BOP y el stripper.



Presurizar el coiled tubing a 200-300 psi sobre la presión de cabeza y abrir la válvula swab del Xmas tree.



Descender dentro del pozo el coiled tubing a la profundidad programada, controlando a intervalos prefijados la fuerza de tiro.



Circular con el fluido programado el retorno a través del choke manifold.



Cuando la densidad del lodo de ingreso es igual al de retorno realizar un flow check por 30', luego extraer.

9.2.3. EMERGENCIAS: Durante las operaciones de control de kick o durante las numerosas operaciones que involucran al coiled tubing (levantamiento con nitrógeno, trabajos con ácido, lavados, etc.), podrían surgir situaciones de emergencia debido a fallas o roturas en el equipamiento. Agujero del coiled tubing: 

Si el pozo no está presurizado descargar la presión de trabajo, recuperar el coiled tubing y realizar las reparaciones necesarias.



Si el pozo está presurizado o si fluidos peligrosos están siendo usados, es necesario: -

Parar el bombeo

-

Desplazar con salmuera

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Proceder a matar el pozo teniendo el cuidado de eliminar el gas y/o el fluido del interior del coiled tubing, encima y debajo del agujero.

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Recuperar el coiled tubing hasta cuando el agujero este sobre el stripper

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Recuperar todo el carrete.

Rotura del coiled tubing: 

Si el pozo no está presurizado: -



Recuperar la parte intacta y proceder a la pesca de la parte restante en el pozo.

Si el pozo esta presurizado: -

Proceder a matar el pozo Recuperar la parte intacta y proceder a la pesca de la parte restante en el pozo.

Pegado del coiled tubing: -

Puede suceder que debido a la excesiva fricción contra la pared del tubing o por alguna otra razón mecánica, el coiled tubing no puede ser recuperado del pozo.

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Si hay circulación se puede probar de bombear alguna píldora reductora de fricción.

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En caso negativo, bombear un fluido más pesado para aumentar el efecto de flotabilidad. Si en este punto no hay mejora, después de haberse tirado al máximo, la única alternativa es el corte (con cortador químico) y la pesca del coiled tubing.

Perdida del equipamiento en la cabeza del pozo: -

En el caso de pérdida (en el stack BOP o en los Spools) que no puede ser reparado, será necesario matar el pozo y recuperar el coiled tubing encima de la cabeza del pozo, la cual debe ser cerrada para permitir la reparación.

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Si la perdida llega a ser incontrolable inmediatamente o cuando se está matando al pozo, se puede cortar el tubo con los shear rams y abandonar el pozo.

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Después de efectuado el corte chequear que, durante el cierre de la swab valve, el coiled tubing efectivamente cayó dentro del pozo.

Perdida de la BPV: En caso de pérdida de la BPV es necesario desplazar el coiled tubing, matar el pozo y recuperar todo el coiled tubing para proceder al reemplazo/reparación de la BPV. Perdida sobre la stuffing box: Si la pérdida llega a ser excesiva en el stripper, parar las operaciones, cerrar los pipes rams y reemplazar la unidad de sellado.

10. CONCLUSIONES:

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Se pudo concluir que un amplio conocimiento, análisis y estudio de las operaciones y eventualidades que se dan en las operaciones de Workover, representan una ventaja en el momento de establecer una metodología que permite evaluar los riesgos de un descontrol de pozos.

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Se debe controlar las velocidades de corrida de tubería durante las operaciones de Workover para evitar riesgo de una surgencia y un posible reventón en el pozo.

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Es necesario conocer los parámetros que permitan identificar un posible descontrol con el fin de identificar un posible descontrol con el fin de ejecutar un correcto desarrollo en la operación y evitar accidentes.