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Eni Corporate University
WORKOVER
Curso de Well Control para actividades de Workover
10/2005
San Donato Milanese
G R O U P

Indice
1. INTRODUCCION 7
1.1. COMPLETACIÓN DE POZOS 7
1.1.1. Equipo de completación 8
1.1.2. Tipos de completación 9
1.2. ACTIVIDADES DE WORKOVER 9
1.2.1. Operaciones de Workover 9
1.2.2. Fluidos de completación y workover 10
1.3. BARRERAS PRINCIPALES Y SEGURIDAD 11
1.3.1. Barreras hidráulicas y mecánicas 11
1.3.2. Barreras temporales y permanentes 12
1.3.3. Barreras en diferentes situaciones operativas 14
2. EQUIPO 15
2.1. BRIDAS DEL CABEZAL
2.1.1. Tubing spool 16
2.1.2. Tubing hanger 17
2.2. ARBOL DE NAVIDAD 19
2.2.1. Componentes 20
2.2.2. Reemplazo del Arbol de Navidad 21
2.2.3. Chequeos y pruebas 22
2.3. VALVULAS Y ACTUADORES 24
2.3.1. Expanding gate seal valve 25
2.3.2. Valvula de sello flotante 27
2.3.3. Actuadores 30
2.3.4. ESD Control de la Unidad ESD 31
2.4. TUBING 32
2.5. PACKER 34
2.5.2. Tipologia 35
2.5.3. Sentado y pruebas 37
2.5.4. Recuperación del packer 38
2.5.5. Fijado accidental del packer 38
2.5.6. Esfuerzos sobre el packer 40
2.6. VALVULAS DE SEGURIDAD 42
2.6.1. Sub-surface controlled safety valves (SSCSV) controlados en el pozo 43
2.6.2. Surface controlled sub-surface safety valves (SCSSV) 45
2.7. DISPOSITIVOS DE CIRCULACION/COMUNICACION 48
2.7.1. Válvula de circulación 49
2.7.2. Niple perforado 49
2.8. LANDING NIPPLES 50
2.8.1. Tipologia 50

2.9. SIDE POCKET MANDRELS 51
2.10.PREVENTORES DE BLOW OUT (BOP) 52
2.10.1. Configuración y características 52
2.10.2. Test 53
2.11.TOP DRIVE 54
2.11.1. Procedimiento en caso de kick 54
3. PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO EN CONDICIONES SEGURAS 55
3.1. INFORMACIÓN SOBRE EL POZO 55
3.1.1. Datos del pozo 55
3.1.2. Situación del pozo 58
3.1.3. Operaciones y controles preliminares 58
3.2. PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO 59
3.2.1. Procedimiento de operación 59
3.2.2. Circulación 60
3.2.3. Bullheading 62
3.2.4. Lubricar y desfogar (Lubricate and bleed) 67
3.3. EXPULSIÓN DEL COLCHÓN BAJO EL PACKER 69
3.3.1. Circulación inversa 69
3.3.2. Circulación directa 70
3.4. SACADO DE CAÑERIA DEL POZO 71
3.4.1. Completación simple (single) 71
3.4.2. Completación dual 72
3.5. ABANDONO DEL POZO 73
3.5.1. Abandono temporal 73
3.5.2. Abbandono definitivo 74
3.5.3. Anular presurizado 75
4. PROCEDIMIENTO DE WELL CONTROL EN CASO DE UN KICK 77
4.1. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DEL POZO 77
4.1.1. Kick durante las operaciones de workover 77
4.1.2. Procedimiento de Cierre Duro y Cierre Suave 78
4.1.3. Durante las operaciones de completación 79
4.2. METODOS DE WELL CONTROL 80
4.2.1. Método del Perforador 80
4.2.2. Método Espera y Pesa (Wait and weight) 85
4.2.3. Método Volumétrico 87
4.2.4. Lubrication y Descarga 89
4.3. COMPLICACIONES OPERATIVAS 91
4.3.1. Pérdida total de circulación 91
4.3.2. Washout (lavado) durante la circulación 92
4.3.3. Presiones atrapadas 93
4.3.4. Hidrógeno sulfurado 94

5
5. ACTIVIDADES PARA TRABAJAR EN UN POZO PRESURIZADO 97
5.1. WIRELINE 97
5.1.2. Procedimiento Operativo 98
5.2. COILED TUBING 99
5.2.2. Matar el pozo con coiled tubing 101
5.2.3. Emergencias 101
APENDICE 103
I. PRESIONES FUNDAMENTALES 105
II. CARACTERISTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS 109
III. DEFINICIONES 113

1 - Introduccion
EniCorporate University 7
1. INTRODUCCION
1.1. COMPLETACIÓN DE POZOS
Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el casing,
cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un fluido (lodo) cuya
densidad es igual a la densidad usada en la última sección del pozo.
La siguiente fase, llamada
"completación", consiste en preparar el
pozo para producir hidrocarburos en
forma contínua, segura y controlable
(producción).
En esta fase, un equipamiento especial
será bajado al pozo y en particular:
• un packer para aislar la zona de
producción y para proteger el casing;
• un tubing para enviar el hidrocarburo
a superficie
• un colgador (hanger) para
enganchar y soportar el tubing
• válvula de seguridad, válvula de
circulación etc.
Para alcanzar la fase de producción,
adicionalmente, será necessario
• balear el casing de acuerdo a los
niveles productivos y
• reemplazar el BOP con un árbol de
producción (Christmas tree).
Durante la fase de perforación, se debe garantizar la seguridad del pozo con una serie
de barreras cuya función es la de prevenir las pérdidas incontrolables de hidrocarburos:
• una barrera hidráulica creada por el lodo de perforación
• diferentes barreras mecánicas compuesta de varios casings y el BOP instalado
sobre la cabeza del pozo.
Una vez que se completa la perforación, la zona de producción es protegida con tubing
para tener la producción de hidrocarburos del pozo bajo condiciones seguras.
Durante la fase de completación, las barreras "temporales" usadas durante la
perforación, serán reemplazadas por una serie de barreras finales las cuales quedarán en
el pozo durante toda la vida productiva del pozo.
PRODUCCION
Arbol de
producción
Baleo del
casing

WELL CONTROL EN ACTIVIDADES DE WORKOVER
Eni Corporate Univeresity8
1.1.1. Equipo de completación
• Xmas Tree: controla el flujo y esta compuesto de una serie de válvulas (manual o
actuante) que funciona como elemento de seguridad. En ausencia del Xmas tree, la
seguridad es garantizada por los BOPs.
• Tubing Hanger: soporta el tubing y provee continuidad, tanto hidráulica como
mecánica. Externamente, te asegura un sellado hidráulico del anular, mientras que
internamente puede alojar el BPV (Back Pressure Valve) o un tapón especial/check
valve.
• Tubing: provee una conexión mecánica e hidráulica entre el packer y el tubing hanger
y transporta el fluido de producción a superficie. Sus características mecánicas deben
garantizar su resistencia al ambiente en el que trabaja (presión y corrosión) y su
aplicabilidad a las características del proyecto de completación (diámetros externos e
internos, espesor, tipo de acero, etc.). Sus hilos deben desarrollar un sello hidráulico
correcto.
• Packer: asegura el anclaje del tubing, así como el aislamiento y protección del anular
de los fluidos de formación. Está equipado con cuñas para el sellado mecánico en el
casing y con jebes o caucho para el sellado hidráulico.
Los packers pueden ser permanentes o recuperables, sentados mecánica o
hidráulicamente.
• Landing Nipples: alojan los dispositivos de seguridad o de control de flujo, los cuales
esteran anclados internamente (sellado mecánico) a un perfil especial donde se
sellaran hidráulicamente.
• Safety valves: su función es detener el flujo de el pozo en casos de emergencia.
Existen dos tipos de válvulas de seguridad (safety valves):
- Controlado desde la superficie (SCSSV: Surface controlled sub-surface safety
valves): mediante presiones a través de una línea de control (control line); pueden
ser del tipo recuperable por tubing o recuperable por wireline;
- Controlado en el pozo (SSCSV: Sub-surface controlled safety valves): estos operan
directamente por la condición del pozo (caudal o presión); solo son recuperables por
wireline.
• Válvulas de circulación (SSD: Sliding Side Door);estas permiten la circulación entre
el tubing con el anular y son operadas por wireline. No son elementos de seguridad.

1 - Introduccion
1.1.2. Tipos de completación
Dependiendo del número de sartas en el pozo, la completación puede ser:
• simple: el nivel o niveles son puestos en
producción a través de una sola sarta;
• doble: dos niveles son puestos en
producción, cada nivel con sarta propia;
• selectiva: varios niveles son puestos en
producción a través de la misma sarta.
La selectividad se lleva a cabo mediante
operaciones de wireline.
Note
1. Generalmente se viene nombrando como
completación "inteligente", a la selectividad
realizada desde superficie con líneas
hidráulicas o eléctricas.
2. Salvo casos excepcionales, no hay pozos
con mas de dos sartas de tubing en el pozo,
lo cual significa que solo 2 niveles pueden
producirse al mismo tiempo. Con la última
tecnología y técnicas operativas es posible
seleccionar a mas de 10 niveles con 10 - 15
packers en el pozo.
1.2. ACTIVIDADES DE WORKOVER
1.2.1. Operaciones de Workover
Después de la completación inicial, cualquier operación llevada a cabo en el pozo, sea
usando un equipo de perforación u otro equipo, es llamado "workover".
Con un trabajo de workover es posible:
a. Intervenir sobre la formación para realizar:
- un cambio de nivel, aislamiento de nivel para eliminar el influjo de agua o de gas
(water shut off - excesivo GOR)
- limpieza, trabajos de ácido y fracturamiento, squeeze de cemento o casing patch
(resane de casing)
- recompletación con gravel pack
- otros
b. Intervenir sobre el pozo para realizar:
- limpieza del fondo o limpieza/lavado del tubing
- remplazo del packer o del tubing
- remplazo del SCSSV (valvula contolada desde superficie)
- otros.
Completación
selectiva doble

