5. 5.1 Procedimiento de cierres de pozos y
prevención atención de emergencias.
Todos los flujos deben ser reconocidos como reventones potenciales y cuando se tenga la duda sobre si el pozo
está fluyendo o no, cierre el pozo.
La disciplina establecida dentro de la plataforma es fundamental para un control durante los momentos de
emergencia.
Los procedimientos varían de acuerdo al caso que se presente para cada pozo en particular, dependiendo la
operación por efectuar y los equipos que se dispongan. Existen varios métodos y técnicas, los cuales se aplican a
situaciones específicas. Los procedimientos para cierre de un pozo son esenciales para evitar reventones. Es decir
las actividades asignadas a la cuadrilla de trabajo son instrucciones que tienen como líder de los mandos
inmediatos y de ciertos factores que deben considerarse para cada operación por ejecutar. Una vez que se haya
detectado una sugerencia, el pozo debe ser cerrado lo más pronto posible.
Las razones para el cierre del pozo son:
Proteger al personal y al equipo de perforación.
Evitar el ingreso de fluidos de formación en el pozo.
Permitir que se determinen las presiones de cierre.
Proveer la oportunidad de organizar el procedimiento de controlar o ahogar el pozo.
6. Básicamente, cuando un kick se ha detectado:
• La sarta se tiene que asegurar.
• BOP se tiene que cerrar.
• Manifold del estrangulador/control tiene que estar alineado.
• Evaluar las presiones.
• Realizar un plan de matado/control de pozo.
• Reestablecer el control del pozo.
Parar la rotación, sonar alarma.
Levantar del fondo.
Librar la válvula inferior del Kelly / sustituto espaciador.
Espaciar para que la junta de tubería no estén en enfrente de un ram
Parar bombas.
Verificar flujo.
Abrir válvula/línea de BOP al manifold del estrangulador.
Cerrar BOP. Asegurar que estrangulador este cerrado.
Confirmar que flujo ha parado.
Empezar a registrar Presión de Tubería (SIDPP) y Presión de Revestidor (SICP), haciéndolo a intervalos
regulares (ej. cada minuto).
Registrar ganancias en los tanques.
Notificar el Supervisor
PROCEDIMIENTO DE CIERRE ESTANDO EN EL FONDO
7. Parar movimiento de tubería (la junta debe estar al
nivel de fácil acceso), poner cuñas, y sonar la alarma.
Con la válvula abierta, instale la Válvula de Seguridad
de Apertura Total (FOSV, a veces llamada “TIW” o “Válvula de Seguridad”). Cuando este enroscada, ciérrela.
Verificar flujo.
Cerrar BOP.
Abrir válvula/línea de BOP al manifold del estrangulador.
Asegurar que estrangulador este cerrado.
Confirmar que flujo ha parado.
Levantar y enroscar kelly, abrir FOSV. Instale en el TOP Drive un tubo de perforación corto o un simple para fácil
acceso en el piso.
Empezar a registrar Presión de Tubería de Cierre (SIDPP) y Presión de Cierre de Revestimiento (SICP),
haciéndolo a intervalos regulares (ej. cada minuto).
Registrar ganancias en tanques.
Notificar el Supervisor
PROCEDIMIENTO DE CIERRE DURANTE VIAJE.
8. PROCEDIMIENTO DE COLGADO.
Realice un espaciamiento.
Asegure que un TJ (junta de tubería) no esté en la cara del ariete.
En equipos de perforación flotantes puede ser difícil saber exactamente donde esta el TJ.
Observe el flujo, aceite a la BOP y el regulador de presión del anular.
Tire lentamente de la tubería hasta que se note un aumento en el indicador de peso ( es porque TJ esta pasando
por el anular), luego el observe de flujo de aceite a la BOP este debe aumentar para cerrar el anular después
que el TJ lo atraviesa.
Una vez que el espaciamiento de TJ se sabe, cierre los rams
Lentamente baje la sarta hasta que llegué el TJ en contacto con el ram
Observe el Indicador de Peso para la disminución.
Active mecanismo de traba del ram (si no es automático).
9. CIERRE DE REVESTIMIENTO / CEMENTACION
Antes de correr el revestimiento:
En la BOP se debe cambiar los rams por los de revestimiento y probarlos antes de correr un revestimiento. El
regulador de la Presión Anular se tendrá que reducir para prevenir colapso del revestimiento.
