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UNIVERSIDAD VERACRUZANA CAMPUS COATZACOALCOS FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS INGENIERIA PETROLERA EXPERIENCIA EDUCATIVA: Terminación y mantenimiento de pozos FACILITADOR: Ing. María del Carmen Pérez Soto TRABAJO: Reparaciones Mayores INTEGRANTES DEL EQUIPO: Cruz Paz Gustavo Ulises Hernández Cruz Genaro Hernández Hernández Emmanuel de Jesús Iturralde Padilla Rafael Santiago Fernández Jesús Juan COATZACOALCOS, VERACRUZ; A 09 DE JUNIO DE 2012
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Reparaciones Mayores

Jul 24, 2015

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Page 1: Reparaciones Mayores

UNIVERSIDAD VERACRUZANA CAMPUS COATZACOALCOS

FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS INGENIERIA PETROLERA

EXPERIENCIA EDUCATIVA:

Terminación y mantenimiento de pozos

FACILITADOR:

Ing. María del Carmen Pérez Soto

TRABAJO:

Reparaciones Mayores

INTEGRANTES DEL EQUIPO:

Cruz Paz Gustavo Ulises Hernández Cruz Genaro

Hernández Hernández Emmanuel de Jesús Iturralde Padilla Rafael

Santiago Fernández Jesús Juan

COATZACOALCOS, VERACRUZ; A 09 DE JUNIO DE 2012

Page 2: Reparaciones Mayores

Contenido

¿Qué es una Reparación Mayor? ................................................................................................. 3

Causas de baja productividad en un pozo .................................................................................... 3

Emulsiones .............................................................................................................................. 4

Cambios de mojabilidad .......................................................................................................... 4

Bloqueo por agua ..................................................................................................................... 4

Incrustaciones .......................................................................................................................... 4

Depósitos orgánicos ................................................................................................................. 5

Mezcla de depósitos orgánicos e inorgánicos.......................................................................... 5

Hinchamiento de arcillas ......................................................................................................... 5

Daño mecánico ........................................................................................................................ 6

Control de pozo ........................................................................................................................... 6

Datos requeridos antes del control........................................................................................... 6

Procedimiento de cálculo......................................................................................................... 6

Control de agua y gas .............................................................................................................. 8

Canalización de fluidos atrás de la TR .................................................................................... 9

Conificación de agua de fondo o de gas en la parte superior en yacimientos estratificados

por segregación gravitacional (agua, aceite y gas) .................................................................. 9

Control de arena..................................................................................................................... 12

Pescas y moliendas .................................................................................................................... 13

Pesca ...................................................................................................................................... 13

Molienda ................................................................................................................................ 17

Apertura de ventana con cortador de tubería o molinos de sección .......................................... 21

Procedimiento operativo para apertura de ventanas con corta tubo ...................................... 21

Reentradas ................................................................................................................................. 23

Recomendaciones para apertura de ventana .......................................................................... 23

Técnicas de apertura .............................................................................................................. 24

Fuentes bibliográficas y direcciones de Internet ....................................................................... 28

Page 3: Reparaciones Mayores

REPARACIONES MAYORES

¿Qué es una Reparación Mayor? Es la intervención al pozo que implique la modificación sustancial y definitiva de las condiciones y/o características de la zona productora de inyección. Dichas operaciones se realizan con equipos de reparación convencional o con equipos especiales (tubería flexible, unidades de registros). El valor económico de un pozo se maximiza en la medida que en el se realicen menos intervenciones, es decir cuando se disminuyen los costos de operación y se incrementa el potencial de producción del pozo, por lo que el ingeniero de terminación y reparación de pozos debe estar familiarizado con las herramientas de terminación, además de las operaciones requeridas para el pozo en particular pensando siempre en evitar daño a la formación y bajar costos.

Causas de baja productividad en un pozo Todas las operaciones que se realizan en el pozo (perforación, terminación, reparación, estimulación y producción) conllevan a una fuente potencial de daño. La identificación y la magnitud del éste, son factores clave para aplicar la acción correctiva que restituya la productividad del pozo. La determinación de la magnitud del daño puede calcularse a partir de pruebas de variación de presión, mientras que la identificación requiere otro tipo de información (antecedentes del pozo), ya que las características físicas del daño son un parámetro esencial debido a que este determina la naturaleza del fluido de tratamiento. Este es el principal criterio adoptado para clasificar los tipos de daño, entre los que se encuentran:

Emulsiones

Cambios en mojabilidad

Bloqueo por agua

Incrustaciones

Depósitos orgánicos

Mezclas de depósitos orgánicos e inorgánicos

Hinchamiento de arcillas

Daño por bacterias

Pseudodaño o daño mecánico

Page 4: Reparaciones Mayores

Emulsiones Generalmente se forman por la invasión del fluido de perforación, por el filtrado de fluidos durante la terminación o por los fluidos de tratamiento. Los filtrados con alto pH de lodo o lechadas de cemento o inclusive los de bajo pH como la de los ácidos pueden emulsionar algunos yacimientos de aceite, de igual manera los filtrados de lodos base aceite o fluidos de estimulación pueden formar emulsiones con algunas salmueras. La combinación de fluidos base agua y aceite en el yacimiento frecuentemente resulta en la formación de emulsiones (Estimulación). Para resolver estos problemas de daño, se utilizan solventes mutuos con o sin desemulsificantes.

