Complicaciones

Complicaciones

Objetivos del Aprendizaje • Aprender a detectar los desvíos a los cambios desde

tendencias establecidas. • Aprender a responder a problemas como:

• Problemas de bomba • Problemas de sarta • Complicaciones en el pozo • Problemas con el estrangulador

• Se le presentara una informacion general concerniente a stripping y snubbing.

Complicaciones del Control de Pozo

Compendio • Muy pocas actividades de control de pozo ocurren como

fue planeada. • Es importante estar familiarizado con las complicaciones

que pueden ocurrir durante una operación de control de pozo.

• Le mejor forma de saber como solucionar problemas que pueden ocurrir es siempre mantener un registro bueno de las tendencias y eventos.

Complicaciones del Control de Pozo

Compendio • Problemas que ocurren durante operaciones de control

de pozo rápidamente pueden causar situaciones no controlables.

• El personal TIENE que comunicar cualquier cambio de lo establecido o esperado.

• Es critico monitorear: • Bombas y velocidad de bombeo • Presión circulante • Presión del estrangulador • Flujo y tipos de fluidos del pozo • Tanques • Equipo involucrado en la presión de pozo

Complicaciones del Control de Pozo

Compendio • La documentación es muy critica.

• Es la herramienta para determinar un problema que se esta desarrollando.

• Es la herramienta para encontrar la solución al problema. • La secuencia de como se desarrolla un problema es

importante. • Se deben notas cambios en cierre inicial, presiones de

estrangulador de circulación.

Complicaciones del Control de Pozo

Compendio • La secuencia de como cambia la presión es crucial. Si se

nota primero en: • Presión Circulación – usualmente el problema es en la

bomba y el lado de la sarta del tubo en “U”. • Presión de Estrangulador – usalmente el problema es del

estrangulador hasta el fondo del pozo. Pregunta: ¿El cambio en presión también se refleja en el otro lado del tubo “U”?

Complicaciones del Control de Pozo

Compendio • Cambios en la presión pueden influir el BHP, presión en

el zapato o zona debil. • Un cambio repentino en la presión del estrangulador

pueden indicar un tapón debajo del estrangulador, requiriendo que se pare la bomba.

Complicaciones

Tapado/Colapsado

el Anular

Sarta Tapada

Falla de la

BOP

Falla o daño del

revestidor

Tapón de Cemento

Los Errores conceptuales mas Comunes

Complicaciones

durante la circulación de un Kick

Presión excesiva

de revestidor

Pesca

Válvula Flotadora de Contra presión

en la sarta

Detección del

Punto Libre

Congelamiento

Hueco o Lavadura

en el Tubing

Consideraciones de Control de

pozos horizontales

Perforación en Caliente

Presión Reducida no confiable

o no disponible

Perdidas de circulación

Problemas mecánicos

y del Pozo

Fresado

Perdidas de Circulación

Perdidas parciales de Circulación

Tubería fuera del Fondo

Tubería Fuera

del Pozo

Tubería muy débil o muy corroída

para sacarse del pozo

Cambios En los

Tanques

Bit Tapado

Embudo Tapado

Presión entre las sartas de Revestidotes

Falla n los Manómetros De Presión

Problemas mas allá del

estrangulador

Falla de la Bomba, Cambio de Bomba

Reciprocado de la tubería durante el control del pozo

Perdida parciales de

Circulación, Perdida Severa de circulación

Consideraciones De las Presiones

de Cierre

Snubbing en la sarta o Tubimg

Pega de Tubería

Sarta Telescópica

Hueco o Lavadura en la Tubería

• Es muy difícil detectar durante control de pozo. • Si se desarrolla antes de cierre:

• SIDPP puede ser mas alto o igual a SICP cuando el kick esta arriba de la lavadura.

• Si se tiene una válvula flotadora: Habrá presión en la sarta (SIDPP).