Una cabeza de circulación con una válvula de alta presión/bajo torque se debe instalar en la cabeza de
cimentación y posicionada cerca de la mesa rotatoria, instalarla tan pronto como la BOP se ha cerrado.
Debe haber un paso del revestimiento a la sarta en equipos de perforación flotantes permitiendo que la sarta sea
colgada cuándo necesario. Cierre de Revestimiento/Cementación
Si se utiliza rams de revestimiento durante cierre, asegurarse que no se encuentre un TJ a través de la cara del
ram
Cierre BOP (ram de revestimiento o anular, según procedimiento).
Instale cabeza de cementación.
Nota: El diámetro interior de la sarta generalmente es cerrado primero porque es el más pequeño y muy
vulnerable.
Cuando se corre el revestimiento, y en algunas aplicaciones de pozos pequeños y workover, el diámetro más
pequeño es a normalmente el anular. En este caso, el diámetro más pequeño del anular se debe cerrar primero
10. PROCEDIMIENTO DE CIERRE DURO O BLANDO
Depende de la posición de Estrangulador
Cierre Duro se prefiere porque:
Rápido, Minimiza el volumen del Kick.
El Estranguladores cerrado por lo que se previene mayor entrada de influjo.
Use los procedimientos política de la compañía.
Después del cierre del pozo:
Verifique línea de flujo.
Verifique manifolds
Verifique líneas al BOP.
Verifique la BOP.
Verifique las válvulas de seguridad y la del kelly
Monitorea la área alrededor de la BOP por burbujeo
No debe de haber flujo.
Nota: cualquier flujo puede incrementar rápidamente y erosionar el equipo resultando en complicaciones. Personal
debe verificar los detectores de gas.
Equipo de perforación costa fuera deben de poner observadores por cualquier signo de gas.
VERIFICACION DEL CIERRE
12. 5.2 Métodos de control.
El objetivo de todos los métodos de el control de pozo es evitar
accidentes, estos métodos son esencialmente similares. Todos
permiten que circule el fluido al interior del pozo mientras se
domina la formación y para evitar la perdida de circulación. La
diferencia entre estos mecanismos de control está en si se
aumenta el peso de fluido o no y la cantidad en que aumenta.
Para la elección del método a usar, se deben tomar en cuenta
factores como la presión, la surgencia y el tipo de equipo ya
que si se utiliza un método incorrecto o arriesgado pueden
ocurrir complicaciones y reventones.
Es importante también recordar que cada pozo es único, por lo
que se deben elaborar los planos de control y un plan de
contingencia aplicable a cada caso.
13. 5.3 Control de pozos (métodos
convencionales).
Existen diferentes métodos de control de pozos, estos se pueden aplicar durante la perforación, terminación e
intervención. Por lo tanto, es importante presentar en este capítulo algunos procedimientos para el control de un pozo.
En primera instancia, el control de pozos radica en tener la presión del fondo del pozo constante, durante la entrada de
los fluidos hasta su desalojo. Para que esto ocurra, nosotros deberemos identificar la entrada de ellos visualmente y
enseguida cerrar el pozo utilizando nuestro equipo de control superficial. Una vez cerrado el pozo, nosotros podemos
tomar el control sobre el pozo y será más fácil tener la presión del fondo del pozo constante.
Los principales métodos de control de pozos que mantienen una presión constante en el fondo del pozo son:
• El método del perforador.
• El método de densificar y esperar.
• El método concurrente.
Estos métodos tienen como objetivo aplicar una presión constante en el fondo del pozo, para desalojar el brote, hasta
que se obtiene el control total sobre el mismo. Cada método de control del pozo tiene sus propias ventajas y
desventajas por lo que se recomienda identificarlas, a fin de aplicar el método adecuado cuando se presente un brote
en el pozo.
14. 5.4 Método practico (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
15. METODO DEL PERFORADOR .
Este método de control del pozo emplea una técnica en la que se circula el fluido de perforación para sacar el
influjo (gas y petróleo) fuera del pozo.
El método del perforador es ideal para ser aplicado durante las maniobras, ya que una vez que se vuelve al
fondo del pozo, la columna de fluido en el espacio anular circula y quita el influjo.
También es idóneo para ser aplicado en momentos en los que no se dispone de material químico densificante
para incrementar la densidad del lodo de perforación.
Es conveniente aplicar el método del perforador en operaciones de perforación, rehabilitación de pozos donde
sean limitados equipos y personal.