Cambios de mojabilidad La mojabilidad parcial o total de la formación por aceite reduce significativamente la permeabilidad relativa al aceite, esto debido a la adsorción de los materiales tenso activos del lodo de perforación, terminación o reparación, por la formación. Este tipo de daño es removido por la inyección de solventes mutuos seguido de un surfactante que restituya la mojabilidad al agua, con el objeto de remover la fase mojada por hidrocarburos.

Bloqueo por agua Generalmente es causado por un incremento en la saturación del agua en la vecindad del pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al aceite. El bloqueo por agua puede formarse por las operaciones de perforación y terminación, mediante la invasión del filtrado de lodos base agua, por la producción del pozo misma a través de la conificación del agua de formación o interdigitización. La presencia de arcillas en los poros de la formación tales como la ilita, favorecen la generación de bloqueos por agua. El área de contacto de las arcillas incrementa la adsorción del agua en la pared de los poros. Los bloqueos de agua se pueden eliminar mediante la reducción de la tensión superficial entre el agua y el aceite, los ácidos acuosos tales como los ácidos a base de alcoholes son aplicables para pozos de gas donde se sospecha que existen problemas de bloqueo de agua.

Incrustaciones Las incrustaciones son precipitaciones de depósitos minerales, los cuales pueden acumularse en la tubería de producción, en los disparos y en la formación. Las incrustaciones pueden presentarse durante la vida productiva del pozo como resultado de la combinación de uno o varios de los siguientes factores principalmente:

Cambios de presión y temperatura

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Impurezas entre fluidos

Aditivos utilizados en tratamientos

Variación en los ritmos de producción

Cambios en el pH

Expansión del fluido

Evaporación del gas

Mezcla de agua incompatible A continuación se muestra una tabla con incrustaciones en la tubería de producción:

Depósitos orgánicos Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados, normalmente asfaltenos y parafinas, y pueden ocurrir en la perforación, en el tubing y en el interior de la formación. Los mecanismos por lo cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algún cambio en las variables termodinámicas a las que está sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforación, producción o in-situ en el interior del reservorio; y el mecanismo por el cual precipitan tiene que ver con la pérdida de solubilidad en el resto de los hidrocarburos, y una vez que precipita, cristaliza. La causa más común que produce este efecto sucede durante la producción, donde las inmediaciones del pozo pierden temperatura y presión.

Mezcla de depósitos orgánicos e inorgánicos Son depósitos compuestos por la mezcla de componentes orgánicos e inorgánicos, que pueden incluir también sarros, fangos, sílices y arcillas.

Hinchamiento de arcillas Este daño incluye la invasión de arcillas provenientes del lodo de perforación (normalmente bentonita o atapulgita) y/o por hinchamiento o migración de las arcillas inherentes de la formación.

Page 6: Reparaciones Mayores

Daño mecánico El daño mecánico es la reducción producida en la permeabilidad en la región vecina al pozo como resultado de factores mecánicos. Un factor de daño positivo indica una reducción en la permeabilidad, un factor de daño negativo indica un mejoramiento de la productividad.

Control de pozo Antes de efectuar cualquier operación dentro del pozo es requisito indispensable que el pozo no registre presión en superficie, es decir mantener el control del pozo para esto se bombea fluido contra formación de una densidad tal que su columna hidrostática genere una presión mayor a la presión del yacimiento, sin rebasar la de fractura o admisión.

Datos requeridos antes del control

a) Registro de presión de fondo, normalmente estos registros se obtienen con un registro con sonda de P - T.

b) Análisis cromatográficos de los fluidos del pozo (gases, H2S, CO2, etc.) c) Estado mecánico del pozo, condiciones del aparejo de producción,

capacidades internas de presión de las conexiones superficiales de control. d) Capacidades de volúmenes y presión del equipo de bombeo a emplear. e) Conocer el dato de presión de admisión de fluidos (fluido que no dañe).

Procedimiento de cálculo

1. Calcular la densidad de control, según dato de los registros de presión de fondo.

(1) Donde:

c = densidad de control, gr/cm3.

P = presión de fondo cerrado estabilizado a una cierta profundidad, kg/cm2. H = profundidad donde se tomo la presión, metros.