1.2.2. Fluidos de completación y workover
Los fluidos usados durante las operaciones de completación y workover pueden ser de
dos tipos: fluidos de completación y fluidos de packer.
Fluidos de completación
El fluido de completación es normalmente usado para matar el pozo y tambien se usa
durante todas las operaciones de workover y completación. Su densidad debe ser
suficiente para balancear la presión de formación.
El fluido de completación se mantiene trabajando como una barrera de tal forma que su
densidad adecuada controla a la presión de formación.
Nota: Cuando la operación lo requiera, el fluido de completación también debe estar en la capacidad de
transportar sólidos.
Si son del tipo "sin sólidos libres" se debe acondicionar de tal forma que se evite la precipitación
de sólidos.
Si es del tipo "lodo base aceite" se debe acondicionar al máximo las características reológicas
para garantizar su estabilidad.
Una vez que el packer ha sido sentado, el fluido en el anular viene a ser una barrera
indirecta - pasiva. De hecho, como hay aislamiento en el packer, su densidad no puede
mantenerse en caso de un liqueo en el tubing o en el packer mismo.
Los fluidos de completación deben garantizar el mantenimiento del balance hidrostático
en el fondo del pozo (control primario), por lo tanto su densidad (peso) deberá contener el
ingreso de los fluidos de formación.
Durante las operaciones, una presión
(Overbalance o Trip Margin) se añade a
la hidrostática para compensar las
variaciones de presión causadas por los
viajes. En tales condiciones la presión
hidrostática puede ser calculada como
sigue:
PH = PF + TM donde TM = Trip Margin
En cada caso, la densidad del fluido de
completación admisible en un pozo
puede variar entre un valor mínimo,
equivalente al gradiente normal de
formación (GF), hasta un valor máximo
(GFR) correspondiente a la densidad del
fluido de fractura.
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
KICK
FRACTURA
PRESION
Densidad
equivalente
del fluido
admisible
GF
Gradiente de
formación
Valor mínimo de
presión hidrostática
en el pozo
PH = PF
Valor máximo de
presión hidrostática
en el pozo.
PH = PFR
GFR
Gradiente de
fractura

1 - Introduccion
Packer fluid
El packer fluid es el fluido encima del packer en la zona del anular, después de que el
packer ha sido sentado. Puede ser el mismo fluido de completación o cualquier otro
fluido desplazado al anular encima del packer superior al término de la completación.
El packer fluid puede tambien ser del tipo "fluído para no matar el pozo" y
consecuentemente tiene una densidad demasiado baja como para permitir controlar el
pozo.
Nota El packer fluid debe ser estable en el tiempo y a la temperatura del pozo, para prevenir la
sedimentación de los sólidos. También, se le debe adicionar un anticorrosivo.
El fluid packer no es una barrera porque:
- está aislado del packer
- las propiedades reológicas y la posibilidad de circular no pueden ser garantizados por
largo tiempo.
Nota En caso de liqueo en el tubing, la presión en el tubing podría ser mayor que la presión hidrostática
del anular en el punto de liqueo (cual sea la densidad del fluid packer). La presión acumulada en
el anular podría amenazar la integridad del casing.
1.3. BARRERAS PRINCIPALES Y SEGURIDAD
1.3.1. Barreras hidráulicas y mecánicas
Dependiendo de su condición, un pozo puede ser controlado por una barrera hidráulica
o mecánica, o por ambos.
Podemos hablar de “condiciones seguras” cuando
al menos dos barreras están activas.
Durante las operaciones de completación y
workover, cuando los packers todavía no se han
sentado, tanto la barrera mecánica como la hidráulica
están activas:
- barrera hidráulica: compuesta por fluido de
completación; y permanece activa mientras la
densidad sea la adecuada;
- barrera mecánica: compuesta de los BOPs.
Nota El casing de producción es una barrera importante y
adicional en el pozo, la cual:
- debe estar dimensionada para un valor de presión de
reventazón, tal que resista las condiciones del pozo;
- deben tener hilos que garanticen el sellado hidráulico. PACKERS
NO FIJADO
Barrera
hidráulica
Barrera
mecánica

Durante la producción, una vez que el packer ha sido instalado, la barrera hidráulica
desaparece dado que el packer fluid:
- puede ser del tipo "fluido para no matar al pozo";
- puede intervenir sólo después de abrir una comunicación (válvula de circulación o
perforados) entre el tubing y el anular y después de una circulación de
acondicionamiento.
En fase de producción están por lo tanto activas sólo las barreras mecánicas:
• válvula de seguridad comandada desde el pozo (SSCSV); interviene solo si en el pozo
se crea una situación tal que provoque su activación (variación de presión y caudal);
• válvula de seguridad comandada desde la superficie (SCSSV); controlada por el
sistema de cierre de emergencia (ESD Emergency Shut Down) instalado en superficie,
puede activarse en cualquier momento y no afecta las condiciones del pozo;
• válvulas del Xmas tree; si son automáticas (segunda master valve y válvula lateral)
pueden ser activadas por el sistema de emergencia (ESD) o cerradas manualmente;
• packer y tubing para el aislamiento y la protección del casing.
Nota Algun dispositivo mecánico puede ser considerado como "barrera" solo si es posible testearlo (las
normas API recomienda tests periodicos).
1.3.2. Barreras temporales y permanentes
En un pozo completado, las barreras mecánicas pueden ser temporales o permanentes.
Barreras temporales; son equellas instaladas y/o removídas por medio de las
operaciones de wireline o mediante el empleo de herramientas particulares (extractor).
Ellas permiten:
• el cierre completo del pozo por medio de un positive plug situado en un asiento
especial (niple previsto en la completación) o por medio de una válvula check dual /
tapón preventor insertado en el tbg hanger;
• el cierre del flow line por medio de un tapón de circulación por wireline / de una válvula
check o de una válvula back pressure valve en el tubing hanger;
• el cierre automático en caso de condiciones particulares del pozo (liqueos violentos,
roturas) con válvulas de velocidad o ambientales (SSCSV);
• el cierre actuado desde la superficie por medio de las válvulas SCSSV del tipo
recuperable con tubing o por wireline.

1 - Introduccion
Barreras permanentes: son parte de la
completación y son accionados
(controlados):
• Manualmente por válvulas mecánicas
del Xmas tree;
• Automáticamente por:
- válvulas de la cabeza del pozo
(equipados) provistas de un
actuador (master superior y válvula
lateral).
- una válvula de seguridad controlada
desde superficie como la SCSSV
del tipo recuperable por tubing.
Las barreras mas eficientes, desde el
punto de vista de la emergencia son
aquellos permanentes y automáticas,
tanto por la eficiencia y como por la
ràpida respuesta que pueden garantizar.
Nota Las válvulas automáticas son del tipo
fail safe, las cuales se cierran ante la
ausencia de señal de control.
VALVULA DE
SEGURIDAD

1.3.3. Las barreras en diferentes situaciones operativas
En síntesis, las diferentes condiciones del pozo en las que las barreras pueden usarse
son:
• En un pozo en perforación, completación ó operaciones de workover:
- la barrera hidráulica = el fluido de completación
- la barrera mecánica = el stack BOP y el casing.
• En la fase producción del pozo:
- la barrera hidráulica = no esta activa, debido a que esta aislado del packer;
- la barrera mecánica esta compuesta de:
. las válvulas del Xmas tree
. el packer, el tubing hanger, las válvulas del tubing spool
. el tubing y el casing
. la válvula SCSSV
• Poner el pozo en seguridad:
- la barrera hidráulica, se activa sólo si se mato el pozo;
- la barrera mecánica esta compuesta de:
. las válvulas del Xmas tree
. el casing y el tubing.
. circulating plug wireline, SCSSV cerrado (*).
• Armando/desarmando el Xmas tree:
- la barrera hidráulica = el fluido de completación
- la barrera mecánica:
. la válvula SCSSV cerrada (*), y la válvula BPV en el tubing hanger
• Armando/desarmado el BOP:
- la barrera hidráulica = el fluido de completación (después de haber matado el pozo y
realizado la circulación de acondicionamiento).
- la barrera mecánica:
. el tubing hanger, las válvulas del tubing spool, (el packer si está sentado)
. la válvula SCSSV cerrado (*), y la válvula BPV en el tubing hanger.
Nota (*) Si la válvula de seguridad es del tipo SSCSV, debe ser reemplazada con un tapón de circulación
/ positive.

3 - Procedimientos operativos de trabajo en condiciones segura
2. EQUIPO
Los equipos principales de los cuales es necesario conocer las características para su
uso correcto durante las operaciones de workover son:
• el cabezal del pozo (wellhead)
• el Xmas tree, válvulas y actuadores
• el tubing
• los packers
• las válvulas de seguridad
• los dispositivos de circulación/comunicación
• los landing nipples
• los side pocket mandrels
• el Blow Out Preventer (BOP)
• el Top drive
Nota Para todo equipo envuelto en la actividad petrolera, se define como Working pressure (WP -
presión de trabajo) a la máxima presión de trabajo del equipo.
2.1. EL CABEZAL DEL POZO (WELLHEAD)
El cabezal del pozo (well flanging) es el set de spools (carretes) que aseguran. el anclaje
y el sellado hidráulico de la sarta instalada y cementada durante la perforación. El
cabezal del pozo esta compuesto de:
• el cabezal del casing (casing head housing); normalmente conectada con el casing de
superficie, y cementado hasta la superficie.
• el Primer carrete (spool); bridado después de la
instalación de la segunda sarta de casing, la cual
es anclada por medio de cuñas. Un doble juego de
empaquetaduras aseguran el sellado contra la
presión que podría estar presente entre las dos
sartas de casing.
• el segundo carrete (spool); bridado sobre la brida superior del primer carrete (spool),
después de la colocación de la tercera sarta de casing. La sarta será anclada (por
cuñas) y el sellada hidráulicamente asegurandose por medio de dos juegos de
empaquetaduras.
Al último spool viene anclado el " casing de producción, al interior del cual se bajará toda
la sarta de completación. Sobre este spool serán por lo tanto instalados (bridados) el
tubing spool y el Xmas tree.
Nota Normalmente el número de spools corresponde al número de casing bajados, excepto cuando se
utilizan espaciadores o adapters.
Existen también casings que se anclan en el interior del zapato del casing anterior (liner).
PRIMER
SPOOL

