Manual Intervención de Pozos.pptx

Somos un equipo conformado por
profesionales comprometidos con el
desarrollo y la evolución del nivel de
competencia
del sector petrolero latinoamericano.
Formación
Especializada
Orientada a la
Industria Petrolera

Programa Especializado
Bogotá, Colombia.
Del 16 de Junio de 2015 al 19 de Junio de 2015.
Instructor: Ing. Herney Delgado.
PROGRAMAESPECIALIZADODE
INTERVENCIÓNDEPOZOS
01

02
2. EQUIPOS UTILIZADOS PARA INTERVENCIONES DE
POZOS
a. RIGS

WORKOVER RIGS
PARTES
 Sistema de levantamiento.
 Sistema de circulación.
 Sistema de rotación.
 Fuente de potencia.
 Sistema de control de pozo.
03

COMPONENTES Y HERRAMIENTAS BASICAS
04
WORKOVER RIGS

EQUIPO CON SUBESTRUCTURA Y MESA ROTARIA
05
WORKOVER RIGS

EQUIPO SIN SUBESTRUCTURA
06
WORKOVER RIGS

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
07
WORKOVER RIGS

SISTEMA DE CIRCULACIÓN
Bombas Dúplex: Estas tienen dos cilindros o cámaras, cada una de las cuales descarga fluido a
presión alternativamente por ambos lados del movimiento del pistón. Cuando se descarga en un
sentido se llena de fluido la cámara vacía al otro lado del pistón. Cuando el pistón regresa,
descarga de este lado recién llenado mientras va llenando el otro.
08
WORKOVER RIGS

Bombas Triplex: Tienen tres cilindros, pero a diferencia de las bombas dúplex, el fluido se
descarga sólo por un lado en la carrera hacia delante. En cada cilindro el fluido se descarga por
el movimiento de empuje del pistón dejando el espacio tras el pistón vacío. Cuando el pistón va
regresando se vuelve a llenar de fluido la única cámara que será vaciada al moverse el pistón
nuevamente hacia delante.

SISTEMA DE CONTROL DE POZO
WORKOVER RIGS
09

WORKOVER RIGS
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ACUMULADOR
El acumulador, a veces llamado KOOMEY, es un sistema confiable y
práctico de cierre del pozo al ocurrir un reventón. Estos emplean un fluido
de control de aceite hidráulico que se almacena en botellones a una
presión de hasta 3000 psi. Están equipados con sistemas de Doble
Bomba y, de no haber electricidad, el panel de control remoto funciona
perfectamente.
La energía almacenada en el acumulador es lo suficientemente alta
como para completar el cierre y apertura de la BOP. La revisión de su
óptimo funcionamiento tiene que ser constante. Se recomienda hacerle
mantenimiento al mismo cada 30 días o al iniciar cada pozo, limpiando y
lavando el filtro de aire, los empaques de la bomba de aire y eléctrica.
WORKOVER RIGS
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WORKOVER RIGS
SISTEMA DE CONTROL DE POZO REVISION DEL ACUMULADOR
Se tiene que revisar:
- Filtros de succión estén limpios.
- Baño de aceite para transmisión de mando de
cadena está lleno.
- Volumen de Fluido en el reservorio hidráulico está
al nivel requerido.
- Verificar que precarga de las botellas individuales
sea de 900 psi.
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WORKOVER RIGS
ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS
350 hp Rig 350 hp trailer-mounted Rig
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WORKOVER RIGS
550 hp Rig 750 hp Rig
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WORKOVER RIGS
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2. EQUIPOS UTILIZADOS PARA INTERVENCIONES DE
POZOS
b. UNIDADES DE COILED TUBING

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UNIDADES DE COILED TUBING
• Inicios: Proyecto PLUTO, Junio de 1944. Instalación de líneas de conducción para suministro
de combustible a lo largo de canal de la mancha durante la segunda guerra mundial. Líneas
fabricadas con secciones de 40 ft y 3 in de diámetro interior.
• La primera unidad, fue construida por BOWEN TOOLS y la CALIFORNIA OIL COMPANY en
1962. Incluía un inyector regulado para cargas superficiales de hasta 30.000 lbm que corría
una sarta continua de tubería de 1.315 in de diámetro exterior.

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UNIDADES DE COILED TUBING
Las unidades de CT son herramientas esenciales y ampliamente usada desde finales de la
década de los 80s debido a:
• Su capacidad para reducir los costos.
• Su confiabilidad significativamente mejorada .
• Su amplio espectro de aplicaciones para intervenciones a pozos.
• La posibilidad de usarlas en diferentes tipos de pozos.
El termino tubería flexible describe los tramos continuos de tubería de acero de pequeño
diámetro, el equipo de superficie relacionado y las técnicas de reparación, perforación y
terminación de pozos asociados.

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COMPONENTES PRIMARIOS - CARRETE
Las principales características son :
• Guardar y proteger la tubería CT.
• Mantener la tensión adecuada entre el carrete y la cabeza inyectora.
• Hacer circular el fluido con el movimiento del carrete.
• Aplicar una protección sobre la tubería CT.

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COMPONENTES PRIMARIOS – CABEZA INYECTORA
• Suministra la fuerza y la tracción requerida para correr y recuperar el CT dentro y fuera del
pozo.
• Está conformada por 3 partes principales: guía de la tubería, sistema de transmisión y
stripper e indicador de peso.