2. Obtener de los valores reológicos del fluido de control. Esto se obtiene con un viscosímetro.

3. Calcular de las caídas de presión de acuerdo a los valores reológicos,

densidad de control, estado mecánico del pozo y gasto a emplear durante el control, determinar las caídas de presión en el sistema de acuerdo al modelo

03.0)/*10(c hP

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matemático que se ajuste al comportamiento reológico del fluido a emplear, este valor será igual a la presión final de circulación (Pfc).

4. Determinar el volumen de la T. P. y EA.

Voltp = Ltp*0.5067xditp² (2) VolEA = LEA*0.5067*(diTR

2-DexTP2) (3)

Voltp = Volumen en tp, (lts) Ltp = Longitud de tubería o profundidad del control en TP, metros. dite =Diámetro interior de la tubería ,pg. LEA = Longitud del espacio anular, metros. diTR = Diámetro interior de la TR, pg. DexTP = Diámetro exterior de TP, pg

5. Calcular el desplazamiento de la bomba. (4) D = diámetro de la camisa, pg. L = longitud del vástago, pg. E =eficiencia de la bomba, fracción.

6. Número de emboladas para llenar la T.P. . (5)

7. Cálculo de la Presión Inicial de Circulación.(Pic). (6) PIC = Presión Inicial de Circulación.

P = Caídas de presión por fricción, calculadas. Pctp = Presión de cierre en TP.

8. Calculamos la disminución de presión (7) Donde: DP = Disminución de presión en Kg/cm2. PIC = Presión inicial de circulación, kg/cm2. PFC = Presión final de circulación, kg/cm2.

9. Calculamos el régimen de bombeo

0386./ 2 xExLxDembltsentoDesplazami

EmboladaxLitros

ltstpladeVolumenEmb

)(.#

tpPcPfPIC sistema

PFCPICDP

esióndeuciónDis

tplallenarparaemboladasdeRb

Prmin

#

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(8) Rb = Emboladas por unidad de presión, emboladas/kg/cm2. Ejemplo: Presión Inicial de Circulación = 95 Kg/cm². Caídas de Presión calculadas o Presión Final de Circulación = 53 Kg/cm². Disminución de Presión = 42 Kg/cm². Núm. de emboladas para llenar la TP. = 2,800. Núm. De emboladas para llenar el E.A. = 8,300. Núm. De emboladas para llenar el pozo = 11,100. Régimen de bombeo: emboladas. Se requieren 66 emboladas para disminuir 1 Kg/cm² de presión en la TP. Para representar la disminución de presión cada 4 Kg/cm² multiplicamos el número de emboladas necesarias para disminuir 1 Kg/cm² por 4 y el valor será de 266 emboladas para disminuir 4 Kg/cm² la representación tabular o gráfica será de la siguiente manera

Control de agua y gas

6642

2800bR

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La presencia de agua en la producción de hidrocarburos no es deseable ya que

ocasiona graves problemas de corrosión en los aparejos de producción, menos

producción de aceite, así como suturatamiento para separarla del aceite y

disposición final en pozos inyectores o presas, etc. Todo esto ocasiona un

incremento en los costos de producción; estos aumentan entre mayor es el % en la

producción llegando a ser hasta de 3 dólares por barril (en el mar); en pozos

terrestres de 2 dólares por barril. Las causas de la presencia de agua puede ser

debido a: Fugas en la TR.- Este problema puede ser por rotura o falta de

hermeticidad en la TR en la zona de agua o gas según el caso. Este problema puede

ser detectado por registro de anomalías y puede ser corregido con cementación o

con un parche en la TR.

Canalización de fluidos atrás de la TR

Es causada por una cementación defectuosa por medio de registros de adherencia

(CBL) o registros de sonido ultrasónicos para medirlas propiedades mecánicas del

cemento, o también de registros de producción, y registros de temperatura,

radioactivo y de ruidos son también útiles. El remedio para este problema es una

cementación forzada previa localización del canal desde su origen.

El remedio para este problema es una cementación forzada previa localización del

canal desde su origen

Figura 1. Cedula de bombeo para el control del pozo.

Conificación de agua de fondo o de gas en la parte superior en yacimientos estratificados por segregación gravitacional (agua, aceite y gas) Este problema se presenta cuando el contacto agua-aceite o gas aceite esta cerca de los disparos y existe una permeabilidad vertical alta. En el caso de gas el gas

0 266 532 798 1064 1130 1596 1862 2128 2394 2660 2800 5000 7000 900011100

0

20

40

60

80

Pre

sió

n (

Kg/c

m2)

Emboladas Acumulativas

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migra hacia abajo al depresionarse el pozo y en el caso del aceite el agua migra hacia arriba. Hay veces que con registros es fácil confundirse con la canalización o, estratos de alta permeabilidad por ejemplo un registro de ruidos puede eliminar un problema. La prueba más concluyente en este caso podría ser medir el pozo en diferentes gastos ya que este problema es muy sensitivo. Una solución a este problema puede ser cerrar el pozo un tiempo para su estabilización y después abrirlo posiblemente estrangulado. Otra solución sería efectuar una CF y redisparar mas arriba si fuera posible. En el caso, de presentarse la irrupción de agua, la decisión de producir el pozo dependerá del aspecto económico presentándose las siguientes alternativas. Producir selectivamente los intervalos abiertos de estratos menos permeables para reducir la producción y los costos de los sistemas artificiales. Incrementar la recuperación de la zona y la última alternativa es terminar en todos los intervalos para reducir los costos de la reparación aumentando los costos de sistemas artificiales si es el caso.