Los spools (carretes) son identificados por el diámetro de sus bridas, por el diámetro del
casing colgado, y por la presión de trabajo (WP).
Cada spool bridado tiene dos salidas laterales, sobre las cuales están instaladas las "gate
valves" (válvulas de compuerta) de diámetro pequeño.
A través de estas salidas es posible:
- controlar la presión interna anular
- en algunos casos, descargar presiones anormales;
- bombear fluidos particulares hacia el anular.
2.1.1. El tubing spool
El tubing spool constituye el sistema de anclaje y de sellado hidráulico del tubing. Los
tubing spools tienen un perfil interno que permiten:
- en la parte inferior alojar la parte superior de los elementos de sello de la sarta de
producción;
- y en la parte superior alojar al tubing hanger.
-
Nota En las primeras completaciones, en la cual los valores de presión involucrados no son muy altos, el
tubing es enroscado directamente sobre una brida especial, llamada 'bonnet', la cual es montada en
el elemento superior (cuerpo superior). Un árbol bridado es conectado sobre el bonet. El cuerpo
superior garantiza el sellado hidráulico entre el tubing y el casing, por medio de un packing seal
llamado 'osmer'.
Sucesivamente con la introducción de los tubing hangers en pozos con presiones elevadas, el
bonnet fue cambiado para incrementar la resistencia del sello. En las bridas de ultima
generación, las funciones del bonnet y del cuerpo superior están concentrados en un carrete
bridado simple, llamado tubing spool, el cual es usado todavía comúnmente.
Externamente están provistos de:
- dos salidas laterales, con válvulas de
compuerta para el control del casing;
- tornillos de anclaje (prisioneros) en la brida
superior, para bloquear el hanger y
mantener los sellos en compresión;
- un locator screw en el cuerpo, lo que
permite un posicionamiento correcto al
hanger en completaciones duales y para
asegurar que las dos sartas estén
completamente alineadas;
- un "orificio de inyección" de pequeño
diámetro en la parte inferior, para
probar el sellado de los cabezales.
Orificio de
inyección
Salidas
laterales
Anchor
screws

Nota En cualquier caso el tubing spool debe ser adaptado para el tipo de tubing hanger para el cual fue
diseñado, así como también para la completación planeada. Puede por lo tanto haber mas de un
orificio de prueba.
El orificio de prueba tiene normalmente diámetro de ½" y son instalados dentro de las bridas o en
zonas de gran espesor, y estan siempre conectados con el espacio anular entre 2 o mas
empaques.
Una pequeña check valve es enroscada dentro del orificio de prueba, que debe ser removida para
efectuar los tests. Si no hay check valve, una válvula de aguja de ½" debe ser instalada en la
parte externa de los hilos.
2.1.2. Tubing hanger
El tubing hanger es el elemento de sostén y de sello del tubing sobre el tubing spool. Al
termino de las operaciones de completación se enrosca en el extremo superior de la sarta
del tubing; se baja a traves del BOP hasta alcanzar sentarse dentro del tubing spool.
El tubing hanger tiene internamente 3 secciónes de hilos internos:
- la sección de hilo superior para el tubing (bajando ó sacando sarta) que permite el
descenso y el posicionamiento en la fase final de la completación;
- la sección de hilo inferior para la conexión con la sarta de producción;
- la sección de hilo interno media para el alojamiento de la BPV.
Nota La BPV (Back Pressure Valve) es una barrera mecánica para el pozo durante la instalación o
reemplazo del xmas tree.
Para la utilización de la válvula de seguridad
controlada, desde la superficie a través del
tubing hanger debe pasar la línea hidráulica
(o líneas en caso de completación dual) que
controla la válvula.
Línea
hidráulica

El sellado hidráulico entre el tubing
hanger y el tubing spool, a través del
anular del pozo esta garantizada por los
sellos elastomeros (o'rings o empaques)
adaptados a las condiciones del pozo y
de los fluidos extraídos.
Nota En los casos de altas presiones
(mayores de los 20000 psi ),
temperaturas elevadas o para
ambientes particularmente agresivos
(alta concentración de CO2 y/o H2S),
se han desarrollado especiales
wellheads (cabezales), en las cuales
los sellos principales son del tipo de
metal a metal.
El sellado hidráulico entre el tubing
hanger y el bonet (brida) del Xmas tree
esta asegurado por medio de
elastomeros o sistemas de sello de
metal a metal en la cual el
posicionamiento, dimensiones, etc son
diferentes dependiendo de cada
fabricante..
El tubing hanger puede estar equipado
con un ''cuello extendido'' , en el cual
estan insertados anillos metálicos, los
cuales aseguran un sellado adicional en
el asiento interno del alojamiento del
Xmas tree.
El tubing hanger puede también estar equipado con sellos metálicos tanto hacia el anular
o como hacia la cabeza del pozo, en la cual la energización requiere un procedimiento
especial descrito en el manual de operación del fabricante.
Nota En algunas completaciones múltiples, el tubing hanger no se enrosca directamente a las sartas,
pero este diseñado con asientos de alojamiento internos para dos mandrels donde los tubings son
enroscados, e internamente tienen hilos para la BPV.
La continuidad entre el mandrel y el xmas tree es asegurada por elementos especiales
(transition carriers).
SELLO HIDRAULICO
Vent port
superior
Tubing
spool
Tubing hanger

2.2. XMAS TREE
El Christmas tree (o Xmas tree) es el
juego de válvulas que están instalados
encima del tubing spool (elemento
superior de la brida), que permite el flujo
y control del fluido de producción.
El Xmas tree permite operar sobre el
pozo con las herramientas de well
intervention, introduciendo instrumentos
por el tubing, interviniendo y modificando
las condiciones internas del pozo, sin
utilizar el equipo.
El Xmas tree debe tener siempre un
diámetro interno tal que garantice el pase
vertical de la BPV, la cual se instalara
para asegurar el pozo, o se recuperara
para poner el pozo en producción.
Para la completación de doble sarta el
Xmas tree es casi siempre del tipo de
bloque sólido, mientras que para la
completación simple el xmas tree puede
ser del tipo de block sólido, o compuesta
de elementos que son bridados uno a
otro.
Nota Todo el equipamiento que debe ser bajado o sacado del pozo deben tener un diámetro
externo inferior al BPV.
POZO EN
PRODUCCIÓN
Back Pressure Valve

2.2.1. Componentes
The Xmas tree esta compuesto de :
Bonnet
Los Bonnets son elementos que conectan el tubing spool ( sobre la cual viene bridado)
hacia el cross, de la cual constituye parte integrante. A través de la parte superior del
tubing hanger (con el cual hace sello hidráulico por medio de elastomeros o sellos metal a
metal), el bonnet garantiza la continuidad del flujo entre el tubing y la cross.
Master valve
La Master valve es la primera válvula del Xmas tree, usualmente es una válvula manual
de compuerta. Es la válvula principal y debe ser protegida para garantizar un cierre
mecánico seguro, cada vez que el flujo intervenga sobre la válvula. Normalmente
siempre se deja en posición abierta y manipulada con el máximo cuidado.
Upper master valve
La master valve superior es similar a la master valve en términos de dimensión, pero
normalmente es controlada por un actuador hidráulico o mecánico.
Cross (cruceta)
El elemento cross (instalado solo en los arboles bridados) esta constituido de un cross
element, bridado o con pernos esparragados, que distribuye el flujo en 4 direcciones,
directamente conectado a las válvulas laterales, a la master superior y a la swab valve.
Válvulas laterales (wing valves)
Las válvulas laterales están montadas sobre los brazos (laterales) de producción y
permiten el control del flujo hacia o desde el pozo. En completaciones simples solo una
válvula es conectada hacia la línea de operación, mientras la otra es mantenida como
una válvula de servicio para ser usada en emergencias (kill line), para matar el pozo, para
chequear la presión de cabeza durante las operaciones de intervención del pozo,
bombear fluidos, etc..
Swab valve
La swab valve es montada sobre la parte superior de la cross y tiene las mismas
dimensiones que la master valve. Tiene la función de permitir el montaje del
equipamiento (wireline BOP, lubricator, coiled tubing, etc.) sin la interrupción del flujo y
permitir bajar por la parte interna del tubing equipamientos y/o instrumentos mientras el
pozo se mantiene fluyente.
Top adapter
El top adapter esta compuesta de una conexión bridada, montada sobre la swab valve,
donde un indicador de presión esta montado para permitir la lectura de la presión de
pozo.
En las operaciones de well intervention, el adapter es usualmente reemplazado por un
equipamiento de seguridad (BOP) que de esta manera forma parte integral con el Xmas
tree.
Normalmente, en la línea de flujo de producción hay otros dos elementos:
- una segunda válvula lateral ( o safety valve) provista de un actuador;
- un choque para regular la presión de flujo.

Componentes
Nota En el mercado hay un amplio rango de Xmas tree que se diferencian en su diseño, en diámetros,
en el tipo de válvulas y conexiones utilizadas, etc
En la practica, el operador debe seleccionar cuidadosamente el equipamiento de completación y
el Xmas tree dependiendo de la situación y/o problemas involucrados (oil, gas, presencia de
CO2 y/o H2S, temperatura, presión, caudal, etc.).
2.2.2. Reemplazo del Xmas tree
Durante la vida productiva de un pozo, se pueden presentar problemas como cuando la
master valve no sella, o cuando hay perdida entre la master valve y el tubing hanger. En
estos casos, la parte desgastada del Xmas tree debe ser reemplazada.
La intervención para reemplazar la parte desgastada del Xmas tree requiere asegurar el
pozo, garantizando que dentro del tubing se cuente con al menos dos barreras de
seguridad: una del tipo SSCSV (o un circulating plug), y otra trabajando como la BPV en
cabeza.
Flow
line
Wing valve
provista de un
Wing valve
Choqu
e
Wing valve
de servicio
Upper
master valve
Master valve
Bonnet
Cross
Swab valve
Top adapter
Choque
Actuador

Nota En caso de presiones altas es preferible usar dos válvulas (o 2 circulating plugs), mas la BPV,
asegurando de que la presión sea parcialmente descargada después por cada barrera.
En situaciones particulares (la presencia de fluidos corrosivo o presión de cierre a la máxima
tolerancia de el equipamiento usado) puede ser necesario realizar el matado del pozo con
fluido adecuado, y reforzando la seguridad con una válvula de tipo mecánico, mas la BPV.
Después que el pozo se ha puesto en seguridad, el Xmas tree descarga a la atmosfera y
luego cerrando otra vez, para verificar alguna nueva acumulación eventual de presión en
el interior. Solo cuando el equipamiento usado esta perfectamente ajustado, se podrá
desenroscar los pernos entre la brida y el tubing spool
Las operaciones de reemplazo deben ser efectuadas lo más rápido posible, y el antiguo
Xmas tree debe ser removido solo cuando el nuevo esta listo (ensamblado,
inspeccionado y probado) para ser instalado.
2.2.3. Verificaciones y Pruebas
El tipo de test al cual el equipamiento debe ser sometido viene recomendado
normalmente en el programa operativo de intervención / completación, aún cuando los
procedimientos y recomendaciones están descritos en los manuales practicos de los
fabricantes, considerando los limites indicados en los catálogos de los fabricantes.
En las normas API/ISO se encuentran las
recomendaciones referente a los tests de rutina
(BOP y válvula de seguridad), el tipo de
herramientas necesarias y los requisitos del
personal que debe seguir
Nota
Recomendaciones concernientes a
la periodicidad de los tests:
- API 6A
- ISO 10432
Para la ejecución del test sobre el Xmas tree se debe:
- tener una bomba de prueba especifico con un sistema de registro de la presión:
- llevar a cabo el test usando agua;
- utilizar aceite como un fluido para el test de sello a través de los agujeros de inyección
o la línea de control.
En el caso del Xmas tree bridado el ensamblaje y el test hidráulico deben ser llevados
con el mayor cuidado ante de su instalación en el pozo.
1. Verificación; verificar que:
- todas las válvulas vengan con un certificado de los tests realizados por el
fabricante ;
- todas las válvulas sean operadas fácilmente ;
- en posición de apertura el hueco en la compuerta este alineado con el hueco del
cuerpo de la válvula :
- las válvulas deben estar apropiadamente engrasadas, tanto en el cuerpo (asiento
de la compuerta), como en la parte rotante (stems)
2. Limpieza, selección de los anillos (ring-joints) y pernos