Si se desarrolla durante circularon de un kick: • Si ocurre una lavadura, la presión de circulación que

mantiene el BHP no es confiable. • Si no se detecta, la presión de circulación baja y el

operador del estrangulador ajustara incorrectamente el estrangulador .

• Si ocurren altas presiones causaran complicaciones como perdidas/fracturas en la formación.

Barrena Taponada

Puede ocurrir que se agregan gran cantidades de químicos y/o densificantes. Estos generaran grandes aglomeraciones pueden formarse, y bloquearan parcial o totalmente las toberas o puertos de circulación.

• Obstrucción total pueden resultar en un incremento rápido en la presión circulación y disminución de la presión del estrangulador.

• Pare la bomba y cierre el pozo.

Barrena Taponada

• Obstrucción parcial resultara en un incremento de la presión circulación. Si la bomba mantiene la velocidad emb/min constante, la presión del estrangulador se mantendrá constante.

• Se debe considerar parar la bomba y el cierre del pozo y el recomenzar de bombeo para establecer la nueva presión circulación.

• Continuar con el bombeo y usar el nuevo valor como presión circulación (si la bomba no activa la válvula de alivio).

Presiones de Cierre

• Si la presión de cierre están muy altas o muy bajas, pueden causar complicaciones.

• Presiones y la hora del kick se tienen que registrar frecuentemente hasta que comiencen a estabilizarse.

• Características, presiones, profundidad, tipo de fluido, y tipo de afluencia de formaciones afectan la cantidad de tiempo que es requerido para que el pozo se igualase y las presiones se estabilicen.

Presiones de Cierre

• Es imposible determinar un plazo para la estabilización de presiones en un cierre.

• El fluido de peso de control es calculado de presiones registradas.

• Adicionalmente, la presión del anular se mantiene en el periodo en que la bomba llega a la velocidad de control.

• Si las presiones registradas están muy altas, se prepara un fluido de control muy pesado, causando presión excesiva, resultando en perdida de circulación.

Presiones de Cierre

• Si se observa que la presión es muy alta se deberá hacer pequeñas purgas para determinar la presión apropiada.

• Recuerde que si las presiones originales no eran las correctas, mas afluencia puede entrar al pozo y cuasar una presión alta de revestimiento.

• Si el gas comienza a migrar, se requerirá una pequeña purga para mantener la presión del fondo del pozo constante.

Presiones de Cierre

• Dado que la densidad del kick es menos que la del fluido en uso, la presión de cierre del revestimiento será mas alta que la presión del cierre de la tubería.

• Si el fluido en afluencia es liquido y tiene una densidad mas alta que la del fluido en uso, el SIDPP (presión de la tubería) no serán tan alto como el SICP (presión del revestidor).

Presiones de Cierre

• Al contrario, si las presiones registradas son muy bajas, el nuevo fluido de control no será lo suficiente pesado, causando presiones circulantes inadecuadas resultando en una afluencia adicional.

• Otras causas de SIDPP (presión de la tubería) se mas alto que SICP (presión del revestidor): • Presión de bombeo atrapado • Rápido asentamiento del gel • Gas que entra a la sarta • Obstruciones

Presiones de Cierre

• Una técnica que se utiliza frecuentemente si las presiones de cierre se presume que son incorrectas, es comenzar ha bombear lentamente varios barriles de fluido debajo de la sarta. Esto desplazara con fluido para lograr una buena columna de fluido y poder determinar con precisión la SIDPP (presión de la tubería).

Presión entre Sartas de Revestimiento

• Causas de la presión entre sartas de revestimiento seran: • Adhesiones malas de cemento • Desgaste • Corrosión • Efectos Termales en fluidos de packers y tubería • Falla de “Fallas en el colgador del Liner”

• Siempre observe por presión entre los revestidores. Abra lentamente la válvula de anular. Tenga precaución cuando este: • Armando la BOP • Al bajar una nueva sarta de revestimiento

Falla en la Bomba/Cambio de Bombas

Si la bomba no esta operando apropiadamente durante la operación de control de pozo, se tiene que cambiar a otra bomba usando el procedimiento que sigue :

• Mantengan la presión de revestimiento constante y disminuya la velocidad de bombeo gradualmente hasta que pare.