Figura 2. Aparición prematura de gas en un yacimiento heterogéneo.

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Figura 3. Avance irregular de agua en un yacimiento heterogéneo.

Alto % de agua

Problema Acción

Interdigitación de agua en yacimientos estratificados

Cementación forzada a baja presión con cemento de baja perdida de agua y cambio de intervalo

Intervalo invadido

Cementación forzada a baja presión con cemento de baja perdida de agua y cambio de intervalo

Conificación de agua en yac. De alta K vertical en matriz o por fractura

Taponar por C:F: y disparar otro intervalo arriba del contacto agua-aceite

Invasión masiva Producción controlada de agua y Bloqueadores de formación

Alto % de gas

Problema Solución

Yac. Estratificados o cementación defectuosa

C.F: y disparar otro intervalo de menor RGA

Conificacion de gas

C.F: y disparar otro intervalo estructuralmente mas bajo

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Control de arena La producción de arena normalmente está asociada con campos de la edad terciaria Existen dos tipos de arena; las que originalmente formaban parte de la estructura de la formación y las que están disueltas en los fluidos. Estas no son problemas ya que son producidas. Las referidas en primer término son las que ocasionan obstrucción en los cana les de flujo. Factores que afectan la producción de arena:

Debido a los estratos por la sobrecarga

Fuerzas capilares y la cementación de origen del material

La viscosidad y/o gasto aumentan las fuerzas de arrastre

Al aumentar la producción de agua disuelve el material de cementación propiciando una disminución de la resistencia de la formación o una reducción en las fuerzas capilares debido al aumento de la saturación de agua

Debido al incremento de saturación se reduce la permeabilidad relativa al aceite incrementando las caídas de presión en el yacimiento

Las caídas de presión en el yacimiento incrementa las fuerzas de compactación y puede reflejarse en la cementación entre los granos

Mecanismos de control de arena. Reducción de las fuerzas de arrastre es el método más barato y más efectivo y se puede hacer durante la terminación del pozo, consiste en aumentar el área de flujo por:

Aumento de la densidad de perforaciones

Aumentar la longitud de disparos

Fracturas empacadas

Disparos limpios

Restringir el gasto de producción determinando el gasto crítico cuando se necesita producir al máximo gasto.

Métodos mecánicos de control de arena.

Cedazos con grava para retener la arena de la formación

Cedazos preempacados de fibra de vidrio

Cedazos de mallas de acero inoxidable

Cedazos sin grava Otro método es el de uso de resina plástica. Este es usado en zonas cortas donde por una u otra razón un empaque con grava no puede ser usado como son: En geometría reducida, Terminaciones dobles, Pozos costa afuera, Pozos donde no se

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dispone de medios para sacar la tubería, pozos con presiones de formación anormales. También existen cedazos de mallas de acero inoxidable que son fabricados por compañías que usan el análisis granulométrico para efectuar el diseño. Actualmente el empleo de la colocación del cedazo resulta eficiente y es menos costoso comparado con otros, debido al mejoramiento en esta tecnología en los aspectos de equipo, servicios, herramientas y fluidos lo que la ha hecho más confiable. El procedimiento para la colocación de cedazos es generalmente de dos formas; en la primera:

1. Baje el ensamble de fondo con el cedazo en su parte inferior y la sección de tubo hasta la cima del tapón de cemento con la herramienta soltadora.

2. Coloque un tapón recuperable sobre la cima del ensamble. 3. Coloque arena alrededor del espacio anular entre la TR y el cedazo hasta

cubrir el ensamble. 4. Lave la cima del ensamble y recupere el tapón. 5. Coloque un empaque en la boca del ensamble contra la TR.

Pescas y moliendas

Una vez en producción, un pozo petrolero puede presentar problemas que son aquellos que derivados de las condiciones del pozo o de la secuencia operativa, tienen muchas probabilidades de ocurrencia durante el desarrollo de la intervención o pueden ser inesperados, por lo que deben considerarse en los programas operativos el tiempo requerido para corregirlos, así como las causas que los originan para su prevención. Estos problemas comunes algunos veces son los llaman riesgos de operación. Por otro lado existen riesgos internos que son imponderables y no pueden ser programados, que finalmente afectan los resultados de la intervención. Entre los problemas que más comúnmente suelen presentarse destacan la pesca y la molienda.