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Componentes Primarios – Cabeza Inyectora

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COMPONENTES PRIMARIOS – GUÍA DE LA TUBERÍA
• Soporta, endereza, alinea y guía la tubería desde el carrete hasta el interior de las cadenas de
mando.
• El radio de flexión que tome el arco- guía debe coincidir con el radio del núcleo del carrete, este
varia entre 54” a 98” dependiendo del diámetro de la tubería.

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COMPONENTES PRIMARIOS – SISTEMA DE TRANSMISIÓN
• Constituido por dos motores hidráulicas bidireccionales.
• Cada motor acciona un juego de cadenas sin fin de rodillos, que están configuradas con
múltiples bloques de agarre de superficie acanalada cóncava, que se amoldan al contorno
superficial del tubo. Junto con los cojinetes.

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COMPONENTES PRIMARIOS – STRIPPER E INDICADOR
DE PESO
Las principales características son:
• Esta instalado en la base de la cabeza inyectora.
• Primer dispositivo de control de presión del pozo.
• El indicador de peso está conectado a la pantalla del operador y al equipo de registro de
datos e indica la carga de compresión o tensión en la tubería según la deflexión positiva o
negativa de la aguja.
• El stripper mantiene la presión entre los fluidos y la cabeza de pozo por medio de una
primera barrera.
• Alinea la cabeza del inyector con el control de presión y los equipos de cabeza de pozo.
• Soportar la tubería entre las cadenas de la cabeza del inyector y el stripper.

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COMPONENTES PRIMARIOS – SITRIPPER

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COMPONENTES PRIMARIOS – INDICADOR DE PESO

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COMPONENTES PRIMARIOS – CUELLO DE CISNE

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COMPONENTES PRIMARIOS – SISTEMA DE CADENAS
Sus componentes básicos son:
• Sistema de piñones
• Tensores interiores
• Tensiones exteriores
• Piñones de impulso bajos

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COMPONENTES PRIMARIOS – INDICADORES DE
PROFUNDIDAD

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VENTAJAS DE PERFORAR CON COILED TUBING

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VENTAJAS DE PERFORAR CON COILED TUBING
• Utiliza tubería continua que no presenta conexiones.
• Los componentes de la unidad son pequeños y fáciles de ubicar.
• Presenta altas ratas de penetración.
• Realizar perforaciones direccionales con un mínimo daño de formación.
• Disminuye la probabilidad de ocurrencia de pegas diferenciales.
• Permite recuperación totalmente la tubería.
• El WOB es proporcionado por la tubería, lo cual permite realizar perforaciones extensas.
• El tamaño de la tubería es adecuado para darle peso a la broca y para que los cortes de
perforación viajen libres por el pozo.
• La información emitida por el BHA es recibida en superficie rápidamente.

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LIMITACIONES DE LAS UNIDADES DE COILED TUBING
• Vida útil de la tubería de diámetros menores a 2 3/8” un ciclo de trabajo limitado debido a
presentan fatiga rápidamente.
• A grandes profundidad de pozo, diámetros de pozo y/o longitud a perforar, la tubería no
proporciona suficiente peso sobre la broca para ayudar a perforar.
• Si el carrete excede las 35 toneladas de peso, puede ocasionar problemas tanto en
perforaciones on shore y off shore.

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UNIDADES DE COILED TUBING – ON SHORE

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UNIDADES DE COILED TUBING – OFF SHORE

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2. EQUIPOS UTILIZADOS PARA
INTERVENCIONES DE POZOS
b. UNIDADES FLUSH-BY

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Unidades Flush-By:
• Son empleados en situaciones en las que un equipo de reacondicionamiento
convencional no es totalmente necesario o no hay disponibilidad de otro equipo para
realizar un reacondicionamiento requerido
• Se puede implementar más rápido, y configurar de manera más eficiente que un
equipo de reacondicionamiento convencional.

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Unidades Flush-By:
Un equipo Flush-By puede mejorar la producción del pozo mediante la realización de
múltiples tareas de fondo de pozo, incluyendo:
• La fijación de tubería rota y fugas de la empaquetadura
• Limpieza de arenas o parafinas u otro tipo de obstrucciones
• Cambio de las bombas y las unidades de disco
• Cambio de varillas
• Mantenimiento del equipo (stuffing box)
• Varios problemas de tiro.

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Unidades Flush-By:
Consiste de un camión compuesto por un tanque para almacenar fluidos y su bomba
triplex respectiva y una torre de perforación montada.
Son equipos completamente versátiles por la capacidad de realizar trabajos en pozos
marginales sus actividades varían según el diagnostico que se le realice a dicho pozo
como lo sería, cambio de bombas insertables, bombas de cavidad progresiva, cambio
de barras pulidas, pesca de varillas con herramientas instalación y desinstalación de
cabezales rotatorios, lavados de pozos con la bomba triplex que el equipo posee.

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c. UNIDADES DE SLICK LINE

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Unidades de Slick Line o Guaya:
Algunos trabajos comprenden:
• Instalación o recuperación de válvulas de "gas lift“, tapones, válvulas de seguridad.
• Apertura o cierre de zonas productoras o camisas.
• Limpieza de parafinas, asfaltenos, arena.
• Reparación de tubos colapsados
• Toma de muestras de fondo
• Aislamiento de huecos en las tuberías de producción.
• Cañoneo de zonas, etc.

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Unidades de Slick Line o Guaya:

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d. UNIDADES DE WIRE LINE

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Unidades de Wire Line:
• Sistema o servicio que se aplica en los pozos e incluye varios tipos de trabajo a
efectuar.
• Se emplea para mejorar el desempeños del pozo o para tomar presiones y/o
temperaturas de fondo.
• Se maniobran desde superficie por intermedio de un cable delgado el cual esta
enrollado en un tambor que es movido por un motor.