- limpiar adecuadamente el asiento de la brida de todas las válvulas;
- seleccionar los anillos (ring-joints) correctos y pernos.
3. Ensamblaje
Proceder al ensamblaje asegurándose de que los pernos estén ajustados con un
torque de acuerdo al tipo de brida.
- Los anillos (ring-joints) deben ser instalados secos.Chequeando que su superficie
no este corroída
- Para los pernos usar solo el tipo de grasa recomendado (o API 5A2) (otros tipos
de grasa pueden generar diferentes torques).
4. Calibración
- Aplicar presión en el actuador de la válvula maestra;
- con todas las válvulas verticales abiertas, calibrar el Xmas tree usando el gauge
(calibrador) del wire line correspondiente al diámetro máximo del equipo que será
bajado al pozo, con la BVP del tubing hanger.
5. Test de presión (con el stump flange)
En locación, después de armar el Xmas tree puede ser testeado bajo presión solo en
la dirección del flujo, con la ayuda de una brida especial (stump flange); si no se
dispone, el debe ser testeado al menos desde arriba (ver test hidráulico.
6. Test Hidráulico
- cerrar la master valve y las válvulas laterales
- conectar una bomba de prueba a la válvula de swab
- presurizar hidráulicamente al valor máximo de la presión de trabajo, para probar la
integridad y el ajuste de todas las conexiones.
Nota Si el Xmas tree es del tipo bloque sólido, el test hidráulico no es necesario, aunque una
verificación de la posición de las válvulas de compuerta y de la calibración interna es
recomendado.
7. Instalación
En este punto el Xmas tree esta listo para la instalación.
Esta operación puede ser echa fácilmente, si es posible usar un sistema de
levantamiento balanceado, que mantenga en posición de alineamiento vertical,
balanceando el peso del actuador.
8. Test de las Conexiones (Tubing hanger)
Una vez que las bridas de conexión entre el bonnet y el tubing spool han sido
ajustados , y antes de continuar será necesario probar las siguientes conexiones,
respetando la recomendación de los fabricantes:
- tubing spool / bonnet
- tubing hanger / bonnet
- tubing hanger / tubing spool.
9. Test de presión (con el test plug)
Los tests de las conexiones pueden realizarse bajando un test plug (tapón de prueba)
en el tubing hanger y entonces presurizar con agua usando una bomba de prueba
hasta que se alcance la presión de trabajo del Xmas tree.

2.3. VALVULAS Y ACTUADORES
Hay diferentes tipos de válvulas que pueden ser usadas en los wellheads, con diferentes
características dependiendo del fabricante. En los siguientes modelos de válvulas de
compuerta se describe:
- expanding gate seal valve
- floating seal valve
Nota Para la selección de materiales, por favor ver los manuales específicos..
Ambos modelos pueden ser del tipo standard para presiones de trabajo superiores a los
5000 psi, o tener un eje balanceado para 10.000, 15.000 y 20.000 psi.
Tipo standart Eje balanceado
Para tales tipos de válvula no es posible verificar la posición abierta o cerrada de tales
válvulas desde el exterior, porque en las válvulas encima de 5000 psi la compuerta se
desplaza sobre el eje, mientras que para las versiones de eje balanceado, este se
desplaza externamente cubierto de una protección metálica que evita daños externos y la
visión.
La posición de la válvula (abierto/cerrado) por lo tanto debe ser verificado manualmente
controlando el numero de vueltas de la volante siguiendo la indicación del fabricante.
Nota Sin embargo, hay válvulas (en particular para baja presión) que permiten un chequeo inmediato
de la posición de abierto/cerrado, en base a la salida del eje..

2.3.1. Expanding gate seal valve
En un " deployant expanding gate seal
valve", la acción sellante es asegurada por
dos compuertas de expansión paralelas que
son jaladas a su ubicación y
simultáneamente posicionadas de tal forma
que permiten un sello a ambos lados.
El sellado hacia adelante o hacia atras es el
resultado de una acción mecánica producida
por la expansión de las dos partes de la
compuerta. No es afectado por las
vibraciones o cambios de presión. La
compuerta asegura el sellado también a
bajas presiones. (Unos pocos psi).
La válvula de compuerta garantiza el sellado
con el asiento en cualquier momento,
aislando el cuerpo de cualquier contacto con
la presión o con los fluidos del pozo,
garantizando así la condición de trabajo
perfecto por largo tiempo. El engrasado de la
válvula hace que su vida sea ilimitada.
Nota La presencia de grasa no afecta la acción de sellado, que es del tipo metal-metal; la presencia
de un anillo TFE insertado en el asiento es solamente un elemento adicional de sello.

El eje es tratado con una fina capa de material
antifricción (bisulfuro de molibdeno) que,
adicionalmente reduce la fricción, y asegura la
lubricación. La luz axial del eje es soportado por
dos roller bearing o ball bearings (rodamientos) los
cuales reducen el torque al mínimo.
El sellado sobre el eje es asegurado por un set de
'V' packings (chevron packing) que puede ser
reemplazado cuando la válvula esta bajo presión.
Los asientos, que siempre están en contacto con
la compuerta y por lo tanto aislados del flujo, son
sustituibles. En posición abierta hay una condición
de completamente abierto, con continuidad del
diámetro y sin la posibilidad de turbulencia.
El cuerpo es forjado para garantizar una
resistencia elevada y puede ser del tipo integral
(para dimensiones superiores a 3 1/8'') o del tipo
empernado. Las válvulas son diseñadas para
presiones mayores de 20,000 psi en un rango de
medidas que van de 2 1/16" a 4 1/16", pero de
acuerdo a los requerimientos hay disponibles para
diámetros mayores.
Nota La "expanding gate seal valves", como todas las válvulas que son diseñadas para que
sean usadas en pozos de petróleo , son construidas en cumplimiento a la norma API Std
6A.
Expanding gate seal valve con eje balanceado
Con una presión de trabajo de 10,000 psi
o más, the expanding gate seal valve es
usualmente construida con un eje
balanceado.
Esta solución elimina los efectos
bloqueantes de la hidrostática facilitando
la maniobrabilidad de la válvula aun en
casos de presiones altas.
Para presiones altas, junto al eje
balanceado, la expanding gate seal
valves siempre tiene un sello metal-metal
en los asientos.
Mientras las otras características son
similares al tipo standard. Eje
balanceado
Mejor
maniobrabilidad
Corpo
empernado
Packings
Bearings

2.3.2. Floating seal valve
Las Floating seal valves son versiónes
modificadas de las expanding gate seal valves
descritas arriba, con las siguientes diferencias:
- la compuerta esta compuesta de un
elemento simple;
- los asientos de sello son móviles (flotante)
en vez de fijo.
Los asientos, que son similares a los de la
"expanding gate seal valve", son hechos de
acero duro y protegido con materiales de alta
resistencia a la corrosión.
Cada asiento esta provisto de un anillo de teflón
(TFE) frontal y de un anillo sobre la superficie
cilíndrica externa.
El anillo de teflón asegura un sellado temporal
entre el asiento y la compuerta durante las
operaciones de apertura y cierre, y al mismo
tiempo limpia la compuerta.

En la posición de cierre la fuerza generada
por la presión provoca :
- el movimiento del asiento hacia el
cuerpo de la válvula asegurando el
sellado entre el asiento y el cuerpo de
la válvula por la energización del O-ring
O2;
- la deformación del anillo de teflón hasta
crear un sellado de metal a metal entre
la compuerta y el asiento.
Si la presión diferencial en el cuerpo de la
válvula disminuye, el sellado entre el asiento
y el cuerpo se mantendrá por el O-ring O1.
En este caso habrá un empuje diferencial
sobre la superficie "B" que producirá la
deformación del anillo de teflón y de la
adhesión con el sellado metal a metal de los
asientos.
Si por cualquier razón una presión mayor a
la presión de trabajo queda atrapado en la
válvula, gracias al diseño especial de la
válvula el exceso de presión puede ser
descargado en la línea por la fuerza
producida.
Debido al diseño especial de la compuerta,
el floating seal valve es una válvula
seleccionada para el equipamiento de
actuadores hidráulicos y/o neumáticos del
tipo "Fail close" or "Fail open".
Una disminución de la presión de
alimentación del actuador provoca
automáticamente el cierre (fail close) o la
apertura (fail open) de la válvula actuada.
El resorte del actuador mantiene a la
compuerta en su posicion y también cuando
la presión en el cuerpo de la válvula cambia.
Las características estructurales son iguales
a las expanding gate seal valve.
Compuerta
BO-ring 1 Anillo de
teflón
O-ring 2
Resorte del
actuador

Floating seal valve con eje balanceado
Aunque para el tipo floating seal valves para presiones de trabajo de 10,000 and 15,000
psi se recomiendan escoger el modelo de eje balanceado, desde que ello soluciona el
problema de empuje hidrostático facilitando la maniobrabilidad.
Para la instalación en el choke manifold, se usan solamente las floating seal gate valves
en las varias versiones: normal hasta los 5,000 psi, o con el eje balanceado para valores
de alta presión de trabajo.
hasta los 5,000 psi Alta presión de trabajo