Pesca Es uno de los mayores problemas que afectan el desarrollo de la intervención en un pozo, pueden ocurrir por varias causas, siendo las más comunes las fallas de algún componente del equipo superficial, subsuperficial, accesorios de trabajo (llaves, cuñas etc.), y en algunos casos debido a operaciones mal efectuadas y descuidos humanos. Un problema de pesca se define como el conjunto de operaciones o procedimientos realizados dentro de un pozo con el objeto de remover o recuperar materiales,

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herramientas o tuberías que impiden o afectan el desarrollo secuencial durante la intervención del pozo. La mayoría de las herramientas de pesca están diseñadas para introducirse con tubería, estas operan con rotación y movimientos reciprocantes, o una combinación de ambos. La manera en la cual se atrapa o suelta un pescado, las bocas de los mismos, así como las condiciones de atrapamiento de estos, indicaran la herramienta de pesca adecuada para su recuperación, las cuales se clasifican dentro de los siguientes grupos: Pescantes de agarre exterior

Se fabrican para ser operados con rotación derecha o izquierda y en diferentes tipos de tamaños, pueden aplicarse a pescados sueltos o fijos. Dentro de este grupo están las tarrajas, pescantes y cortatubos exteriores. Los pescantes de agarre externo como los Bowen, utilizan cuñas de canasta o de espiral, la selección del tipo de cuñas depende de las condiciones de la boca del pez, permite poder soltarse cuando sea necesario, un requisito indispensable para el empleo de pescantes con cuñas de canasta es lavar la boca del pescado, además que el diámetro de la boca sea homogéneo. Varios tipos de guías de pescantes están disponibles en la actualidad, incluyendo zapatas guías, molinos de control, los cuales son empleados para guiar la boca del pescado hacia el interior del pescante.

Figura 4. Pescante de agarre exterior Bowen.

Tarrajas

Las tarrajas forman el segundo tipo de pescantes de agarre exterior, su uso se recomienda en pescados fijos y bocas irregulares, ya que para operarse se requiere

CUÑAS DE

ESPIRAL

TOP

SUB

MOLINO DE

CONTROL

GUIA DE

PESCANTE

CUÑAS DE

CANASTA

Page 15: Reparaciones Mayores

aplicar rotación y peso, con lo que se hace una rosca al cuerpo del pescado para su afianzamiento y recuperación. Una tarraja básicamente es un cilindro que en su interior tiene una cuerda ahusada o cónica, algunas en su interior aceptan el paso de herramientas de cable o línea acerada. Cuando el pescado es afianzado y no es posible su recuperación se puede recuperar la sarta de pesca tensionando hasta barrer las cuerdas o en su defecto hasta accionar la herramienta de percusión.

Figura 5. Tarraja convencional

Pescantes de agarre interior

Están compuestos por machuelos y arpones básicamente, son herramientas que penetran en el interior del pescado y que cuentan con un mecanismo o diseño de agarre interior. Los arpones, están diseñados para operar en tensión, tienen la particularidad de que al correrse en el interior del pescado las cuñas están en posición retraída, al posicionarse dentro del pescado el mecanismo de “J”, es operado con rotación izquierda de 2 a 3 vueltas por cada 1,000 m de profundidad, para expandir la cuñas y afianzar el cuerpo del pescado. Cuando el pescado no puede recuperares el arpón puede liberarse mediante la rotación derecha para retraer las cuñas. Machuelos

Son herramientas que en su exterior tienen una rosca cónica de un rango de menor a mayor diámetro, con un orificio en el extremo inferior para la circulación de fluidos, la construcción de las roscas puede ser a la derecha o izquierda, son empleados para

Page 16: Reparaciones Mayores

pescar en el interior de tuberías, su operación es semejante a la de tarrajas, ya que requieren de rotación y peso para afianzar el pescado.

Figura 6. Arpón de agarre interior y machuelo respectivamente.

Canastas

Estas herramientas se utilizan para agarrar materiales sueltos en el interior del pozo, tales como; cuñas de tubería, dados de llaves rotos, pedazos de cable, conos y baleros de barrenas. Canasta de circulación inversa.- Su diseño aprovecha la circulación inversa que produce el fluido de control cuando sale de la canasta en forma de jet, hacia el fondo del pozo para dirigirse hacia la parte interior de la canasta, arrastrando con ello los objetos por recuperar y quedando atrapados en el interior de la canasta, su operación inicia de 1 a 2 m arriba del fondo del pozo, con la circulación del fluido, posteriormente se aplica rotación y se baja hasta el fondo del pozo, para en ese punto aumentar el gasto de circulación, finalmente se suspende el bombeo y se lanza una canica metálica, cuando la canica llega a su asiento se aumenta el gasto y se proporciona rotación y peso (se recomienda de 60 r.p.m. y 1 a 2 ton de peso), se calcula el tiempo de circulación requerido, y se saca la canasta a la superficie.