• Cierre el pozo. • Cambie a la otra bomba y acelérela lentamente hasta la

velocidad de control deseada.

Falla en la Bomba/Cambio de Bombas

• La presión de revestimiento debe ser igual a cuando se cerro la segunda vez y registre la presión de circulación.

• Esta es la nueva presión circulación, que puede ser distinta a la presión de la primera bomba.

Use técnicas volumétricas si el pozo esta cerrado mientras se repara la bomba.

Falla del BOP

• BOP deben de ser monitoreado durante cualquier operación de control de pozo.

• Falla de BOP puede causar afluencia adicional y escape de fluidos de formación en la superficie, causando daño al pozo y al equipo de perforación.

• Elementos del packer se pueden dañar si hay perdida cuando se esta cerro la BOP. Aumentar la presión de cierre o el uso de un preventor alternativo son métodos para parar el escape.

Falla del BOP

Escape de alcahuete (weep hole) : • Un escape hidráulico indica que el sello principal del eje

del ram ha fallado. • Al apretar el “hex screw” se fuerza el material de empaque

dentro de la área del sello para temporalmente parar el escape.

SI el BOP tiene un escape o falla, una preventor alternativo inferior debe cerrarse:

Falla del BOP

Opciones porque la BOP no cierra • Falla en el sistema de cierre • Falla de la línea hidráulica.

• La falla se debe bloquear para evitar la perdida de presión de cierre.

Falla del sello de la Brida/BOP • Cierre otra BOP alternativa. • Dejar caer la tubería y cerrar el ram siego. • Bombear un grasa de sello dentro del cabezal.

Problemas mas allá del Estrangulador

• Rutas alternativas de flujo y de quema se deben de proveer en caso de falla o bloqueo de la línea principal.

• Estranguladores alternativos también se deben considerar. Si el estrangulador principal se bloque, cambie a:

• Estrangulador ajustable por remote secundario • Estrangulador ajustable manual

El separador de lodo y gas se debe monitorear para: • Bloqueo • Gas que pasa (blow-by).

Falla en los Manómetros de Presión

• Es buena practica leer y registrarlas presiones de cada manómetro que se usa durante la operación de control e pozo.

• Si un manómetro falla, un segundo manómetro debe utilizarse.

• Nota: Si no es muy exacto como el primer manómetros. Por eso se debe anotar las presiones de todos los manómetros posibles a ser utilizados para que en caso que uno de ellos falle.

• Comunicación es esencial para leer y registrar presiones.

• Manómetros se deben leer con certeza.

Bloqueo/Derrumbe en el Anular

• Un aumento en la presión circulación y una disminución en le presión del estrangulador pueden indicar que hay problemas en el fondo del pozo.

• Si el bombeo continua, presiones debajo del bloqueo pueden incrementar y causar falla/daño a la formación.

• Tubería pegada es factible. Si el bloque previene la circulación, la tubería tendrá que ser perforada o cortada para continuar con la actividad de control de pozo.

Tubería Fuera del Fondo

• Es difícil controlar BHP si la tubería esta fuera del fondo. • Posición de kick vs. posición de la tubería. • Circule el kick y mantenga la presión circulante adecuada.

• Instale la válvula FOSV y haga “Stripping” al fondo. • Técnicas volumétricas se deben usar. • Nota: una segunda válvula FOSV (válvula de seguridad de

apertura completa) se debe tener disponible en caso de una falle.

Tubería Fuera del Pozo

• La migración de un kick es la mayor preocupación. • Técnicas volumétricas se tienen que usar.

• Si gas alcanza la superficie, lubricación y purga deberán utilizar.