Tabla N° de vueltas para abrir
Presión de TrabajoDiámetro
Nominal psi bar
N°de
vueltas
10.000 690 122 1/16
15.000 1035 12
10.000 690 152 9/16
15.000 1035 15
10.000 690 17.53 1/16
15.000 1035 17.5
10.000 690 234 1/16
15.000 1035 32
2.3.3. Actuadores
Un actuador es un grupo de mecanismos que pueden ser instalados en una válvula en
el lugar de un bonnet normal y permite el control automático de la válvula de compuerta
por medio de la presión proveniente de fuente externa (control unit) conectado al sistema
de seguridad.
Los actuadores pueden ser aplicados solamente cuando son usados las floating seal
valves. Hay varios tipos de actuadores que difieren por el tipo de fluido de control (aceite
o aire) y por sus características técnicas, las cuales varían dependiendo del fabricante.
Un actuador hidráulico tiene dimensiones externas notablemente reducidas respecto a
uno neumático, aunque las presiones de actuación son diferentes:
• hidráulico = 1,500 - 2,500 psi (aprox 100 - 170 bar)
• neumático = 12 - 15 bar
La operación de apertura y cierre de un actuador
son controlados por el sistema de control
hidráulico. Si las válvulas son del tipo "fail close",
como los usados en el Xmas tree:
- la apertura se obtiene inyectando fluido
presurizado;
- el cierre se obtiene descargando la presión.
Nota Si las válvulas son "fail open" la compuerta será
instalada en modo inverso (hueco hacia abajo) con
respecto a lo que se realiza con las válvulas
normales..
Abierto

La posición de apertura/cierre es visible:
• en algunos modelos chequeando la posición del eje; cuando la válvula esta
cerrada sobresale. La válvula puede ser bloqueada en la posición de apertura
enroscándole una tapa especial en el cuerpo del actuador.
• en otros modelos puede ser chequeado a través de una ventana de plástico
especial sobre el cuerpo del actuador. Para bloquear la válvula en posición de
apertura se necesita una herramienta especial (manual override).
2.3.4. ESD Control Unit
Independientemente del tipo de fluido actuante la central de comando de los actuadores
viene controlado por un sistema de seguridad que esta enlazado con los controles(pilots)
de alta (H) y baja (L) (insertado corriente arriba y abajo del choke del wellhead ), y al
sistema de control de fuego (tapón de fusibles, detector de gas, etc,) .
Logica operativa della centralina ESD
Chiusura:
1° wing valve + (duse se automatica)
2° upper master
3° valvola di sicurezza (se di tipo SCSSV)
Apertura:
1° valvola di sicurezza (se di tipo SCSSV)
2° upper master
3° wing valve
4° duse (manuale o automatica, comunque non collegata all' ESD)
Nota Las centrales de comando de las válvula del cabezal son generalmente independientes de
aquellos que controlan las válvulas de seguridad del fondo (que son siempre operadas
hidraulicamente), aparte de que las presiones de activación son notablemente diferentes.
Esquema de operación ESD (Cierre de emergencia) de la central de operación
Cierre de emergencia:
1° válvula lateral + (choke, si esta operada a control remoto);
2° master valve superior
3° válvula de seguridad (si es tipo SCSSV)
Apertura:
1° válvula de seguridad (si es del tipo SCSSV)
2° master valve superior
3° válvula lateral
4° choke (manual o automática, comúnmente no conectada al ESD)

2.4. TUBING
El termino "tubing" se entiende como aquella serie de tubos sin soldadura que bajan al
pozo enroscándose uno al otro hasta llegar a la profundidad deseada. En practica, el
tubing constituye la via obligada, desde el packer hasta el tubing hanger del Xmas tree,
para conducir al fluido producido por la formación.
La selección y la instalación del tubing es una parte crucial del programa de
completación. Que debe garantizar la máxima performance del pozo en términos de
productividad y seguridad. Cuando se selecciona el tubing los operadores deben tener en
cuenta
- tipo de fluido (densidad, viscosidad etc.),
- profundidad de la instalación,
- valores máximos de presión y temperatura
- presión de formación
- caudal previsto,
- presencia de componentes corrosivos, etc.
El tubing deberá por lo tanto estar dimensionado para sostener el peso de la sarta y tener
características tales de resistir a la máxima presión interna(burst) y a la máxima presión
externa esperada (collapse), considerando también los esfuerzos compuestos.
En la industria del petróleo, el tubing es definido por:
• diámetro; de 1½" hasta 4 ½" de acuerdo a las normas API standards, pero también
5", 5 ½", 7" y en algunos casos 9 5/8".
Nota Un diámetro interno mayor permite una producción mas elevada, porque la perdida de carga
disminuye. El lado negativo es que la velocidad de flujo es inferior y, en el caso de pozos de
gas, el liquido presente puede acomodarse en el fondo causando la inundación del pozo.
• espesor : expresado en milímetros o pulgadas y relacionado al peso lineal (kg/m o
lbs/ft)
• tipo de acero; las normas API standards antiguas que requerían acero entre el H40 y
P110 ( donde el numero multiplicado por mil indica directamente el limite mínimo de
elasticidad expresado en psi) fue ampliada con la introducción de aceros mas
resistentes, hasta el V 150. Actualmente se encuentra en el mercado toda una serie de
aceros con aleaciones de diferentes porcentajes de cromo, para utilizarlos en
ambientes agresivos que contienen CO2 y H2S.

• tipos de conexión: existen básicamente dos tipos de conexiones:
- hilos y coples
- integral.
Ambos difieren por el modo de hacer el
sellado hidráulico: sea por hilos o por sello
metal a metal.
Dada las mismas características, las
mejores performances se obtienen con
una (unión) junta integral y sello metal a
metal, pero el costo es obviamente mayor.
Para los tubings construidos en acero de
alto contenido de cromo donde es
necesario un tratamiento anti-galling para
los hilos es necesario instalar un coupling
con sello metal-metal.
Para asegurar el uso correcto del tubing la operación de enroscado debe realizarse
cuidadosamente, siguiendo, las recomendaciones del fabricante y utilizando las llaves
especiales controlando el torque y el número de vueltas.
Para el tubing se recomienda lo siguiente:
• procedimientos de control especial durante el proceso de fabricación;
• al final del ciclo de producción, antes de hacerle hilos, el cuerpo debe ser
hidraúlicamente testeado con una presión interna dado por las normas ISO 11860 /
API 5CT;
• la operación de transporte es llevada a cabo usando containers adecuados y con
protección a los hilos;
• el mayor cuidado en la manipulación será durante el almacenamiento en almacén
o en los equipos;
• al menos un chequeo visual y calibración se realizara antes de que baje al pozo.
Hilos
integral
Hilos y
coples

2.5. PACKER
La principal función del packer es proteger al
casing de la presión del pozo y de los eventuales
fluidos corrosivos.
El packer asegura el sellado entre el tubing
(outside) y el casing (inside) para prevenir el
movimiento del fluido al anular, causado por la
diferencia de presiones entre las áreas encima y
debajo del punto de fijación, durante toda la vida
productiva del pozo.
Es parte de la sarta de completación y es instalado
en la extremidad inferior y puede ser utilizado sea
para la completación definitiva del pozo que para
la completación temporal tales como pruebas y/o
estimulaciones.
En completaciones múltiples los packers separan
dos o mas zonas productivas del mismo pozo.
Salvo situaciones / necesidades particulares,
normalmente se sientan sobre la zona baleada, a
una distancia tal que el zapato de la cola del tubo
(si hay) este alrededor de los 20 metros encima del
tope de los perforados.
Nota El packer usualmente asegura que el tubing sea
anclado al casing de tal forma de prevenir
movimientos, aunque en ciertos tipos de
completación puede haber conexiones de sellado
de movimiento libre entre el tubing y el packer.

2.5.1. Componentes
El packer esta esencialmente compuesto de cuatro
elementos:
- el sistema de cuñas de anclaje al casing
- Unidad de empaque - packing unit (sobre el
casing)
- el packer bore receptacle (solo para packers
permanentes)
- la conexión y sello del tubing.
Las cuñas y el packing unit aseguran el anclaje y
sellado con el casing, mientras que el sello con el
tubing se obtiene en el packer bore.
La conexión entre el packer y el tubing pueden ser de dos tipos:
- fijo; con hilos superiores para packer recuperables, o con tubing anclable para packers
permanentes;
- dinámico; con tubing locator (posicionador) para packer permanentes.
2.5.2. Tipologia
Los packer se dividen en dos categorías principales:
recuperables; diseñados para ser fácilmente
recuperados del pozo.
Son utilizados en aplicaciones tales como
cementaciones, fracturaciones o pruebas y son
recuperadas al termino de la operación. Son
utilizadas también como packer de completación
cuando sé prevee trabajos de workover
frecuentes o en completaciones selectivas.
permanente; diseñado para permanecer en el
pozo durante mucho tiempo.
Son utilizados principalmente en la completación
de pozos y donde se preveen estimulaciones o
esfuerzos particulares de la sarta. Una vez
sentados, si es necesario operar debajo, será
necesario perforarlos.
Anclaje al
casing
Sello del
tubing
Sellado al
casing
Anclaje al
casing
Packer
permanente
Packer
recuperable

Otra característica importante del packer es el sistema de sentado que puede ser:
• mecánico; el sentado es realizado por la rotación de la sarta y la descarga ó sentado
de un cierto peso para comprimir el packing unit (recuperable)
El desanclado de un packer mecánico recuperable es hecho por una tracción
mecánica para recuperar (quitar) el peso descargado durante la fase de sentado y
por la apertura de la válvula de circulación.
• hidráulico; el anclaje se logra aplicando una presión hidráulica a través de la misma
sarta de completación (adecuadamente taponada debajo del packer) para colocar las
cuñas en la posición de anclaje y energizar el packing unit (unidad de empaque).
El desanclaje (de los packer hidráulicos recuperables) es hecho por un jalado
mecánico del tubing hasta provocar el corte del anillo o el enrosque que libera el
sistema de bloqueo interno.
Nota Tipo hidrostatico
No requiere altas presiones en la operación de anclaje; la presión aplicada tiene una sola función
de cortar un pin y comenzar y poner en movimiento el mecanismo para la comunicación entre la
presión hidrostática del tubing y una camara con presión atmósferica. Esta presión diferencial
(hidrostática) sienta a las cuñas y energiza los elementos de packing.
Recuperable
Los packers recuperables pueden anclarse mecánicamente, descargando peso o
hidraúlicamente a través de la sarta de completación.
Nota Antes de recuperar el packer es necesario equilibrar la presión encima y debajo del packing
unit.
Al termino de la operación para las que han sido utilizadas, o por necesidad de workover,
ellos pueden ser generalmente recuperados jalando la sarta a la que están conectados:
• en el caso de anclaje mecánico, la acción de jalado sirve para recuperar el peso
descargado en la fase de anclaje, quitar la compresión del elemento sellante, y abrir
la válvula de circulación y desanclando el packer.
• en el caso del anclaje hidráulico, la tracción provoca la rotura de un anillo (shear ring)
que libera el sistema de bloqueo interno activado durante la fase de anclaje de la
presión hidráulica.
Nota En packer doble el ring de corte debe ser instalado solo en la sarta larga o en ambas
sartas.