1. Canasta chatarrera

• Trabaja cuando se reduce la velocidad del fluido, capturando el recorte.

• Captura los recortes que no pueden ser recuperados en superficie por

circulación.

• La reducción en la velocidad anular provoca que los recortes caigan dentro

de la canasta.

• Versiones para molienda y perforación disponibles (18” y 36”).

• Camisa removible para inspeccionar el cuerpo.

Page 17: Reparaciones Mayores

Figura 6. Canasta de circulación inversa y chatarrera convencional.

Molienda Si el objeto (pescado) dentro del pozo es imposible de recuperar se recurre a la molienda dentro del pozo. Esta no es más que moler el pescado para poder continuar con las actividades normales del pozo. Existen situaciones en que se requiere moler tubería ya cementada para realizar ajustes o reparar fallas. Herramientas de molienda Zapatas lavadoras.- Forman parte del aparejo de lavado de tuberías, esta es revestida en su parte inferior con tungsteno para moler sobre la boca del cuerpo tubular a pescar o moler las cuñas del empacador la forma y características de los cortadores y recubrimiento depende de la necesidad del lavado, del pescado por recuperar. Así pues existen zapatas para lavar en agujero descubierto y en el interior de pozos ademados, por lo que cada una cubre una necesidad especifica.

Figura 7. Zapata lavadora y su revestimiento de tungsteno.

Molinos

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El molino tiene aplicaciones diversas de molienda desde cemento hasta tuberías de perforación, están revestidos por carburo de tungsteno o metal muncher, se disponen con fondo plano, cóncavo y convexo, y con cuello de pesca y estabilizadores. Ejemplos de estos molinos son mostrados en la Figura 8.

Figura 8. Tipos de aletas de corte para los diferentes molinos.

Recomendaciones para molienda:

• Recorte largo en forma de hilos - Normalmente quiere decir peso insuficiente,

muy altas RPM.

• Recorte muy grueso y enrollado - Normalmente quiere decir que tiene

demasiado peso, muy bajas RPM.

• Es necesario variar las condiciones de peso y RPM para optimizar el tamaño

de los recortes

• Varíe el gasto para obtener una buena limpieza del agujero.

• Esté atento a los incrementos de presión, lo cual indicará que los recortes se

están empacando en el anular.

Molino Piloto Metal Muncher

• Para moler bocas de liner, colgador y liner.

• La nariz piloto sirve de guía y reduce la vibración.

• El diseño de las aletas y los cortadores están diseñados para generar recorte

pequeño.

• Las aletas y la guía tienen material endurecido para no perder el calibre

• Menos problemas de limpieza.

• Mantiene el pozo en diámetro mayor.

Page 19: Reparaciones Mayores

Figura 9. Molino Piloto.

Molino Watermelon y Molino String Mill

Utilizado para conformar TR o liners colapsados.

Cónico arriba y abajo para permitir el rimado.

También utilizado durante operaciones de apertura de ventana con cuchara.

Algunas veces es corrido con el escariador de TR para limpiar y calibrar el

diámetro interior. También pueden ser corridos dos molinos para ésta

aplicación.

Figura 10. Molino Water Melon.

Molino Blade Mill y tipo Piraña Utilizados para moliendas agresivas como tuberías y empacadores, el material de ataque son pastillas de carburo de tungsteno mejorado, llamado metal mucher ,que es de patente de la compañía Baker.

Page 20: Reparaciones Mayores

Figura 11. Molinos de metal muncher para aplicaciones de molienda agresiva.

Recomendaciones de operación Para evitar riesgos innecesarios y éxito en la molienda se recomienda lo siguiente.

• El diámetro del molino debe ser la medida del drift de la TR.

• El diámetro de las aletas deberá tener como tolerancia 1/8” menor al drift.

• Para molienda de tubería y empacadores usar molinos de pastillas de

tungsteno por sus estadística de mayor avance.

• Para moler y afinar una longitud corta de TP, utilice un molino semiconcavo de

tungsteno.

• Considere la colocación de motor de fondo para pozos con alta desviación.

• Considere la colocación de DC’s adicionales para dar peso en pozos

direccionales.

• Antes de moler verifique pesos, sarta flotada, sarta flotada-rotando y verifique

cuando este con peso sobre el pez.

• Verifique la cantidad, peso, tipo de recorte, para confirmar la longitud molida

con el material recuperado.

• Cambie condiciones de peso, RPM, gasto, si no coincide la longitud molida

con el recorte recuperado.

• Corra baches de de limpieza en forma periódica.

• Coloque canastas de cuello reforzado sobre el molino como recuperadora de

recortes.

• En pozos direccionales considere el arrastre hacia arriba y abajo, para corregir

el peso sobre el molino.

Page 21: Reparaciones Mayores

Apertura de ventana con cortador de tubería o molinos de sección El principio básico de operación de estas herramientas es la presión hidráulica de circulación y rotación; poseen la ventaja de que al aplicar presión se pueden localizar los coples de la tubería de revestimiento, con lo cual es posible efectuar el ajuste de la profundidad por cortar.