No es aconsejable aplicar el método del perforador en aquellos pozos donde se anticipa o se espera habrá una
pérdida de circulación, ya que las presiones que se manejan en el fondo del pozo con este método son muy altas
y puede llegar a fracturar la formación, ocurriendo así una pérdida de circulación de fluido de perforación.
16. El método se resume como sigue:
1. Se cierra el pozo, mediante las técnicas de cierre suave o cierre duro, dependiendo de la operación que se
esté ejecutando en el momento.
2. Se registran las presiones de cierre en la tubería de perforación (SIDPP) y de cierre de tubería de
revestimiento (SICP), ya estabilizadas.
3. Circular y sacar el fluido invasor (surgencia) del pozo. Para circular el pozo con el fluido existente en el pozo,
es necesario seguir unos lineamientos de aperturas y cierres de válvulas, donde se alineará la línea del
estrangulador y se abrirá la válvula HCR, para ello invito a observar y escuchar el video al final de la
explicación de los métodos.
4. Al culminar de circular el pozo y sacar el influjo, se dispone a cerrar el pozo por segundo vez, siempre está
controlando que las presiones de cierre no superen la máxima presión admisible en superficie (MAASP). El
cierre del pozo por segunda vez se debe realizar aplicando la misma metodología del primer cierre.
5. Si se determina si el fluido de perforación existente en el pozo genera una presión menor que los fluidos de la
formación, entonces se procede a aumentar la densidad del fluido existente, o en su defecto se prepara un
fluido con mayor densidad y se reemplaza por el existente en el pozo.
6. Se circula el pozo por segunda vez, esto con la intención de sacar un nuevo influjo que haya podido quedar
en el pozo. Esta segunda circulación se realiza sea con el mismo fluido, esto en caso de que el lodo tenga la
densidad suficiente como para generar una presión mayor que los fluidos de la formación, o se puede circular
con un lodo más pesado que se haya preparado para la segunda circulación del lodo
20. 5.5 Importancia de la operación del estrangulador.
La importancia del estrangulador dentro del sistema de
producción radica en que una cantidad considerable de la caída
de presión total ocurre en el estrangulador. Un estrangulador
puede desacoplar el sistema de producción de superficie del
yacimiento o de un dominio particular de este, cambiando las
características del sistema completo.
La mayoría de los pozos productores o fluyentes cuenta con algún tipo de restricción en la superficie,
como lo es un estrangulador superficial instalado cerca del cabeza del pozo para controlar los gastos de
producción (en las cantidades deseadas) y/o las presiones corriente abajo.
Un estrangulador es una herramienta cuya función es la de restringir el paso de un fluido bajo presión,
con el objeto de controlar el gasto del pozo en las cantidades deseadas y con esto:
• Ejercer la contrapresión suficiente para evitar la entrada de arena en el pozo la conificación de agua
• Conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación más lenta de su presión.
• Proteger el equipo superficial y subsuperficial.
21. El método de densificar y esperar también es conocido como el método del ingeniero o el método de una
circulación. Este método, en teoría, mata al pozo durante una circulación. En la siguiente imagen, figura 4-10,
podemos visualizar el método del ingeniero basándonos en el modelo del tubo en U, de esta forma podemos
analizar paso a paso el comportamiento de este método.
Una vez que se cerró el pozo y se estabilizaron las presiones, la presión registrada al cerrar la tubería de
perforación es utilizada para calcular la densidad del fluido de perforación para matar el pozo. El procedimiento de
incrementar la densidad del fluido de perforación se realiza en las presas del mismo. Cuando está listo, el fluido de
perforación que controlara al pozo es bombeado a la tubería de perforación. Al comenzar el proceso, debemos
aplicar una presión suficiente en la tubería de perforación para poder hacer circular el fluido de perforación,
además, debemos considerar la presión con la cual cerraremos la tubería de perforación. Esta presión disminuye
constantemente hasta que el fluido de perforación llega a la barrena. La presión requerida es simplemente la
necesaria para bombear el fluido de perforación que controlara al pozo.
5.6 método de densificar y esperar
22.
23. A continuación están los procedimientos para Esperar y Densificar:
Se cierra el pozo después del amago.
Se registran las Presiones de la Tubería de perforación (SIDPP) y la Tubería de revestimiento (SICP)
estabilizadas.
Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control.
Cuando las piletas activas están densificadas, empieza la circulación.
Se sigue una tabla de presión de circulación, versus el volumen de fluido bombeado de control por el pozo.