• “Stripping de nuevo” al fondo se puede considerar. • Cálculos de peso de stripping se deben realizar. • Válvulas de seguridad se tiene que usar.

Válvulas Flotadora, de Retención, o de Contrapresion (BPV) en la Sarta

• Válvulas flotadora, de retención, o de contrapresion se usan en la sarta para:

• Trabajos con Presión • Perforación direccional • Herramientas de MWD/LWD • Prevenir el efecto tubo “U” en el anular

• Las válvulas flotadoras hacen que la presión de cierre en tubería tenga un valor de cero o leer como un valor indeterminable o poco confiable.

Válvulas Flotadora, de Retención, o de Contrapresion (BPV) en la Sarta

• La sarta tiene que ser presurizado hasta que la válvula flotadora se abra para poder determinar la presión exacta de cierre de la tubería. Este se llama “golpear sobre el flotador”.

• La presion SIDPP (presión de cierre de tubería) se puede determinar usando uno de los siguientes precedimientos (dependiendo del tipo de transmicion de la bomba).

Procedimiento # 1: • La tubería se debe presurizar en incrementos pequeños

de presión en la sarta de manera de obtener la presión de cierre en cada incremento. Hay un incremento de presión con cada embolada. La presión regresa al valor SIDPP cuando se para la bomba. Repetir el procedimiento hasta que sea exacta la presión.

• Observar cuando la presión disminuye luego de cada incremento. Si se observa es que la válvula se abrió purgar un poco de presión y la presión remanente será la SIDPP (presión de tubería).

Procedimiento # 2: • Lentamente presione la sarta usando una bomba de

presión alta presión/bajo volumen. • El manómetro de presión se tiene que monitorear

cuidadosamente por cambios en la tubería. • Un pequeño “oscilación” en a presión, o disminución en

la forma como iba subiendo la presión nos indicara cuando el BVP se abre.

• En este punto la presión dentro de la sarta es igual a la presión de afuera.

Procedimiento # 3: • Método usado si la bomba se puede cambiar lentamente

a una bomba del tipo de cementación si esta disponible: • Bombea el equivalente de un barril y parar. • Verifique la presión de revestimiento. • Repite el procedimiento hasta que la válvula flotadora se

abra y hay un aumento notable en la presión de revestimiento. Lea el valor de SIDPP en la sarta.

• Estos pasos se deben repetir después de que la presión de revestimiento se ha purgado a su valor original

Procedimiento # 4: • Si presiones de control o reducidas han sido registradas

exactamente: • Ponga la bomba a la velocidad de control, usando el

procedimiento correcto. • Ajuste la presión de revestimiento a su valor previo al

comienzo de bombeo. • Reste la presión de control de la presión de la tubería

vertical (este es el valor de SIDPP). • SIDPP = Presión de Circulación – Presión Reducida

• Stripping en bajar o sacar una sarta de tubería bajo presión

• Snubbing es cuando la sarta de tuberia es introducida o controlada mecánicamente porque si no el pozo la ejecutaría, debido a la presión.

• Ambas operaciones se requiere varias válvulas de contrapresión, en la sarta y en superficie. • Válvula de contrapresión. • FOSV • Dentro de BOP • La posibilidad de colocar un tapón en le sarta. • El estrangulador manual se debe usar. • Cuando de esta bajando se debe llenar la tubería

esporádicamente.

• Un buena practica a considerar en las operaciones de Stripping/Snubbing: • Regular la presión del anular y el stripper. • Minimizar la presión de cierre de los mismos, suficiente

para sellar. • Lubricar la tubería. • Limar las asperezas de la tubería, remover las gomas

protectoras de la misma. • Usar un tanque pequeño calibrado junto al tanque de viaje

para medir exactamente los desplazamiento y el llenado. • El espaciamiento entre los ram de la BOP es critico para

alojar la junta, en el caso de usar ram/ram en operaciones stripping o snubbing.