Permanente
Los packers permanente generalmente tienen un doble juego de cuñas para el anclaje al
casing y la compresión del elemento de sello.
Pueden ser anclados hidráulica, mecánica o eléctricamente, en estos dos últimos casos
la sarta de completación se baja después del anclaje.
Los tipos más comunes son:
• fijado mecánico con setting tool (hidraulico) o con un cable eléctrico y un wire line
especial con adapter kit. La conexión entre el tubing y el packer pueden ser del tipo
permanente (tubing anchor) o móvil (tubing seal locator);
• fijado hidráulico con la misma sarta de completación.
2.5.3. Sentado y testing
Para sentar un packer es necesario normalmente llevar algunas operaciones en
superficie que involucra al tubing:
- mecánicamente; por rotación de la sarta y sentar un cierto peso (packer mecánico)
- hidraúlicamente; presurizando el interior del tubing (después de haber taponado con
algún dispositivo temporál (check valve) el extremo inferior bajo el packer) a una
presión mas baja que aquella que involucra al equipamiento.
Nota Algunos tipos de packers pueden fijarse con un setting tool con línea eléctrica explosiva y
bajado con un wire line eléctrico.
Test de presión: después de fijar el packer, se testea el sellado con el casing,
presurizando el anular (1,000-1,500 psi) y controlando la presión por un cierto periodo de
tiempo; si la presión desciende es indicación de perdida.
Si el casing bajo el packer no ha sido baleado,el test de presión puede realizarse
presurizando el tubing y controlando(check) el anular.
Nota Durante la producción, la presión atrapada en el casing se incrementara por el calentamiento
de la columna de fluido y decrecerá en ausencia de flujo. El rango entre los valores mínimos y
máximos es una referencia valida, y su mantenimiento garantiza la autenticidad de la presión
(sello).
Una variación imprevista de este rango(sea aumento o descenso) indica una perdida, y por
ello sera necesario efectuar hacer un test para verificar si es por causa del packer o de una
perdida del tubing o del wellhead.

2.5.4. Recuperación del packer
La recuperación del packer después de una prueba o durante las operaciones de
workover pueden causar algún problema y si la maniobra no se lleva a cabo
correctamente ello puede generar un kick.
La causa principal esta en la unidad de packing
externo es que a veces queda deformado
provocando problemas de acondicionamiento pero,
sobretodo, un efecto pistón peligroso en la
extracción.
Para evitar tal situación es necesario establecer
una comunicación entre las zonas superior e
inferior del packer:
- a través de una válvula de circulación,
previamente preparada en la fase de
completación
- o perforando el tubing justo encima del packer.
Si esto no fuera posible, la maniobra deberá
hacerse con el máximo cuidado.
Después de matar el pozo, desanclar el packer seguido de un periodo de observación
estatico. Recuperar algunos tubings manteniendo el control del volumen de ingreso y
salida.
Bajar al fondo nuevamente, para limitar un eventual ingreso de fluido de formación y daño
de la empaquetadura para obtener una comunicación que permita la circulación.
Si esta situación no mejora, la maniobra deberá hacerse mas lentamente controlando los
volúmenes de ingreso /saIida, prevaleciendo el control en los volúmenes de ingreso para
mantener a la formación en absorción ligera (reducida) y prevenir algún ingreso de fluido
en el pozo.
2.5.5. Fijado accidental del packer
Puede suceder que en la bajada durante la fase de completación, que por error de
maniobra, por falla del equipamiento o por otras razones, un packer se siente
accidentalmente antes de alcanzar la profundidad programada.
En tal caso se deberá seguir procedimientos diversos, dependiendo del tipo de
completación (simple o dual), siempre considerando que el pozo esté en condiciones
estáticas.
Efecto
pistón

Completación simple
a. Si el packer es del tipo recuperable:
- desanclar, circular/acondicionar y sacar para reemplazar el packer;
- controlar el pozo mediante una maniobra con scraper y molino;
- bajar el nuevo packer.
b. Si el packer es del tipo permanente:
- librar la sarta y levantarlo arriba del packer, circular/acondicionar y sacar la sarta;
- moler el packer (recuperándolo o llevándolo al fondo);
- repasar con scraper o molino;
- bajar el nuevo packer.
Completación dual
Bajar con dual spider:
1. circular por la sarta corta
a. si hay retorno solo de la sarta larga:
- el dual packer esta sentado
b. si hay retorno solo del anular:
- el single packer esta sentado
2. Liberar y extraer la completación entera;
3. repasar con el scraper antes de recompletar (si el bloqueo fue causado por un
packer permanente simple, este deberá ser molido).
Bajar solo con sarta larga:
1. Liberar, circular/acondicionar y extraer para reemplazar los packers
2. Repasar con scraper antes de recompletar (si el bloqueo fue causado por el packer
permanente simple, debe molerse).

2.5.6. Esfuerzos sobre el packer
La variación de presión y temperatura en el interior y exterior de un tubing causa varios
efectos dependiendo del tipo de conexión entre el tubing y el packer.
• En el caso de conexión móvil (dinámica), aumenta o disminuye la longitud del tubing;
Nota En este caso el locator deberá ser lo suficientemente largo y con un gran numero de sellos
para hacer que este movimiento no cause la descarga de la sarta del asiento del packer
(seal bore) con una consecuente inundación del pozo.
• Tal movimiento puede provocar la descarga del tubing del asiento del packer. En el
caso de conexión fija hay un aumento en la fuerza de tracción o compresión del
tubing que es descargada hacia el ancla del packer.
Tal fuerza puede provocar el desanclado del packer, esto ocurrirá cuando el jalado
alcanza el valor de corte de los anillos o hilos.
Nota El efecto de la temperatura se manifiesta como una función directa del coeficiente de dilatación
térmica, mientras que el efecto de la presión viene intensificado por el diferencial de área.
En la fase del proyecto de completación, se debe tener en cuenta ambos efectos, sobretodo si
se ha previsto operaciones de inyección y/o estimulación.
Efecto de la presión interna/externa
Consideremos una sarta de tubing con
un packer en el extremo, que permite
el corrimiento (sliding) libre del packer.
Indicando con:
Pi presión interna del tubing
Po presión externa del tubing
Aa área interna del casing (anular)
Ai área interna del tubing
Ao área externa del tubing
la fuerza actuante sobre la sección del
tubing es:
Fa = Pi x (Aa - Ai) - Po x (Aa - Ao)
donde Fa puede ser una fuerza de
tracción (negativa) o una fuerza de
compresión (positiva).
Con una serie de cálculos es posible
valorar el esfuerzo sobre el packer y
sobre el tubing para seleccionar el tipo
de completación idóneo.
Pi
Aa
Ao
Aa
Ai
Po

Consideremos un pozo con:
- liner de 5 1/2" y tubing 2 3/8"
- packer sentado a una profundidad de H = 2000 m
- peso actuante sobre el packer W = 3200 kg
- fluido anular (sal) con densidad Do = 1.1 kg/l
- después el desplazamiento con tubing lleno de agua tratada con densidad Di = 1.03 kg/l
- presión de well head Po = 70 kg/cm2
Calculo áreas:
- Aa = 5 1/2" id = 18.8 sq.i. = 121.3 cm2
- Ao = 2 3/8" od = 4.4 sq.i. = 28.4 cm2
- Ai = 2 3/8" id = 3.1 sq.i. = 20 cm2
Calculando la fuerza actuante sobre el packer dado que:
- Fuerza en el anular (hacia abajo) ↓:
Fa1 = ( Aa - Ao ) x ( H x D0 / 10 ) =
= (121.3 - 28.4) x (2000 x 1.1 / 10) = 20438 kg
- Fuerza sobre el tubing (hacia arriba) ↑:
Fa2 = [( Aa - Ai ) x ( H x Di / 10 )] + [( Aa - Ai ) x P0 ] =
= [(121.3 - 20) x (2000 x 1.03 / 10)] + [(121.3 - 20) x 70] = 27959 kg
- Fuerza de balance:
Fa = Fa1↓ + W↓ - Fa2↑ = 20438 + 3200 - 27959 = 4321 kg ↑
Si el balance de la fuerza crea una tracción superior a la capacidad del pin de corte el
packer será desanclado. Ello se puede evitar:
- aplicando una presión adicional al anular:
Pa = Fa / (Aa - Ao) = 4321 / (121.3-28.4) = 46.51 kg/cm2
- o utilizando packers provisto de hold down hidráulico
Nota En el caso de la utilización de packers provisto de hold down hidráulico, se considera el
efecto de la temperatura. En el caso de bombeo prolongado ello puede generar fuerzas
hacia arriba (shortening). Si la presión interna de la sarta es descargada (bled off) (con la
consecuente desenergización del hold down) antes que la gradiente geotérmica del pozo
sea restablecida, estas fuerzas pueden causar el desanclado del packer.

2.6. VALVULAS DE SEGURIDAD
Las válvulas de seguridad son bajadas a
una profundidad por lo menos entre 50-100
metros.
Su función es detener el flujo del pozo en
caso de una condición de emergencia.
Hay dos tipos de válvulas de seguridad:
- controlado en el pozo o sub-surface
controlled safety valves (SSCSV);
instalado y recuperado por medio de
operaciones de wire line en especiales
landing niples;
- controlado en la superficie o surface
controlled sub-surface safety valves
(SCSSV); pueden ser parte integral de la
sarta de completación (tubing
recuperable) o instalado en especiales
landing niples provista de un control líne
externo (wire recuperable).
Note 1. La profundidad a la cual se ubica normalmente la válvula de seguridad varia entre 50-100
metros (50-100 metros por debajo del fondo del mar para equipos en offshore). Aunque,
hay situaciones donde puede ser necesario instalarlos a mas profundidad, por ejemplo:
- cuando el equipamiento a ser instalado en el pozo (como las varillas de producción
(sucking rods)) puede obstaculizar su funcionamiento;
- cuando necesita ser posicionado fuera o lejos de las formaciónes de hidratos o de los
depósitos de parafinas.
En estos casos, para la válvula de control en el pozo (SSCSV) es suficiente posicionar un
adecuado landing nipple a la correcta profundidad, o mas de uno con la posibilidad de un
futuro ajustamiento; mientras que con la válvula de control en superficie (SCSSV) es
necesario usar una válvula del tipo especial llamada "deep set".
2. Tests y checks: la norma API RP 14B / ISO 10417 previene que la válvula de seguridad
debe ser testeado cada seis meses.
SCSSV
Control line