Para su operación en campo, se aplica rotación y se mantiene una presión de circulación constante, previamente determinada. La presión de bombeo ejerce una fuerza que mantiene las cuñas abiertas, hasta terminar el corte. Cuando esto sucede se observa una disminución de presión y la molienda continúa aplicando el peso requerido hasta moler la sección de tubería deseada. La figura 26 presenta un diseño de sarta típica para la apertura de ventana empleando cortadores de tubería.

Procedimiento operativo para apertura de ventanas con corta tubo

a) Anotar las dimensiones de la herramienta cortadora de tubería en la bitácora de operación del equipo.

b) Conectar a la sarta de molienda de acuerdo con el diseño típico mostrado en la figura 26. Considerar el número de lastrabarrenas (drillcollars), suficientes para proveer del peso requerido para la molienda.

c) Probar hidráulica y mecánicamente en superficie, la apertura y cierre de las cuñas del cortador de tubería.

d) Bajar la herramienta con la tubería de perforación necesaria hasta la

profundidad programada.

e) Iniciar el bombeo con el gasto requerido para la operación de la herramienta y localizar el cople de tubería de revestimiento a la profundidad de apertura de la ventana.

f) Levantar la sarta de 3 a 4 m arriba del cople de la TR donde se desea abrir la

ventana, marcar la tubería de perforación como la profundidad de inicio de la ventana.

g) Verificar el peso de la sarta hacia arriba y hacia abajo y estática, además de

las r.p.m.

h) Con la herramienta situada a la profundidad de inicio de ventana, aplicar rotación a la sarta incrementando paulatinamente, hasta 100 a 120 r.p.m.

Figura 4. Diseño de sarta típica

para una apertura de ventana.

Page 22: Reparaciones Mayores

i) Iniciar el bombeo incrementando lentamente hasta alcanzar 400-500 gpm.

j) Verificar el torque de la tubería, lo cual indicará que el corte está iniciando.

Una vez que disminuya, será la señal que el corte se ha realizado.

k) Iniciar la molienda o desbaste de la TR con una carga de 1 a 2 ton de peso sobre los cortadores. Se debe evitar cargar mayor peso pues puede dañar el desempeño de los cortadores.

l) Anotar el avance metro a metro y tomar en cuenta el tiempo de atraso para la

recuperación del corte de acero. Si la recuperación de recorte en superficie no corresponde al volumen de acero molido con respecto al avance, es recomendable suspender la molienda y circular el tiempo necesario para limpiar el pozo y continuar con la ventana.

m) Verificar los parámetros de molienda (peso sobre cortadores, gasto, ritmo de

molienda, tiempo de los últimos tres metros molidos).

n) Una vez que se haya cubierto la longitud requerida de ventana (normalmente de 20-30 m), circular el tiempo necesario para garantizar la limpieza de la ventana.

o) Sacar la herramienta y revisar sus cortadores en superficie. Es posible que

durante la operación se requieran viajes de limpieza con tubería franca. Esto dependerá del comportamiento reológico del lodo y del avance de la molienda.

p) Colocar un tapón por circulación de

cemento como apoyo a la sarta navegable para desviar el pozo, de acuerdo con el procedimiento y cálculos ya especificados. Este deberá cubrir por lo menos 20 m arriba del punto de inicio de la ventana.

q) Sacar la sarta de trabajo a superficie, y en la espera de fraguado armar la herramienta desviadora de acuerdo con la figura 27.

Figura 5. Sarta navegable típica para la

construcción de ángulo para perforar en dirección.

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Reentradas Cuando termina la vida productiva de un pozo y existen zonas del yacimiento aun sin drenar se puede aprovechar la infraestructura existente, tales como el estado mecánico, localización etc., para abrir una ventana en el pozo y redireccionar este hacia las zonas sin, esta opción obviamente resulta mas barata que la de perforar pozos intermedios. La profundidad de apertura de una ventana corresponde al punto de inicio de desviación y depende básicamente de los requerimientos planteados en el objetivo de la intervención, tales como desplazamiento, coordenadas, profundidad vertical desarrollada, etc.

Figura 6. Redireccionamiento del pozo a través de una ventana.

Una vez que se tiene definido el punto de inicio de la desviación el siguiente paso es decidir la forma de abrir la ventana, en la actualidad existen varias técnicas para llevar a cabo esta operación, las cuales dependen básicamente de las condiciones de pozo.

Recomendaciones para apertura de ventana

Tomar registros de adherencia de cemento y desgaste de tubería Requerimientos de diámetro de agujero y tubería de explotación. Verificar gradientes de formación para diseño de asentamientos nuevos. Planear la densidad de las zonas considerando zonas de baja presión.

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Orientar la cuchara para salir hacia el punto u objetivo.