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Unidades de Wire Line:
Algunos trabajos comprenden:
• Toma de Registros Eléctricos en hueco revestido
• Toma de registros de producción
• Cañoneo de pozos
• Fijación o asentamiento de packers

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Consta de:
• Unidad de WL con Counter Head.
• Postegrua o gin pole
• Aparejo con poleas.
• Odometro.
• Indicador de peso.
• B.O.P. o Wireline Valve.
• Rana o Wire Clamp.
• Limpiacable o Line Wiper.
• Lubricador.
• Stuffing Box.
• Conexión del árbol a B.O.P. cross over.
• Manila para vientos.
• Polea viajera.
• Cadenas.
EQUIPOS DE SUPERFICIE

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Equipos de Superficie – Stuffing Box:
Algunas de las principales características son:
• Se coloca en la parte superior del lubricador.
• Permite la entrada de todo el cable.
• La función Principal es contener y cerrar alrededor del cable sólido, estacionario o
en movimiento.
• Tiene un B.O.P. plunger cuya función es cerrar o cortar el flujo en caso que el cable
se rompa.
• La polea de diámetro grande se usa como un preventor de fatiga.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – STUFFING BOX:
Esta compuesto principalmente por 4
partes:
• Unión Inferior o Quik Union
• Cuerpo dentro de el cual se montan los
elementos que hacen sello:
prensaestopas y accesorios en la
cámara superior.
• Obturador móvil (para abrir o cerrar)
dentro de la cámara inferior.
• Polea de soporte.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – LUBRICADOR O GREASE
INJECTION HEAD:
Permite la entrada de cable a
través de los tubos de flujo dentro
de los cuales se realiza un sello
para permitir la inyección de
grasa.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – LUBRICADOR O GREASE
INJECTION HEAD:
Se compone de:
• Unión inferior o Quick Unión.
• Tubos de flujo.
• Accesorio superior de sello.
• Si el pozo esta sin presión, el lubricador va montado directamente sobre la cabeza de
pozo y es de un diámetro y longitud suficiente para contener la sarta de herramientas.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – SAFETY CHECK UNION:
• Ubicado bajo el Stuffing box o la
cabeza de inyección de grasa,
previene toda fuga a través del
equipo, en caso de la ruptura del
cable o de la falta de sello.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – SAFETY CHECK UNION:
Se compone de:
• Cuerpo con media quick union en cada extremo.
• Pistón, bola de acero y asiento.
• La presión del pozo mantiene la bola en el lugar, mientras que el pistón desciende a
la posición inicial.
• Este equipo debe ser utilizado en pozos de gas, con un fuerte GOR, o en presencia
de H2S.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – CHEMICAL INJECTION SUB:
• Se ubica debajo del Safety Check Union.
• Permite la inyección de químicos a los equipos
directamente sobre el cable durante las
operaciones.
• Los agentes inhibidores de hidratación y de
corrosión son inyectados dentro de una
cámara que es traspasada por el cable.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – CHEMICAL INJECTION SUB
Se compone de:
• Cuerpo de 1/2 Quick Unión acoplada a cada extremo.
• Unión de inyección en la parte superior.
• Sistema de retención de fluido inyectado en la parte inferior.
• El sistema de retención se compone de accesorios de fieltro y de un tapón de retención,
que debe ser adaptado al diámetro del cable utilizado.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – TOOL TRAP
Esta ubicado entre la parte inferior del lubricador y la B.O.P.
Su función principal es mantener el rumbo del cable dentro del lubricador y evitar que las
herramientas caigan al fondo en caso de ruptura del cable como consecuencia de una colisión
entre el Rope Socket y el Stuffing Box o el lubricador.
Puede ser:
• De accionamiento hidraulico (hidruaulic tool trap).
• De accionamiento manual (manual tool trap).

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – TOOL TRAP
Se compone de:
• Cuerpo de 1/2 Quick Unión acoplada a cada extremo.
• Válvula de ventana (flapper), articulada alrededor de un eje accionado manualmente o por un
pistón hidráulico.
• Este equipo es utilizado en especial en operaciones de Electric Line.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – B.O.P. O WIRELINE VALVE
• Es una válvula que esta ubicada sobre la unión de la cabeza del pozo.
• Permite cerrarla sobre el cable sin que este se rompa.
• Permite preveer los efectos posibles de las operaciones a efectuarse, pero en ningún caso la
presión conocida del sistema se podrá exceder.
• Se debe igualar la presión de abajo con la de encima de los arietes cerrados.
• Un diferencial de presión sobre la sección transversal hace muy difícil abrir los arietes.
• Hay que verificar que el ensamble igualador esta bien instalado.
• La válvula igualadora debe mantenerse cerrada.
• Los arietes abiertos deben ser probados a un 150% de la presión de trabajo, y los arietes
cerrados deben probarse a un 100% de la presión de trabajo.

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Sus principales funciones son:
• Posibilita que un pozo presionado sea aislado sin cortar el cable.
• Permite el montaje de un wireline cutter sobre los arietes de la B.O.P.
• Permite bajar wireline cutter en caso de que la sarta se encuentre atascada.
• Permite desmontara el cable a través de los arietes cerrados.
• Se debe probar antes de la operación en el sitio.

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EQUIPOS DE SUPERFICIE – OTRAS HERRAMIENTAS
• Unión de la Cabeza de pozo
• Polea de Retorno.
• Indicador de peso o tensiómetro.
• Indicador de profundidad que consta de una polea de medida que da lecturas en pies y en
metros (2 pies por vuelta) y un contador (en pies).