2.6.1. Sub-surface controlled safety valves (SSCSV) (Válvulas de control en el pozo)
El mecanismo de cierre esta constituido de una
esfera (ball) o de un flapper que bajo condiciones
normales se mantiene abierto por un resorte
calibrado.
La válvula puede ser de dos tipos:
- diferencial; cierra cuando la presión
diferencial en la válvula excede un cierto valor
a causa del incremento del flujo: el flujo en el
tubo mueve la válvula hacia arriba venciendo
la fuerza (resistencia) del resorte y moviendo
hacia la posición de cierre a la esfera o
flapper;
- pressure operated: esta provisto de una
cámara precargada que presiona al resorte
moviéndolo a la posición de cierre.
La válvula cierra cuando, por alguna razón, la
presión en aquel punto desciende a un valor
mas bajo que el valor de la precarga.
Con respecto a las válvulas diferenciales, las válvulas pressure operated tienen la ventaja
de no ser afectadas por el tipo de flujo y son fácilmente calibradas. Así, estas son
particularmente apropiadas para pozos de bajos rates de flujo y/o baja presión y cuando
el flujo no es predecible (gas con agua o influjo de hidrocarburo, o crudo con variable
GOR).
Ambas válvulas deben ser recuperados para permitir la operación de wireline o
operaciones de coiled tubing en el pozo y cuando requiere operación adicional.
Resumiendo, para la válvula de seguridad controlada del pozo - SSCSV:
Ventajas Desventajas
- son del tipo "recuperable por wireline ",
lo que significa que ellos pueden ser
recuperados en algún momento para un
chequeo si es necesario;
- con la inserción de mas de un niple en
la sarta de completación las válvulas
pueden fijarse a diferentes
profundidades dependiendo de las
condiciones del pozo o para evitar el
fenómeno de erosión causado por el
flujo turbulento;
- son relativamente económicos.
- están normalmente abiertos;
- provoca una restricción al pase del flujo con la
consecuente turbulencia que puede determinar
problemas de erosión;
- deben ser recuperados cuando otros equipos
necesitan ser bajados al pozo;
- requieren una calibración precisa que varia con
las condiciones de flujo del pozo;
- la presencia de depósitos de parafina y asfaltenos
pueden impedir las operaciones de recuperación.
Válvula
pressure operated
Válvula
diferencial

2.6.2. Surface controlled sub-surface safety valves (SCSSV) (Válvulas de control en
el superficie)
Las válvulas son accionadas por una
fuente externa al pozo y por eso no son
afectadas por el tipo de fluido o caudal.
El panel de control hidráulico esta
conectado al sistema de seguridad
especialmente preparado ( presostato,
plug de fusibles, alarma para la
presencia de gas y/o fuego).
La presión hidráulica en la control line
(la cual corre paralela al lado del tubing)
acciona la válvula (del tipo de fail-safe) y
la coloca en posición de apertura. La
ausencia de la presión de control hace
que cierre la válvula que es del tipo fail-
safe.
El sistema de cierre puede ser de dos
tipos:
• tipo bola, que en posición de cierre
limita la posibilidad bombear dentro
del pozo
• tipo flapper, es mas confiable y
permite, en el caso de mal
funcionamiento de la válvula,
bombear dentro del pozo.

Válvula tipo flapper
El tipo flapper esta compuesta esen-
cialmente de:
- un flapper
- un resorte de flapper
- un cilindro
- un power spring (resorte de fuerza),
enrollado alrededor del cilindro.
Apertura: durante las operaciones normales
el flapper es mantenida en posición de
apertura por la presión hidráulica que el
panel de control de superficie, a través de la
control line, mantiene sobre el cilindro
provocando la compresión del power spring.
Cierre: en caso de emergencia el control de
panel coloca la control line en posición de
descarga para que el power spring (resorte
de fuerza) pueda colocar la válvula en
posición de cierre, que es la posición normal
para una válvula fail-safe.
Válvula tipo bola
Las válvulas de seguridad de tipo bola
también del tipo fail-safe (normalmente
cerrada); están compuesta de:
- una esfera con hueco central
- un resorte
- dos pernos(o pines) laterales
- un mandrel con levas .
Apertura: la presión hidráulica de la
superficie acciona el mandrel que
vence la resistencia del resorte (power
spring) rotando la bola en posición de
apertura.
Cierre: en ausencia de presión el
resorte mantiene en posición de cierre
a la esfera (fail-safe cerrado).
.
Spring flapperFlapper
Cilindro
Power
spring

Resumiendo para la válvula de seguridad controlada en la superficie - SCSSV:
Ventajas Desventajas
- normalmente cerrada - fail-safe;
- garantiza un pasaje largo hacia el pozo(full
bore para el tubing recuperable) y por lo
tanto permite bajar al pozo otro
equipamiento;
- son acionados por el sistema de seguridad
de superficie y por lo tanto su intervención
no es afectada por las características de
flujo del fluido producido;
- si son del tipo "tubing recuperable", en el
caso del mal funcionamiento del circuito
hidráulico, ellos pueden ser bloqueados en
la posición de apertura, reactivandose su la
función mediante la inserción de una
válvula de seguridad adicional que puede
ser del tipo controlado en el pozo (SSCSV),
y también si se requiere del tipo controlado
en superficie (SCSSV);
- crearan una barrera confiable en términos
de well control.
- son mas costosas y requieren de un
(cabezal) well head que permita el
pasaje de la control line; una vez que la
profundidad de sentado ha sido
definido, ello puede ser cambiado solo
después del workover;
- si se daña la control line, se puede
reparar (después de bloquearlos en
posición abierta) con un equipo de
workover;
- si estan en "tubing recuperable" alguna
falla podrían tenerse en puntos
precedentes (si ellos son del tipo
"wireline recuperable" el workover es
necesario solo en el caso de daño de la
control line.);
- en el tipo "wireline recuperable", a veces
el diámetro interno puede impedir el
pase de cierto equipamiento,
requiriendo en tal caso la extracción
temporal.
La tendencia actual es la de emplear la válvula SCSSV de tubing recuperable, tipo
flapper.

2.7. DISPOSITIVOS DE CIRCULACION/COMUNICACION
El dispositivo de circulación/comunicación es instalado en la sarta de completación
encima del packer (completación simple) o entre dos packers (completación selectiva y/o
múltiple). Ello permite la comunicación entre el interior y el exterior del tubing.
Estos dispositivos son indispensables:
- en la fase de matado/acondicionamiento
del pozo antes de iniciar un workover,
- para abrir o cerrar el flujo de los diferentes
niveles de productividad durante las
completaciones múltiples.
Los dispositivo de circulación/comunicación
pasan del estado de cierre a la comunicación
por medio de la operación de wireline.
En la fase de apertura, la presión en el tubing
debe ser ligeramente superior respecto al del
anular, para prevenir que la slick line (lisa) sea
violentamente expulsada hacia arriba por la
diferencial de presión que se manifiesta en el
momento de la apertura.
Esencialmente son de dos tipos:
- válvula de circulación
- niple perforado.
Nota Actualmente es preferido no insertar la válvula de circulación encima del packer, para evitar puntos
de posibles perdidas, debido a la presencia de elastomeros.
La ausencia de dispositivos de circulación/comunicación, requiere la perforación del tubing o
seguir procedimientos especiales para matar el pozo.
Niple
perforado
Válvula de
circulación

2.7.1. Válvula de circulación
La válvula de circulación esta compuesta de:
- un cuerpo externo con hilos en los extremos
para ser insertado dentro de la sarta de
completación, con hueco/ventana ( con sellos
arriba y abajo) en la parte central;
- una (camisa deslizable) sliding sleeve
(insertada en el interior del cuerpo) con
agujeros, con un contorno formado, donde un
especial instrumento de wire line (shifting tool)
se opera desplazándolo hacia arriba o hacia
abajo. Alineando los huecos con la aberturas
sobre el cuerpo de la válvula (circulación) o
hacia abajo (cierre).
Su ventaja es que te garantiza un full bore y si
mas válvulas están siendo usadas en la misma
completación se puede operar selectivamente.
La desventaja es que el número de movimientos
puede estar limitado al uso de la empaquetadura
(sello).
2.7.2. Niple perforado
El niple perforado (agujereado) no es mas que el
landing niple perforado e insertado
apropiadamente en la sarta de completación.
El aislamiento con el lado externo ocurre
mediante la inserción de una camisa con sello
para aislarla de los agujeros.
Las desventajas son que reducen el diámetro
interno, pueden causar turbulencia del flujo con la
posibilidad del fenómeno de erosión, y no
permiten la selectividad.
La ventaja es que la camisa puede ser
reemplazada en caso de liqueo.
Sello de
cierre
Sliding
sleeve
Cerrada
Huecos
Sello
Camisa

2.8. LANDING NIPPLES
Son niples con hilos de longitud entre 40 y 70 cm (o mas largo, dependiendo del
diámetro) que esta insertado en la sarta de completación de la que llega a ser una parte
integral.
Estan internamente formados para el alojamiento y el anclaje de los variados tipos de
equipamiento de control de flujo, bajándolos con wire line. El equipamiento de sellado
hidráulico es garantizado por los sellos especiales que están fijados (sentados) en un
área rectificada del landing nipple.
La función de los landing nipples es la de permitir la operación con wire line, y en
especial pueden alojar anclajes específicos de mandrils con herramientas especiales
para:
- realizar tests a los tubings y/o sentar packers;
- posicionar tapones de fondo (tapones positivos) para excluir ciertos niveles o para
facilitar la operación de matar el pozo durante un workover (tapones de circulación);
- instalar válvulas de seguridad;
- instalar reguladores de presión o bottom chokes
- anclar colgadores de bomba para colgar registradores de presión de fondo (memory
gauge).
2.8.1. Tipologia
Desde que más landing nipples pueden
ser insertados en una sarta, será
necesario escoger con cual trabajar
(selectividad). Existen esencialmente dos
tipos de landing nipples:
- los landing nipples selectivos; dan el
mismo diámetro interno, la selectividad
se realiza a traves de un dispositivo de
bloqueo mecánico (sobre el
funcionamiento de la herramienta o
sobre el seguro);
- los seating nipples; aca la selectividad
afecta al diámetro interno, porque estan
basados en el principio "no-go"(no
pasa), para que en el pozo tengamos
un arreglo telescópico de los landing
nipples. El número en el pozo es
limitado por la necesidad de dejar un
cierto diámetro para permitir el pase del
equipamiento de wireline (memory
gauges, logging tools, tubing
puncher/cutter, drills, etc.).
Nota El número de landing nipples presentes en el pozo estan limitados por la necesidad de reducir la
caída de presión en el tubing durante la producción del pozo para obtener el máximo rate posible.
Seating
nipple
Selective
landing nipple