Clasificación Los métodos de control se clasifican en:
El método del perforador
El método de esperar y densificar
El método de concurrente Método de espera y pesa
Densificar el lodo al KWM y completar la hoja de control
Circular KWM a la broca siguiendo la curva de declinación.
Circulara KWM a la superficie manteniendo la “presión final de circulación” en el DP (Tubería)
Método Espera y Pesa
Cuando el pozo está lleno de KWM, Cierra el pozo
Revisar en caso queden presiones remanentes.
Si la presión en superficie es “cero”, revisar el choke posible flujo por fractura. Si no fluye, abrir el BOP
cuidadosamente.
Circular una vuelta
24. Si queremos utilizar este método para el control de un influjo, se inicia la circulación con la PIC (presión inicial de
circulación) y se empieza a adicionar barita al sistema de lodos hasta alcanzar la densidad de control. Lo que
significa que aumentamos la densidad del lodo mientras circulamos. El método aplica un incremento gradual en la
densidad del lodo hasta que el influjo es desalojado a la superficie, por lo cual requeriría varias circulaciones hasta
completar el control del pozo.
5.7 método concurrente
25. PROCEDIMIENTO DEL MÉTODO CONCURRENTE
1. Registrar las presiones en la tubería y en el espacio anular (PCTP y PCTR).
2. Iniciar el control a una presión reducida de circulación y mantener PIC constante, hasta totalizar
las emboladas necesarias del interior de la sarta de perforación hasta la barrena.
3. El operador del estrangulador debe controlar y registrar las emboladas de la bomba y graficar en
una tabla la nueva densidad a medida que se va densificando.
4. Cuando llegue a la barrena, se determina circular un fluido más denso hasta el fondo del pozo;
registrando todas las variaciones de densidad del fluido para ajustar las presiones en las tuberías.
5. Al llegar hasta la barrena el lodo con densidad calculada, se tiene la PFC, por lo que se deberá
mantener constante la presión hasta que el lodo densificado salga asuperficie.
5.7 método concurrente
26.
27. 5.8 Pozos horizontales y alcance extendido.
Tipos de Pozos Horizontales.
Los pozos horizontales se pueden dividir en cuatro categorías generales, basadas en su curvatura de vertical a
horizontal:
Pozos de radio ultra corto: Tienen un radio de curvatura entre 1 y 2 pies. Sus ángulos de levantamiento son
en consecuencia entre 45 y 60 grados por pie. Las secciones horizontales son de aproximadamente 100 pies.
Pozos de radio corto: Tienen un radio de curvatura de 30 a 45pies. Sus ángulos de levantamiento son en
consecuencia muy grandes, tanto como 1 a 3 grados por pie. Las secciones horizontales son relativamente
pequeñas (100-150pies).
Pozos de radio medio: Tienen un radio de curvatura que oscila entre 300 y 700 pies, y ángulos de
levantamientos entre 8 y 35 grados cada 100 pies. Requieren de equipo de perforación articulada especializada.
Estos pozos pueden ser registrados y entubados.
Pozos de radio largo: Usan equipos de perforación estándar para alcanzar ángulos de levantamiento de 1 a 7
grados por cada 100 pies. Su radio de curvatura oscila entre 1000 y 3000 pies. El diámetro de los pozos son de
la misma magnitud que en los pozos verticales. La configuración de sus secciones horizontales llega a tener
longitudes de 4000 a 6000 pies.
28. Diagrama esquemático
de trayectoria de un
pozo horizontal en
arenas de poco espesor
en arenas no
consolidadas al
occidente de Venezuela.
29. Yacimientos con empuje de agua o capa de gas: Uno de los factores más importantes que limita la producción
de petróleo mediante pozos verticales cuando existe un acuífero o una capa de gas asociada al yacimiento es la
tendencia de estos fluidos a invadir la zona productora del pozo. En estos casos debe completarse en una
distancia de los contactos que evite la temprana irrupción de los fluidos por efecto de la conificación. Un pozo
horizontal tiene un mayor contacto con la formación por lo que la caída de presión para una producción dada es
menor que en un pozo vertical, lo cual reduce la tendencia del agua o gas a sufrir conificación.
Yacimientos naturalmente fracturados: Existen yacimientos que están penetrados por fracturas verticales o
aproximadamente verticales. Si se quiere obtener una alta productividad es necesario que exista una conexión
entre el pozo y las fracturas; esto es difícil de lograr con un pozo vertical, sin embargo, si un pozo horizontal es
perforado con el ángulo correcto hacia los planos de la fractura, puede proporcionar el contacto con múltiples
fracturas.