Técnicas de apertura

Cortador de tubería hidráulico

Cuchara mecánica

Figura 7. Cortador de tubería interno

Figura 8. Cuchara empleada con sarta de molienda accionado para la apertura de ventanas

hidráulicamente.

Cortador hidráulico El principio básico de operación de estas herramientas es con la presión hidráulica de circulación y rotación, poseen la ventaja al aplicar presión se pueden localizar los coples de la tubería de revestimiento, con lo cual se puede efectuar el ajuste de la profundidad a cortar. Para su operación en campo se aplica rotación y se mantiene una presión de circulación constante, previamente determinada.

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La presión de bombeo ejerce una fuerza que mantiene los cortadores o cuchillas abiertas, hasta terminar el corte, cuando esto sucede se observa una disminución de presión, la molienda continua aplicando el peso requerido hasta moler la sección de tubería deseada, la figura siguiente presenta un diseño de sarta típica para la apertura de ventana empleando cortadores de tubería.

Figura 9. Diseño de una sarta típica con cortador hidráulico

Cuchara desviadora La apertura de ventanas con herramientas desviadoras tipo cuchara difiere del empleado con cortadores de tubería. Sin embargo, las consideraciones mencionada anteriormente también son validas aquí, básicamente, las diferencias radican en el procedimiento operativo aplicado para la apertura de la ventana, debido a que se requieren herramientas adicionales, como son un empacador para cuchara, la cuchara misma y los molinos necesarios para la apertura de la ventana (iniciador o started mill, molino ventana o window mill, molinos sandia o Watermelon). La figura siguiente, presenta los esquemas de dichas herramientas.

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Empacador Cuchara Molino inciador Water Taper Window de apoyo desviadora o Started Mill Melon Mill Mil

Figura 10. Herramientas utilizadas para la apertura de ventana.

Procedimiento

Escariar el pozo cuando menos 50 m debajo de la profundidad de anclaje del empacador.

El anclaje del empacador para la cuchara, este puede llevarse a cabo con unidades de registros geofísicos o con la tubería de trabajo, sin embargo se recomienda en lo posible hacerlo con la unidad de registros, debido a que la operación se realiza mas rápido.

Figura 11. Anclaje del empacador base de cuchara

Tomar un registro giroscópico para ubicar el pozo de acuerdo a las

coordenadas objetivo planteadas, además de tomar la impresión de la guía del empacador para orientar la cuchara en superficie.

Armar y orientar la cuchara en superficie, con el molino iniciador y la sarta de trabajo midiendo cada uno de sus componentes, anotar dichas medidas en la bitácora de operación del equipo.

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Bajar la cuchara a la profundidad del empacador, a una velocidad de introducción constante, evitando en lo posible los frenados bruscos de la tubería al sentarla en cuñas, para hacer la conexión.

Verificar los pesos de la sarta hacia arriba, hacia abajo y estática, 50 m antes de llegar a la profundidad del empacador.

Efectuar el ajuste y enchufar la guía de la cuchara dentro del empacador.

Cargar peso a la misma (Normalmente se requiere de 8 a 10 ton), para romper el perno de sujeción del molino iniciador con la cuchara. La figura siguiente muestra una ejemplificación del proceso de ruptura del tornillo de sujeción en el anclaje de la cuchara.

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Levantar el molino iniciador (se recomienda de 1 a 2 m arriba de la cuchara y marcar la profundidad en la tubería.

Conectar la flecha e iniciar la circulación de fluidos y rotación de la herramienta de acuerdo a las condiciones determinadas previamente.

Operar molino iniciador sobre la tubería de revestimiento y la cuchara mas menos 1 m, el objeto es marcar la tubería y hacer huella para operar el molino ventana.

Sacar molino iniciador a superficie, armar y meter el molino ventana, junto con los molinos sandias, para abrir y conformar la ventana.

Una vez realizada la ventana el siguiente paso es el cambio de sarta por una navegable similar para construir el ángulo requerido y direccionar el pozo hacia el rumbo establecido. La figura siguiente presenta una ejemplificación de dicho proceso. Figura 12. Perforación hacia el objetivo después de abrir la ventana

Fuentes bibliográficas y direcciones de Internet

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2. Halliburton (2007). Perforación y terminación de pozos [en línea]. http://www.halliburton.com/public/landmark/contents/Brochures/web/H05997S.pdf. 04/06/2012.

3. PEMEX (2008). Ingeniería de diseño: curso de Terminación. 04/06/2012. 4. Scribd (2008). Curso de terminación de pozos [en línea].

http://es.scribd.com/doc/19226740/Curso-Terminacion-de-Pozos. 04/06/2012. 5. Ramos, R. E. (2002). CURSO DE REPARACION Y MANTENIMIENTO DE

POZOS. Recuperado el 7 de Junio de 2012, de http://es.scribd.com/jchilon640/d/48909836-reparacion-de-pozos