• Ventear y chequera por gas de la zona de trabajo en el caso de abrir la BOP.

• Algunos operadores requieren que la tubería sea movida y reciprocada cuando se cierra el pozo. Siempre recordar que la operación de control de pozo debe ser considerada como en primer lugar.

• Si se debe reciprocar la tubería los procedimientos adecuados fueron descriptos en stripping/snubbing.

• La preventora inferior de la BOP debe estar intacta para no gastar el caucho y evitar que se desgaste.

Reciprocar la Tubería Durante la Operación de Control

Perdida de Circulación

• Perdida de Circulación es una condición donde el fluido se ha perdió a la formación.

• Las tres condiciones responsables por esta perdida son : • Mal trabajo de cemento • Fracturas inducidas • Formaciones vulgares/fracturadas

• No mantenga “margenes de seguridad” si es sospechado o anticipado.

Perdida Parciales de Circulación

• Cuando se esta controlando el pozo con perdidas parciales, a veces la primera señal es fluctuación en la presión o cambio en el nivel del tanques.

• Reduzca cualquier margen de seguridad de presión cuando se circula un kick afuera del pozo.

• Mantenga el volumen de fluido bombeado y continué con la circulación y remueva el kick, si es posible. • *Nota: cuando el kick esta arriba de la perdida de

circulación las condiciones de las zonas mejoran.

Perdidas de Circulación Severas/Reventones Subterráneos

• Problemas de perdidas parciales de circulación o perdida durante el evento de control de pozo pueden conllevar a condiciones peores. • Severas perdidas de circulación: cuando no se puede

agregar fluido nuevo para poder recobrar las perdidas. • Reventón Subterráneo, o “underground Blowouts”, UGB:

cuando no se pueden controlar la presión en el pozo por causa de las perdidas en el pozo.

Recuerde, operaciones de control de pozo son asuntos de prioridad y siempre soluciones la peor complicación primero.

• Si es un pozo con un kick, trate de resolver el kick. • Si las perdidas son muy severos, resuelva el problema de

la zona de perdida de circulación y luego resuelva la zona del kick.

Soluciones posibles al problema de perdida de circulación: • Minimice presión excesivas • Use velocidades de circulación mas lentas • Use material de perdida • Bombee píldoras con material perdidas • Cierre y mire si la formación se compone (nota: técnicas

volumétricas se pueden usar) • Bombee una pildora de lodo pesado para tratar de

controlar el pozo • Bombee tapón de barita • Bombee tapón de gunbo • Presione píldora de gunbo

Excesiva Presión de Revestimiento

La presión máxima del cabezal no se debe sobrepasar. • Si la presión alcanza la del reventón del revestimiento o la

presión del equipo de superficie, una falla puede ocurrir resultando en una perdida total del control del pozo (ej. Reventón).

• Se debería tener un plan de contingencia.. • Se podría considerar hacer Bullheading.

Hacer Snubbing en la Sarta de Tubería.

• Lavadura, corrosión, o sartas tapadas pueden requerir que una tubería sea bajada por dentro de la sarta existente para arreglar la situación.

• Snubbing, tubería flexible o una unidad de tubería pequeña, tienen la capacidad de ser stipping o snubbing dentro de la tuberia existente.

• Cuando la tubería mas pequeña esta a la profundidad de control, el bombeo o la actividad de control comienza.

Obstrucción en la Sarta

Un incremento repentino de la presión de circulación es un buen indicativo de que la tubería se esta por tapar parcial o total.

• El estrangulado no debe ser abierto para tratar de corregir el problema identificado.

• Inmediatamente observe la presión de revestidor. Este seguro que la bomba tiene la misma velocidad de funcionamiento.

• Si la presión de revestido tiene el mismo valor es síntoma de que la tubería tiene una obstrucción parcial.

• La presión de bomba debe ser registrado y ese será el valor de la presión de circulación.