Recuperación mejorada de crudo: Los pozos horizontales han sido usados en procesos de recuperación
mejorada de crudos, especialmente en procesos de recuperación térmica. Un pozo horizontal proporción a una
mayor área de contacto con la formación y por lo tanto mejora la inyectividad como pozo inyector. Esto es muy
importante cuando se trata de yacimientos de baja inyectividad.
Perforación de localizaciones inaccesibles: Un pozo horizontal constituye la mejor opción cuando el objetivo
se encuentra justo bajo zonas urbanas, industriales o áreas para las cuales las actividades de perforación
representan un riesgo ambiental
30. Formaciones con baja permeabilidad: No deben
ser considerados para completar pozos horizontales
las formaciones homogéneas con permeabilidades
mayores a 10 milidarcys. Para formaciones
heterogéneas, la permeabilidad
vertical afecta la productividad, estas formaciones so
n las únicas con permeabilidad direccional, ejemplos
de estos yacimientos incluyen los carbonatos, barras
de canal y yacimientos fracturados.
Reducción del número de localizaciones: Otras
aplicaciones de los pozos horizontales es reducir
costos en zonas donde se requiere minimizar el
número de pozos para drenar un volumen dado del
yacimiento.
31.
32. 5.9 Método de lubricar y purgar
El Método de Lubricación y Purga es usado cuando el fluido de kick llega hasta la cabeza de pozo. Este se
considera como una extensión de el Método Volumétrico, generalmente operaciones de reparación usan la
técnicas de Lubricación y Purga mas seguido, cuando están tapadas, tubería o tubería arenada, o la circulación no
es posible.
En este método, el fluido es bombeado hacia el pozo por el lado del anular y se debe permitir suficiente tiempo
para que el fluido caiga debajo de el gas y el volumen debe ser medido con precisión para que el aumento de la
presión hidrostática deba ser calculada. Este aumento de valor después va ha ser purgado al la superficie.
Los principios del método lubricar y purgar
La lubricación de gas es el proceso que consiste en retirar el gas de la parte superior de los preventores mientras
se mantiene una presión de fondo constante.
La lubricación constituye un proceso apropiado para pozos onshore, pero también el proceso dinámico del gas
puede utilizarse para ventear el gas que se encuentra por debajo de un preventor submarino.
La lubricación puede utilizarse para reducir presiones o retirar gas de la parte inferior de los preventores de
superficie previo a una operación de stripping o después de implementar el procedimiento volumétrico para el
control del gas migrante.
33.
34. 5.10 Método de regresar fluidos contra formación
(bullheading)
Este método consiste en bombear contra formación la capacidad de la o las tuberías de la sarta de perforación o a
través de un aparejo de producción o sarta de perforación.
El método se lleva a cabo cuando no hay obstrucciones en la tubería y puede lograrse la inyección de los fluidos del
pozo, dentro de la formación sin exceder ningún limite de presión. Se desplaza todo el volumen en el interior de la
tubería con la cantidad necesaria de un fluido de perforación o un fluido de reparación.
Durante la etapa de perforación de un pozo, cuando se presenta un brote y depende las condiciones; puede utilizar
esta técnica. Como es el caso de un brote con fluidos de ambiente amargo y corrosivo (H2S o C02); donde luego de
efectuar el cierre del pozo, analizar la situación y tomar la decisión a seguir; sea recomendable volver a los fluidos
contra formación (Bullheading) en lugar de sacarlos a la superficie y los consiguientes riesgos a la instalación del
equipo y los trastornos respiratorios para el equipo de trabajo
35. PROCEDIMIENTO
1. Determinar las presiones de las tuberías con el pozo cerrado, TP y TR
con su límite de cada una a la presión interna.
2. Tener los cálculos de volúmenes que se pretenden bombear. Elaborar
una hoja de control de brotes con su cédula de trabajo contra el total
de emboladas para desplazar los fluidos hasta el extremo de la tubería
o la barrena.
3. Al iniciar la operación, la bomba debe superar la presión del pozo, la
cual podrá ser mayor que la presión en la tubería de perforación al
cerrar el pozo (PCTP). A medida que la presión reducida de
circulación está inyectando contra formación la lectura en el
manómetro, disminuirá conforme el fluido de control se acerca a la
formación.
4. Al llegar el fluido a la formación, al no ser del mismo tipo del brote,
causará una resistencia a la inyección contra formación,
incrementando la presión de bombeo.