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EQUIPOS DE FONDO – CABLE DE WL
• Permiten maniobrar las herramientas dentro de el pozo.
• Es la herramienta más importante de esta unidad.
Existen diferentes tipos de cable:
• Monocable llamado corrientemente "SlickLine".
• Cables antigiratorios llamados toronné, “Braid Line o Stranded Line".
• Los cables eléctricos llamados “Electric Line", constituido por cable toronné, rodeado de un
conductor eléctrico.

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EQUIPOS DE FONDO – CABLE DE WL
Los cables se caracterizan por:
• Su diametro.
• Su peso ( Kg./m ó lbs/ft).
• Su límite elástico.
• La carga de ruptura.
• Su calidad o capacidad para viajar por diferentes medios corrosivos.
• Su límite elástico debe ser un poco menos de 2/3 del valor de la carga de ruptura.
• La vida del cable esta condicionado al modo de almacenamiento y la forma como se
desenrolle del tambor.
• El cable debe ser cambiado después de cierto numero de horas de trabajo, o después de un
viaje con esfuerzos excesivos.

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EQUIPOS DE FONDO – SARTA DE WL
La sarta se selecciona dependiendo de las condiciones del viaje a realizar como por ejemplo
profundidad, diámetro, desviación del pozo, etc. La medida del diámetro de la sarta es función
del diámetro interior del tubing.
Una sarta estándar que responde a la mayoría de las operaciones consta de:
• Rope socket.
• Cinco a ocho pies de barras de peso.
• Un martillo mecánico.
• Martillo hidráulico.
• Kickover tool o herramienta de orientación.
• Knuckles jars o unión articulada.
• Centralizadores.

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Equipos de Fondo – Rope Socket para Hebra Múltiple:
• Consiste de cuerpo, grampa, y caja.
• El alambre es introducido por la parte superior de la
herramienta.
• La grampa asegura las herramientas al cable de varias
hebras.
• La grampa esta diseñada de tal forma que la abertura
en el cuerpo es excéntrica al canal de la grampa y
causa un pequeño doblez en el contacto con el cuerpo.

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Equipos de Fondo – Barras de Peso:
• Son fabricadas en aleaciones de acero para trabajo
duro.
• Son utilizadas para adicionar peso a la sarta,
incrementando la efectividad de los martillos.
• La fuerza del impacto liberado por martillos
incrementa o disminuye por el aumento del numero
de barras de pesos totales.
• En pozos de alta presión, peso adicional es necesario
para vencer la fuerza de presión, actuando sobre el
área del alambre.

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Equipos de Fondo – Martillos:
• Son un elemento de la sarta que asegura
la unión permanente entre las barras de
peso y las herramientas de fondo.
• Permite sentar herramientas dentro del
Tubing, dentro de mandriles laterales,
accionar válvulas de seguridad etc.
• Existen varios tipos de martillos como son
el mecánico, tubular y el hidráulico.

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Equipos de Fondo – Junta Articulada:
• Es una junta constituida de una bola y un casquillo.
• Se coloca generalmente entre el martillo y la herramienta.
• La unión tiene una articulación que permite el desplazamiento
lateral en todos los sentidos.
• Siempre se incorpora en la corrida de Wireline.
• Se ubica lo mas bajo posible.
• Para martilleo violento y prolongado con martillo hidráulico, no se
coloca unión articulada.

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Equipos de Fondo – Running Tool:
• Es utilizada para descender y ubicar en su lugar los dispositivos de
fondo por medio de la maniobra del cable.
• Retiene los dispositivos por medio de pasadores o pines de
cizallamiento axial o tangencial, o bien por perros de enganche,
para después liberarlas martillando hacia arriba o hacia abajo o una
combinación de ambas direcciones.
• Se deben conocer las particularidades del pozo a tratar y de su
equipo de fondo, asegurarse de que la herramienta de colocación
corresponda a la herramienta a posar. que la herramienta de pesca
necesaria para una eventual operación de esta clase.

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Equipos de Fondo – Running Tool:
JK C-1

75
Equipos de Fondo – Pulling Tool:
• Está diseñada para pescar las herramientas de fondo de su cuello de
pesca.
• Por medio de esta herramienta podemos liberar si por algún motivo no
se puede extraer y se regresa a la superficie sin ningún tipo de daño.
• El sentido o dirección de liberación puede ser hacia arriba o hacia
abajo.
• El alcance es la distancia que hay entre el núcleo y los perros.
• Las herramientas "R" se definen por el tipo de núcleo, B, S o J por lo
tanto una Pulling "RB" se puede convertir en una "RS" o "RJ"
simplemente cambiando el núcleo.

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Tipo S Tipo GS Tipo GR

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Tipo JD Tipo JU

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Equipos de Fondo – Shifting Tool:
• Es una herramienta utilizada para abrir y cerrar la
camisa.

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Equipos de Fondo – Shifting Tool:

80
Equipos de Fondo – Cortador de Parafina:
• Esta diseñada para remover acumulaciones de parafina
en la tubería de producción y asegurar que el diámetro
interno sea menor que el drift.
• Una camisa delgada y un orificio amplio permite el flujo
de la parafina a superficie.
• Se debe cortar despacio asegurándose que existe
suficiente flujo para sacar la parafina del pozo.

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Equipos de Fondo – Raspador de Parafina:
• Es utilizada para aflojar acumulaciones de parafina de
las paredes de la tubería de producción.
• Consta de una varilla de agujeros dispuestos
horizontalmente.
• La longitud del alambre es aproximadamente el
diámetro interior de la tubería de producción, se usa en
forma similar al cortador de parafina.