Obstrucción en la Sarta

Si el valor de presión de bomba es muy elevado, lentamente pare la bomba, cierre el pozo, y re-establezca la presión correctamente.

• Un bloqueo total causara un incremento brusco de la presión de bomba y causara que la presión del revestidor se reduzca paulatinamente. Inmediatamente pare la bomba y cierre el pozo nuevamente. Técnicas volumétricas deben comenzarse.

• Pasos a seguir para solucionar el problema. • La profundidad del bloqueo se debe determinar. • Limpiarlo si es posible. • Sino una perforación se debe hacer en la tubería para

establecer o tratar de reestablecer la circulación para controlar el pozo.

Tubería esta muy Desgastada para ser Jalada del Pozo

Si no es posible circular o jalar la tuberia del pozo . • El pozo se tiene que controlar antes de romover, luego la

tuberia gastada se lava y se pesca del pozo. • Bajar una tubería de menor diámetro es una opción. • Bullheading tal vez se deberia conciderar.

• Hacia abajo del anular: Puede colapsar el tubing malo. • Hacia abajo del tubing: Puede reventar el mismo.

La tuberia corroida es lavada y pescada del pozo. Una unidad de snubbing podra pescar la tuberia del pozo vivo.

Sarta Telescopiada

Durante operaciones de control de pozo o la geometría del pozo puede afectar la fricción de circulación y la altura vertical de la afluencia.

• Cuando se circula un gas, las presiones cambian cuando el kick entre en una geometría mas grande. Esto se puede construí buir erróneamente a considerar como una perdida de circulación.

Consideraciones Sobre Control en Pozos Horizontales

Operaciones en pozos horizontales presenta varios desafíos al control de pozo. Estos debido a:

• Diferencias en la configuración de la sarta. • Efectos de la afluencia de gas. • Equipo.

Consideraciones Sobre Control en Pozos Horizontales

Kicks son mas difíciles de detectar porque gas no expande en secciones horizontales y registra como ganancias en los tanques, como el gas esta en la sección vertical del pozo.

• Gas también se puede acumular en las secciones altas de la horizontal.

• No muestra flujo • Se puede desplazar durante disparos

Bolsillos con Gas

Recortes

Consideraciones Sobre Control en Pozos Horizontales

• Si el kick esta en porción horizontal : • SIDPP y SICP son casi igual • Presiones no incrementan después de estabilización

• No hay migración de gas

• Si áreas con fracturas verticales se perforan: • Kick puede entrar en una fractura • Otras fracturas pueden ser presionadas • Puede conllevar a un UGB y monitorización de la presión

critica • Fluctuaciones de la presión hacia arriba y abajo es un

indicador • Lodo de control puede entrar a la fractura • Las presiones no se estabilizaran

Consideraciones Sobre Control en Pozos Horizontales

• EL control de pozos horizontales pueden incluir cálculos complejos. • En si, el método del Perforador es siempre la mejor

opción. • Lodo de control y HP en el anular no se genera hasta que el

fluido no llega a superficie.

• Viaje/stripping: • Pozo puede mantenerse estático si la porción vertical

contiene lodo de control. • Lodo de control puede ser circulado fuera de la porción

vertical con fluido de menos densidad antes de comenzar las actividades.

• Pozo se debe monitorizar por señal de flujo.

• El no conocer la presión reducida es critico para el control de pozo.

• La presión reducida de control no es correctamente registrada.

• En operaciones distintas a las de perforación raramente se toma la presión reducida.

Presión Reducida no Disponible o no Confiable

• La presión reducida es incorrecta si cambian lo siguiente: • Propiedades del lodo • Componentes de la sarta de perforación • Profundidad • Bomba

• Se debería tomar nuevamente: • Cada turno • Las propiedades del lodo cambian • Cambio de bomba • Cada 500 pie de pozo

• Si ocurre un kick y la presión reducida no es confiable o no disponible • Comience a bombear y abra el estrangulador lentamente. • Mantenga la presión en el revestidor en el valor de cierre

hasta llegar a la velocidad deseada de la bomba. • Una ves llegada a la velocidad deseada y que la presión

del revestidor es la misma que la de cierre registre la presión de circulación

• Esta será la presión de circulación inicial. • Luego calcule la presión reducida con la siguiente formula: • P. Reducida = Presión de circulación Inicial – Presión

de cierre de tubería • Cuando utilice este procedimiento trate de circular lo

suficiente como para romper circulación.