No-go nipples
Los no-go-nipples pertenecen a un grupo diferente,
que presentan una reducción del diámetro y cuyas
funciones son:
- alojar el "bomb hangers" para sostener al
memory gauges en el fondo durante la prueba
de producción prolongada. Ello permite operar
sin dejar el cable en el pozo y por tanto mantiene
la posibilidad de utilizar algun sistema de
seguridad;
- evita caídas accidentales de herramientas al
fondo del pozo mientras se baje/saque
herramientas durante la operación de wireline.
Ellos deben ser insertados debajo de todos los
landing nipples que tienen el mismo diámetro
nominal.
Nota La limitación del diámetro puede representar un obstáculo para intervenir equipos(rig less) de
diferentes tipos. Por esa razón ellos están insertados en la parte baja de la sarta,
normalmente es colocado en la base del packer (tail pipe), permitiendo si es necesario el
corte del tubing justo sobre aquel punto (tubing cutter), restableciendo el fullbore.
2.9. SIDE POCKET MANDRELS
Los Side pocket mandrels son nipples que tienen un pocket (bolsillo) sobre el lado
equipado como landing receptáculo sobre el cual se colocara un mandril especial.
El side pocket tiene un hueco comunicado con el
lado exterior donde puede ser instalado:
- válvula ciega (dummy valve), y en este caso el
side pocket mandrel trabaja como una
herramienta de comunicación;
- válvula de gas lift;
- válvula de inyección química (en este caso
puede ser instalado una control line).
Los side pocket mandrils tienen las siguientes
ventajas:
- garantizan el fullbore
- no hay limitación en el número de uso
Sus desventajas son:
- costo elevado
- requiere herramientas especiales (kickover tool)
para fijar/recuperar la válvula;
- dificultad de recuperación en pozos con
producción de arena;
- poco apropiado en pozos desviados por la
dificultad relacionada al uso del kickover tools
Limitación
del diámetro
No-go
nipple
Válvula
Side
pocket
Hueco
externo

2.10. BLOW OUT PREVENTER (BOP)
El equipamiento de seguridad (Blow Out Preventer) es instalado sobre el wellhead para
prevenir algun flujo descontrolado del pozo. Durante las diferentes fases de workover y
completación, el BOP es instalado sobre la brida del tubing spool después de matar el
pozo y la remoción del Xmas tree.
Cuando se trabaja con equipamiento de wireline o de coiled tubing sobre un pozo
completado y en producción, se instalan BOPs especiales sobre el Xmas tree.
Durante la fase de completación y de workover el BOP constituye la barrera mecánica,
que puede controlar alguna eventual manifestación del pozo que ha tenido lugar después
de superar la primera barrera (hidráulica) consistente en la gradiente del fluido de
completación del pozo.
El tipo de BOP que esta montado sin el Xmas tree, se dice, que es el BOP instalado al
inicio de la primera completación y durante todas las operaciones de workover, y es la
misma utilizada durante la perforación.
La presencia del BOP sobre el pozo no constituye una situación final (permanente), es
temporal y es necesario durante la situación donde se debe operar sin el Xmas tree
(completación y/o workover).
Normalmente la primera completación es un apéndice de la fase de la perforación y por lo
tanto, utilizan el mismo tipo de equipo, el mismo stack BOP, con la inserción de un spool
de conexión con el tubing spool.
Durante los siguientes workovers, por alguna razón podría ser necesario durante la vida
productiva del pozo, que el equipo sea podría mas pequeño y la medida de la
subestructura podría no permitir el uso completo del stack BOP.
2.10.1. Configuración y características
Para la configuración del BOP se recomienda:
- hasta 5,000 psi, stack BOP con 2 sets de rams
(1 pipe rams + 1 blind/shear rams) + 1 BOP anular;
- para 10,000 psi, stack BOP con 3 sets de rams
(2 pipe rams + 1 blind/shear rams) + 1 BOP anular;
- para 15,000 psi, stack BOP con 4 sets de rams (3
pipe rams + 1 blind/shear rams) + 1 BOP anular.
En el caso de completación dual los pipe ram deben
poder cerrarse sin aplastar los tubings, asi en el stack
BOP ira insertado una serie de rams auto-alineados
(self-alignment rams).

Nota No siempre es posible instalar completo el set de BOP, en particular si el campo es antiguo y
depletado, o poco profundo con relativa baja presión, las operaciones de workover serán
efectuados con equipamiento mas pequeño y de menor potencial, lo que no permitirá el uso
de stack BOP mas grande. Sin embargo, siempre se recomienda que se utilicen al menos un
BOP doble(pipe rams + blind rams) y un BOP anular. Lo importante es que su presión de
trabajo pueda soportar la máxima presión del pozo.
• La presión de trabajo de los BOPs debe ser la adecuada para el pozo sobre el cual va
a ser instalado y tener un diámetro interno que permita el pase del equipamiento y
que ello quede montado.
• Todos los BOPs deben ser equipados con un sistema de bloqueo.
• Un set de pipe rams debe ser instalado bajo los shear rams.
• La mínima distancia entre los shear rams y los hang off pipe rams sera de 80 cm (30").
Nota En las nuevas regulaciones los shear rams reemplazan a los blind rams.
Cuando el circuito hidráulico no tiene suficiente presión, ello debe ser instalado sobre un
preventor singular alimentado por un circuito hidráulico separado, provisto de un
booster(propulsor-unidad hidraulica), porque los shear rams requieren de una presión
superior para ser activada.
• La configuración de la choke line debe permitir la circulación a través de la sarta
cortada.
• Cada choke y kill line debe ser equipada con una válvula hidráulica mas una válvula
mecánica.
• El diámetro mínimo para la choke line es 3", mientras que para la kill line es 2".
• Para presiones superiores a 10,000 psi la linea debe ser fijada.
2.10.2. Test
El test del BOP debe ser
realizado después de la
instalación (antes de iniciar las
operaciones) y periódicamente,
cada 7-15 días (norma API: no
superior a 21 días) a una presión
igual o al menos el 70% de la
presión de trabajo).
Durante el test los siguientes
componentes son usados:
• cup tester, si la presión de
reventazón(burst-interna) del
casing lo permite;
• especiales testing tools se
insertara en el tubing spool
(plug tester).
Plug tester
Cup tester

2.11. TOP DRIVE
El "top drive" es usado principalmente en
equipos de perforación pero ello puede
ser utilizado tambien en algunas
operaciones de workover.
Cuando el "top drive" es utilizado, el kelly
y las cuñas de agarre y sostén no son
necesarios porque la sarta es impulsada
directamente por un motor hidráulico o
eléctrico.
Para bajar dentro del pozo o recuperar la
sarta, un elevador tradicional puede ser
usado, que es parte del sistema, tanto
como las herramientas para enroscar y
desenroscar tubería: las conexiones son
fáciles y sobre la mesa de trabajo no hay
elementos en rotación aparte de la
tubería.
En el top drive hay dos (2) válvulas
que interceptan el flujo hidráulico
(kellycock o Inside BOP - IBOP).
Las dos IBOP están separadas por
una pequeña sección (spacer sub);
la válvula superior es controlada
hidraúlicamente a distancia,
mientras que la válvula inferior se
cierra manualmente usando una
llave hexagonal (Allen wrench).
2.11.1. Procedimiento en caso de kick
Durante un kick, el top drive permite una mas rápida intervención porque el perforador,
sin la ayuda del personal del equipo, puede conectarlo a la sarta y al sistema del circuito
de lodo y mantener la situación bajo control: presión, pulling, rotación y circulación.
Si un kick ocurre durante la operación, los siguientes procedimientos son recomendados:
• a la primera señal de un kick interrumpir la operación
• insertar la cuña y apretar la conexión superior
• cerrar el BOP
• registrar la presión del drillpipe y del casing
• aplicar el procedimiento de control de pozo aplicando la mas apropiada.
Spacer sub
IBOP
superior
IBOP
inferior

3. PROCEDIMIENTOS DE TRABAJO EN CONDICIONES SEGURAS
3.1. INFORMACIÓN SOBRE EL POZO
3.1.1. Datos del pozo
Antes de iniciar las operaciones en el pozo, se debe preparar el programa de trabajo
donde se indicar los datos esenciales para poder operar:
• tipo de completación (simple, dual, ... )
• tipo y característica del fluido del packer
• presiones estáticas y dinámicas en la cabeza y en el fondo del pozo
• dimensión y clasificación (rating) de el well head y de todo el embridado
• 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, el encargado de
la operación (supervisor) 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 mata el pozo el peso del packing fluid)
- su densidad es demasiada alta y 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.

Hoja de datos de well head

Hoja de datos de well completación

3.1.2. 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
Estas situaciones están descritas en el capitulo " Complicaciones Operativas"
3.1.3. Operaciones y controles preliminares
Antes de iniciar las operaciones de workover sera 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, verificará alguna
posible presencia de presión anormal
en los varios anillos del pozo.

3.2. PROCEDIMIENTOS PARA MATAR EL POZO
3.2.1. Procedimiento de operación
Para preparar el pozo para workover con la plataforma, la siguientes recomendaciones
deberan ser seguidos:
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 y instalar la BPV (back pressure valve) en el tubing
hanger
4. Remover el Xmas tree y instalar y probar el BOP
5. Recuperar la BPV y 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 mas de un packer, por lo que se recurre al
corte de la sarta.
Recupero
del packer

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.
3.2.2. Circulación
La circulación (con el Bullheading) es
el método mas 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 (tubing-casing) y
luego hacer un flow check.
Circulación
reversa
Pres. cabeza
Densidad fluido
ingreso=salida

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.
Sobre el diagrama teórico la presión será el máximo (SITP) con los strokes de la
bomba = 0, mientras será 0 psi con strokes de la bomba igual a la capacidad de
llenado.
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 habia 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.
Circulación
long-short
Apertura válvula

3.2.3. Bullheading
El Bullheading consiste en bombear en el
pozo una cantidad de fluido (killing fluid)
que es al menos igual al:
Volumen del tubing +volumen debajo del packer
Haciendo que la formación absorba el fluido
que esta 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.
Nota 1 La técnica del Bullheading puede ser aplicada durante la perforación cuando, en el caso, que
se teme que ha penetrado un colchón conteniendo H2S y que todo el equipo instalado en
superficie no es el apropiado para manipular con seguridad este gas.
Nota 2 Antes de realizar una circulación directa, es necesario abrir la válvula de circulación arriba del
packer.
Para una ejecución correcta el siguiente equipo 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.
Estimulación
ácida / Lavados
Control del
pozo
Killing

Procedimiento recomendado
1. Calculo 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 mas 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.
Nota Los mejores resultados pueden ser obtenidos cuando el fluido a ser desplazado es gaseoso
y cuando la formación es altamente permeable.

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 aumentara 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.

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