82
Equipos de Fondo – Caja Ciega:
• Se utiliza cuando se requiere martillar fuertemente hacia
abajo.
• Su uso principal es para herramientas atascadas.
• Existen tamaños para todas la operaciones, como para
romper pasadores en couplings etc.

83
Equipos de Fondo – Bloque Impresor:
• Es una herramienta utilizada para tomar impresiones de
los objetos ajenos a la tubería de producción.
• Normalmente es usado durante operaciones de pesca.
• Las impresiones definirán la forma y posición relativa de
la obstrucción y así definir la herramienta de pesca a
ser utilizada.

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Equipos de Fondo – Bloque Impresor:

85
Equipos de Fondo – Equipo para Lavar Arena:
• Servicio usado para limpiar escombros, depositados en el equipo de
fondo del pozo.
• El sand bailer es una herramienta que opera bajo el principio de una
bomba de levantamiento convencional con pistón.
• Bailer hidrostático: cámara con rings, se acondicionan en superficie
sellando herméticamente.
• Dump bailer: cámara que dispone de orificios en la parte superior en la
que se transporta generalmente un solvente. Al llegar al sitio, se rompe el
pin seguro y se vierte su contenido.

86
Equipos de Fondo – Kickover Tool:
• Es una herramienta para trabajar exclusivamente en un mandril y sirve para orientarse dentro de este
y así poder extraer las válvulas del sistema de gas lift.
• Hay kickover tool que funcionan con gravedad y están provistas de brazos articulados los cuales
empujan la herramienta hacia el bolsillo.
• Hay kickovers que funcionan por tensión ejercida desde superficie y ayudada por un gatillo que
despliega su brazo hacia el bolsillo.

87
Equipos de Fondo – Kickover Tool:

88
Equipos de Fondo – Standing Valve:
• Se instalan en un niple o en la camisa.
• Sostienen la presión de arriba hacia abajo.
• Básicamente son utilizadas para probar tubería cuando se
esta completando el pozo, y apreciar posibles fugas en la
tubería, mandriles, camisas, etc.
• Se corren con runnig tool.
• Tiene (empaques) para hacer sello y una bola metálica
interior sobre un asiento que es la que soporta la presión.

89
Equipos de Fondo – Over Shot:
• Ultimo recurso para pescar herramientas hueco abajo
cuando el cuello de pesca esta gastado o roto, cuando no
hay cuello de pesca, cuando se requiere una gran fuerza
para halar una pulling tool estándar.
• Solo requiere la acción del martillo hacia arriba.
• Los principales tipos de overshot son: bowen o Bannon.
• Esta fabricado de acero endurecido y se desliza hacia
arriba, permitiendo que sus dientes se agarren al pescado.

90
Equipos de Fondo – Magneto:
• Esta diseñada para remover piezas pequeñas de metales
ferrosos de herramientas en el pozo.
• El peso de la sarta de la herramienta forza el magneto hacia
arriba dentro de la camisa para atraer las piezas pequeñas.
• Esta herramienta debe ser retirada lentamente del pozo para
evitar perder los elementos que han sido retirados

91
Equipos de Fondo – Wireline Finder:
• Se utiliza para determinar la punta del cable y la profundidad a la cual
se encuentra el cable cuando ha sufrido una ruptura.
• En la parte inferior es una falda con aberturas que forman unos dedos
que son los que palpan el cable.
• Esta falda es de acero flexible, para acomodarse al diámetro interno
de la tubería de producción.

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Equipos de Fondo – Center Spear (Arpón):
• Se utiliza para pescar el cable y es un tubo cilíndrico en cuyo
exterior están insertados unos clavos puntiagudos inclinados
hacia arriba que sirven como ganchos.
• Su uso es muy limitado, ya que en la subida tiende a
engancharse de las diferentes herramientas.

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Equipos de Fondo – Go Devil:
• Es una barra pesada que tiene un orificio para hilar el cable a
lo largo de su longitud.
• Antes de usarlo hay que asegurarse que el diámetro interno
de la tubería de producción le permita bajar libremente.

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Equipos de Fondo – Wireline Grab:
• Es una herramienta que se utiliza para pescar cable que por
alguna razón ha sufrido de ruptura.
• En su parte superior esta dispuesto un cuello de pesca del cual
se prolongan dos barras semicirculares, cuyo interior esta
provisto de clavos puntiagudos hacia arriba.

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Equipos de Fondo – Dummy Valves:
• Son dispositivos utilizados como medio
de aislamiento para prevenir la
comunicación entre la tubería de
producción y el revestimiento.
• El sello se logra colocando las dummy
valves dentro del bolsillo lateral del
mandril, colocándolo y sacándolo por
métodos de wireline.

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Equipos de Fondo – Swabing Valves:
• Esta herramienta es también conocida como pera.
• Permite reforzar y enderezar alguna ligera restricción en
el tubing.
• Posee un orificio interno para permitir el paso de fluido.

97
Equipos de Fondo – Tubing Locator:
• Esta herramienta se utiliza para localizar el casco donde
finaliza la tubería de producción y consecuentemente tener
un ajuste en profundidad.
• Está generalmente acompañada de una herramienta para
controlar sedimentos.