5. Cuantificar el total de emboladas y parar la bomba.
Componentes de la Presión de
Bombeo.
36. 5.11 Método de control dinámico
Se aplica este método en casos especiales, cuando por alguna causa no se puede estrangular la descarga de
un pozo o controlarlo por medio de otro pozo de alivio. El método utiliza las pérdidas de presión por fricción y la
presión hidrostática de un fluido de control, el cual es bombeado por la sarta de trabajo en el fondo del pozo de
alivio hasta el pozo que fluye descontrolado; permitiendo el uso de fluidos ligeros de control dinámico que son
sustituidos posteriormente por otro adecuado que controle la presión de formación. La velocidad del fluido
inyectado deberá ser suficiente para que la suma de las caídas de presión por fricción y la columna hidrostática
excedan la presión de formación. Esta velocidad debe sostenerse hasta que el fluido de control de mayor
densidad estático desplace al fluido de control dinámico más ligero. Este método antes de aplicarlo, involucra
efectuar una serie de cálculos porque la presión de fondo es bastante difícil de predecir. Por lo que solamente
personal con experiencia, altamente calificado, certificado y familiarizado con este método deberá utilizarlo con
las limitaciones que en cada pozo en particular se presenten
37. CIRCULACION INVERSA: Al efectuar un control de
pozo con la técnica de Circulación Inversa como su
nombre lo indica es lo opuesto a una circulación
directa. La bomba es preparada para bombear por el
interior del espacio anular de la TR y el retorno es a
través de la tubería hacia el múltiple de estrangulación.
Para su aplicación los principios son los mismos a
cualquier método de presión de fondo constante. Para
este caso no se establecen ni presiones, ni régimen de
circulación. Durante la operación se atiende el
manómetro de la TR para controlar la presión de fondo
del pozo. Al aumentar la bomba de lodos se determina
estabilizar la presión de fondo y se establece una
determinada presión de circulación. Ahora la
contrapresión se ejercerá por la tubería de perforación
por medio del estrangulador correspondiente.
5.11 Método de control dinámico
38. 5.12 Equipo Snubing.
¿QUÉ ES UNA UNIDAD DE SNUBBING?
Es una “herramienta de intervención” que permite “con presión en boca”, introducir o extraer del pozo Cañerías y
Herramientas, sin necesidad de ahogarlo o cuando el ahogo no es posible. También cuando se quiere evitar el
daño a la formación, capa o zona productiva, y/o acelerar la puesta en producción del pozo.
En las operaciones sin ahogue (con el pozo vivo o con presión en la boca), se debe soportar mecánicamente y
con mordazas, la fuerza de empuje hacia arriba, provocada por la presión ( Modo Empuje o Ligth ). Esa presión
también debe ser empaquetada hidráulicamente mediante RAMs especiales (Strippers). Así es como trabaja esta
herramienta, que al introducir o extraer la cañería, se complementa cegándola por dentro. Pero a diferencia de las
otras “herramientas actuales de uso” como son el Coiled Tubing, el Wire Line o el Slick Line, esta herramienta
maniobra Casings y Tubings, y lo hace tanto en introducción o extracción y de a un solo tramo o caño.
39. Su única limitación es la extracción de las barras espiraladas
del perforador, eso en el caso de una operación no
planificada o de emergencia. Para definir el montaje, una
limitación, podría ser el tamaño de la torre (espacio reducido
o altura insuficiente), la que se bajaría y montaríamos como
Workover y ya no dentro del Perforador mismo.
No son limitantes: la presión, los diámetros, las roscas, los
diseños de completacion (BHA:Bottom Hole Asembly) o las
maniobras de rotación a realizar en cualquier intervención,
por mas difícil, complicada, lenta o peligrosa, que ella sea.
Otra característica de la Unidad, es que todo se monta sobre
la brida del pozo, y a la altura que la planificación previa a la
intervención, lo requiera. Cargando los esfuerzos a la boca de
pozo o también se la puede distribuir sobre una base si hay
dudas de la integridad, o fuertes vientos, u otras necesidades
especiales de maniobra. Se pueden intervenir pozos nuevos
o viejos, hasta corroídos por CO2 o H2S.
Con la boca de pozo en altura, con presión, e hidrocarburos
en juego, solo resta ser muy cuidadoso con el personal y el
medio ambiente y completar el trabajo. Obviamente, todo sin
perder producción por retrasos, o daño a la formación!