98
e. UNIDADES DE SNUBBING

99
Snubbing unit
• Unidades hidráulicas (Snubbing Unit):
Operaciones de sacada / bajada de tubería donde se utiliza equipamiento especializado para superar las
fuerzas que tratan de empujar la tubería hacia fuera del pozo debido a las presiones de cierre interior
del mismo.
En operaciones con pozos vivos, hay producción en juego, que se requiere reparar bajo presión o el pozo
tiene problemas mecánicos que evitan ser controlado.
En operaciones con pozos muertos, es desarrollado debido a costos o el tiempo en la movilización.
• Clasificación de las unidades hidráulicas
- Unidades convencionales
- Unidades hidráulicas asistida por el aparejo

Tipos de unidades hidráulicas
• Unidades de ayuda con perforador (rig assist) o convencionales
(perforador de fuerza motriz)
• Unidades múltiples de cable de cilindro sencillo o múltiples de
carrera larga
• Unidades de Jack hidráulico de carrera corta (shortstroke) de cilindro
o múltiple.
Snubbing unit
103

Aplicaciones Snubbing Unit:
• Limpieza mecánica / química
• Eliminación de comunicación
• I/R: BES, BCP, LAG y bombas de subsuelo
• Reemplazar colgador en cabezal
• Operaciones de pesca
• Asegurar o abandonar un pozo
• Reemplazo de sellos primarios y secundarios
• Levantar cabezal
• Otros (fresado, desplazamiento de fluidos, etc)
Snubbing unit
104

Ventajas
Utiliza tubería del diámetro pequeño.
Permite intervenir el pozo a través de la tubería
con el pozo vivo.
Reducción del daño a la formación
Puede trabajar con presión de 15000 lpc
Desventajas
Manejo tubo a tubo
Espacios físicos cubiertos limitados
Limitaciones con equipos auxiliares
Limitaciones para almacenamiento y retorno de
fluidos.
Desventajas de seguridad operacional
Personal labora en espacio limitado
Alto índice de riesgo en reacondicionamiento
El equipo es vestido sobre el pozo
Mayor exposición del personal a las operaciones
de altura
Snubbing unit
105

Trabajos menores/ Snubbing unit
106

DEFINICION
COMPLETAMIENTO
Se define como el diseño, la selección e instalación de
tuberías, empacaduras y demás herramientas u equipos
dentro del pozo con el propósito de producir el pozo de
manera controlada , segura y rentable.
Esta etapa es el resultado de diferentes estudios
realizados al pozo, empezando por la exploración hasta la
evaluación del pozo en flujo algún tiempo después de
haber sido perforado.
107

EQUIPOS DE SUBSUELO
COMPLETAMIENTO
Tienen la finalidad llevar los fluidos desde la formación productora
hasta el cabezal del pozo en forma segura, para el personal y las
instalaciones.
Los principales componentes de los equipos de subsuelo son:
Formación
Productora
Cabezal del
pozo
1. Sarta de Tubería 2. Empacaduras
3. Equipos Adicionales para la
Completación
4. Equipos Adicionales para
la Producción
EQUIPOS DE
SUBSUELO
108

EQUIPOS DE SUBSUELO: SARTA DE PRODUCCIÓN
COMPLETAMIENTO
La función de la tubería de producción es llevar el fluido de la formación productora hasta el cabezal del pozo, su diseño
es similar al del revestidor (estallido, tension y colapso). Las caídas de presion se obtienen mediante análisis de flujo
multifásico o análisis de presiones en el fondo y el cabezal del pozo. La selección y diseño de una tubería, es una parte
fundamental en la completación de un pozo, para ello existen un conjunto de prácticas aceptables, entre las cuales se
pueden citar las establecidas por el API (American Petroleum Institute) basado en las siguientes propiedades físicas:
• Valores máximos y mínimos de los esfuerzos cedentes.
• Valores mínimos de presión interna cedente.
• Porcentaje mínimo de elongación en secciones de prueba de dos pulgadas de largo.
• Valores de dureza típica.
• Torque recomendado.
109

COMPLETAMIENTO
Grados de la Sarta de Producción:
Los grados de acero recomendados por el API, establecen la composición química, propiedades físicas y
mecánicas de la tubería.
Cada grado tiene designado una letra y un número como por ejemplo:
K-55, N-80, J-55, C-95, C-75 y P-110.
La designación numérica refleja el esfuerzo cedente mínimo del material. Este esfuerzo puede ser suficiente
para soportar fuerzas en la tubería causadas por cambios de presión y temperatura a profundidad.
110

COMPLETAMIENTO
Grados de la Sarta de Producción:
• Cuando se requieran tuberías que deben soportar mayores
esfuerzos que una de grado J-55 se puede usar , N-80,C-75 o C-
95.
• La tubería de grado C recibe tratamiento térmico para darle mayor
dureza.
• Las tuberias se pueden clasificar como tuberías de alta resistencia
que soportan esfuerzos mayores que 8000 lpc y su grado es de C-
75 , C-98 y P-105. estas tuberías pueden presentar problemas
debido a la eliminación de la ductibilidad y el aumento de la
sensibilidad a roturas , lo cual es particularmente notable en
tuberías P-105.
111

COMPLETAMIENTO
Diámetros de las Sarta de Producción:
Es seleccionado sobre la base de la tasa de flujo o bombeo
estimado para el pozo.
La tasa de flujo o de bombeo, es determinada con un Análisis
de Curvas basado en el Comportamiento de Influjo del
Yacimiento y la Tubería.
112

COMPLETAMIENTO
Conexiones de las Sarta de Producción:
Existen 2 tipos de conexiones:
Conexiones UN
(NOT-UPSET)
Conexiones EUE
(EXTERNAL UPSET)
Poseen roscas de 10 vueltas. Tienen una resistencia menor que
la del cuerpo del tubo.
Poseen 8 vueltas por rosca y una resistencia superior a la del
cuerpo del tubo. Éstas son las más utilizadas porque provee un
servicio confiable a la mayoría de los pozos.
113

COMPLETAMIENTO
Clasificación de las tuberías de Producción
• Soportan esfuerzos mayores a 8000 lpc y su grado es C-75, N-80, C-98,
y P105.
• Estas pueden presentar problemas debido a la eliminación de la
ductilidad y al aumento de la sensibilidad a roturas. Ej.: P-105.
Tuberías de Alta
Resistencia
Tuberías de Baja
Resistencia
• Son generalmente dúctiles, por eso la concentración de esfuerzos se
ejecuta parcialmente mediante la plasticidad del elemento.
114

COMPLETAMIENTO
Inspección de la Tubería:
1. Visual: Toda la tubería que se va a colocar dentro de un pozo debe ser revisada visualmente antes de ser instalada.
Algunos efectos que se pueden detectar visualmente:
 Defectos de fabricación (Roturas, abolladuras, soldaduras)
 Defectos de la fabricación de sus roscas.
 Daños que puedan ocurrir en el cuerpo de la tubería durante el transporte y manejo de las mismas.
2. Prueba Hidrostática : Una vez que la tubería se instala en el pozo se le hace este tipo de prueba. Estas se realizan
a presiones por el orden de 80% del esfuerzo cedente mínimo. Sin embargo, una prueba hidrostática exitosa no
representa una garantía suficiente de que no existan defectos en la fabricación de las tuberías sometidas a tales
pruebas.
115

COMPLETAMIENTO
Inspección de la Tubería:
3. Prueba Electromagnética: En este método se introduce en la tubería un cable conductor en forma de resorte
para medir la respuesta de la tubería al paso de corriente. Existen varios métodos para realizar estas pruebas y
cada uno de ellos se identifica mediante la empresa que lo patrocina.
Generalmente, en cada uno de esos métodos se investigan:
• Defectos internos de la tubería.
• Corrosión.
4. Prueba mediante Partículas Magnéticas: En este método se introduce un campo magnético en la tubería.
Esto permite que partículas regadas en la parte externa de la tubería, se alineen para indicar defectos
longitudinales de ella. Este método no es tan confiable como el electromagnético, ya que solo se limita a la
parte externa de la tubería.
116

EQUIPOS DE SUBSUELO: EMPACADURAS
COMPLETAMIENTO
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la
tubería de producción y la tubería de revestimiento a fin de evitar el movimiento
vertical de fluidos desde la empacadura por el espacio anular hacia arriba.
En la actualidad existe una gran diversidad de empacaduras en el mercado, pero
todas ellas poseen básicamente la misma estructura Mandril
Mandril
Cuñas
Cono
Elemento Sellante
Bloque de
fricción
117

COMPLETAMIENTO
Funciones
 Confinar las presiones en el fondo del pozo, evitando que la presión de formación entre
al anular tubería-revestidor.
 Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o
presiones de inyección.
 Mantener los fluidos de la formación alejados de la sección del revestidor que está por
encima de la empacadura.
 Mantener los fluidos pesados para el control del pozo en el espacio anular. Aislar
perforaciones y zonas de producción en completaciones múltiples.
 Permitir el uso de ciertos métodos de levantamiento artificial.
118

COMPLETAMIENTO
Mandriles de Flujo: Es un medio o conducto interior que
permite mantener todas las secciones del obturador como un
sistema individual (unidades de sellos, conos, cuñas, válvulas y
bloques de fricción), de esta forma comunica el flujo que
proviene de la formación con la tubería de producción y continúa
su recorrido hasta la estación de flujo.
Conos: Son dispositivos que transmiten de la tubería bien sea
los movimientos de compresión o de tensión a las cuñas para su
expansión y anclaje al revestidor.
Mandril
Mandril
Madril de Flujo Conos
118

COMPLETAMIENTO
Cuñas: Son piezas metálicas de acero recubiertas con material de alta dureza
(tungsteno) ya que son las que anclan la empacadura al revestidor impidiendo el
movimiento de la misma.
Elementos Sellantes: Son los sistemas fundamentales para lograr el
aislamiento hidráulico. Están constituido bien sea por una pieza o varias hasta tres
anillos de elastómeros, construidos de nitrilo y que pueden ser fabricados de
diferentes dureza de acuerdo a rangos de presión y temperaturas donde se vayan a
usar.
Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime para formar
un sello contra la tubería de revestimiento. Durante la compresión, el elemento de
goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería de
revestimiento.
Cuñas Elementos Sellantes
119

COMPLETAMIENTO
Dispositivos de Fricción: Son piezas metálicas de
acero. Estos son una parte esencial de muchos tipos de
empacaduras para asentarlas y en algunos casos para
recuperarlas.
Pueden ser: flejes, en resortes o bloques de fricción y
cada uno de estos proporciona las fuerzas de
sostenimiento necesarias para asentar la empacadura.
Mandril
Mandril
Mandril
Mandril
120

COMPLETAMIENTO
Clasificación de las Empacaduras: De acuerdo al sistema de anclaje las empacaduras
se pueden clasificar de la siguiente manera:
1. Mecánicas
2.Hidráulicas
3.Permanentes
121

COMPLETAMIENTO
Empacaduras Mecánicas de Compresión : Son sencillas debido a que poseen solo
un sistema de anclaje al revestidor, no tienen válvula interna de circulación, el elemento
sellante puede trabajar hasta 250°F.
Se anclan cuando se llega a la profundidad de asentamiento rotando la tubería en
dirección de las agujas del reloj para que salga la “J” del perfil interno del mandril, de
esta manera salen las cuñas y se coloca peso sobre el obturador para anclarlo al
revestidor.
Para desasentarlos basta con tensionar la tubería.
122

COMPLETAMIENTO
Empacaduras Mecánicas de Compresión :
Ventajas Desventajas
 Bajo costo.
 Se puede usar como
empacadura de tensión.
 El diámetro interno esta
completamente abierto al flujo.
 Pozos someros.
 Yacimientos de baja presión.
 No se pueden realizar a través
de ellos trabajos de
estimulación.
123

COMPLETAMIENTO
Empacaduras Mecánicas de Compresión Dobles: Similar a las
sencillas, son equipos recuperables, son dobles debido a que tienen
doble sistema de anclaje, el agarre mecánico igual a la sencilla y
adicional un sistema de candados hidráulicos los cuales son accionados
mediante presión hidráulica y los mismos son localizados por debajo de
la válvula de circulación.
124

COMPLETAMIENTO
Empacaduras Mecánicas de Tensión Sencillas: Son equipos recuperables y
muy similares a las empacaduras de compresión sencillas, la diferencia es que
presenta las cuñas y cono invertidos, por esta razón el sistema de anclaje es
tensionando la tubería.
Su mayor aplicación se encuentra en los pozos inyectores de agua y en pozos
productores someros y con tubería de completación de diámetros pequeños donde
el peso de esta es insuficiente para asentar los obturadores de compresión o peso.
125

COMPLETAMIENTO
Empacaduras Mecánicas de Tensión y Compresión : Al igual que
todos los anteriores son equipos recuperables, presenta la versatilidad
que se pueden asentar aplicándole esfuerzos de compresión, tensión y
rotación.
Usado para producción, inyección, fracturas, zonas aisladas y
aplicaciones de cementación remedial. Posee capacidad de resistir altas
presiones diferenciales en caso de estimulaciones después de haber
completado el pozo.
126

COMPLETAMIENTO
Clasificación de las Empacaduras Mecánicas:
De compresión Dobles De Tensión Sencillas
De Tensión y Compresión
127

Empacadura Hidráulica
Black Cat
Weatherford
Empacadura Hidraulica
Dual Hydro II
Weatherford
G-77 Halliburton
COMPLETAMIENTO
MRP Schlumberger
Dual Hydro 12
Schlumberger
128

COMPLETAMIENTO
Empacaduras Permanentes: Estos equipos están diseñados
para pozos de alta presión y temperatura, en completaciones
donde se prevean trabajos de fractura en el futuro, en
completaciones selectivas y principalmente en pozos
exploratorios donde no se conocen las características del
yacimiento. Se pueden asentar mediante dos mecanismos
con guaya eléctrica y con tubería de trabajo. Forma parte del
revestidor ya que al estar anclada hay que fresarla para su
remoción.
129

COMPLETAMIENTO
Empacaduras Permanentes con Sello Hidráulico:
 Gama completa de accesorios disponibles de completación.
 Diseñada para altas presiones diferenciales sobre los 10.000 psi.
 Diseñada para aplicaciones de una zona y multi-zonas.
 Es fijada en un solo viaje no requiere rotación.
 No es necesariamente bajada con guaya.
 Temperatura de 120º a 350ºF.
130

COMPLETAMIENTO
Accesorios de Empacaduras Permanentes :
 Localizadores de la empacadura Permanente.
 Unidades espaciadoras.
 Seal Bore and Mill-Out Extensions
 Pata de mula.
 Unidades sellantes.
131

Unidades de sello
Empacadaura Permanente
Zona Pulida
Ensamble de Sellos con Localizador
COMPLETAMIENTO
132

LOCALIZADOR SNAP LATCH
EMPACADURA PERMANENTE
Zona Pulida
COMPLETAMIENTO
133

COMPLETAMIENTO
Niple de Asiento: Es un dispositivo tubular conectado a la tubería de
producción que se coloca a una determinada profundidad. Internamente son
diseñadas para controlar la producción en la tubería.
Básicamente existen dos tipos de niples de asiento:
1. Selectivos
2.No Selectivos
EQUIPOS DE SUBSUELO:
EQUIPOS ADICIONALES PARA LA COMPLETACIÓN
134

COMPLETAMIENTO
Niple de Asiento Selectivo: Su principio de funcionamiento está basado en el conjunto de
cerraduras que hacen juego con las llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados
más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tengan la misma dimensión
interna.
Se utiliza para:
 Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones.
 Probar la tubería de producción.
 Colocar válvula de seguridad, reguladores de fondo, herramientas de medición.
 Servir como punto de referencia.
135

COMPLETAMIENTO
Niple de Asiento No-Selectivo: Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su
principio de funcionamiento es tener una disminución de diámetro llamado no pasa (NOGO), para
localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto, el diámetro exterior del dispositivo deberá ser
ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño.
En el mercado, existen múltiples marcas disponibles, entre ellas las OTIS, con sus modelos X, XN ,R
y RN.
136

COMPLETAMIENTO
Mangas: Son dispositivos compuestos por una manga interior, la
cual debe abrirse o cerrarse por métodos de guaya, para permitir la
comunicación o separación de los fluidos hacia la tubería. Estas
permiten, traer pozos a producción, matar pozos, lavar arenas y la
producción de pozos de múltiples zonas.
Las mangas pueden ser utilizadas como:
a. MANGAS DE CIRCULACIÓN
b. MANGAS DE PRODUCCIÓN
137

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