Cambios en los Tanques

• Cambios en el nivel de fluido del tanque es un indicador de un kick o perdida de circulación.

• Cualquier cambio se debe registrar y reportar. • Estimación del tamaño del kick es casi siempre es

inexacto pero es esencial que la estimación sea lo mas exacto posible. • Importante si complicaciones ocurre.

• Los equipos de control de sólidos drenan fluido de los tanques (deben apagarse), se deben saber.

• Cantidades grandes de fluidos se pueden perderse a causa de equipo de control de sólido trabajando in apropiadamente.

Daño o Falla del Revestimiento

• Los propósitos del revestimiento son: • Aisladas zonas débiles. • Aisladas zonas de presión alta. • Prevenir flujo de una zona a otra. • Prevenir que el pozo se derrumbe durante perforacion.

• Daño o falla general al revestimiento es causado por : • Rotación extensiva de la tubería. • Formación corrosivas. • Escape en las conexiones que no fueren apropiadamente

realizadas. • Derrumbe causado por aserción en la formación.

Tampones de Cemento

• Cemento es uno de los mejores tampones disponibles. • Puede no sentarse bien en fluidos móviles. • Mezclas de cemento especializadas se deben usar.

• Deben ser bien diseñada, y dependiendo en las condiciones, aditivos para:

• Fluidos móviles • Gas • Presión

Embudo Taponado

• Peso apropiado, lodo de control, y propiedades de fluido son criticas durante operaciones de control de pozo. Si el embudo que mezcla lodo se tapa, propiedades del lodo no se van a mantener.

• Descargar material pesado directamente dentro del tanque no sirve igual de bien como cuando se usa el embudo.

s Pictures of hopper – have pump and hopper from Guichard rig

Tubería Pegada

• Tubería pegada durante operaciones de control de pozo es normalmente causa de “pega diferencial”, pero a veces hay otras causas.

• Moviendo tubería dentro de un preventor cerrado debe seguir las buenas practicas de Stripping/snubbing.

• Recuerde que el control de pozo tiene prioridades y tubería pegada es secundaria a el control del pozo.

Detección del Punto Libre

• Detectar la profundidad donde esta la tubería pegada es necesario para: • Profundidad de donde se debe cortar la tubería. • Profundidad de donde perforar la tubería.

• Un detector de cable de alambre de punto libre es normalmente usado para determinar la profundidad donde esta la tubería pegada.

Partir la sarta y recobrar circulación se puede realizar por: • Cortador internas mecánicas– consisten en un juego de cuchilos

que sueltan un mandril en bloques ahusados. Cuando la herramineta rota, las cortadoras empiezan a cortar la tuberia.

• Cortadores químicos producen huecos que resultan en la bebilitad de la tuberia, causando que la tubería se parta en un punto deseado cuando se jalla.

• Cortadores de Jet– corta la tuberia con una carga de forma. • Explosión – expansion momentaria de la conxion es causada por

cargas en la sarta. Explosion de la cuerda primaria es detonada dentro de o fuera de la tuberia mientras que el momento torsional es aplicado en la direcion opusta de la rosca. Esto causa que las roscas se desatornillen parcialmente, dejando que la tuberia se rote para soltarse de la conexion.

Pescar

• Pescar es el proceso usado para recobrar equipo o escombrosos que se hay perdido en el pozo.

• Trabajos de pesca se pueden hacer en un pozo abierto, revestimiento, tubería de producción, o en sarta de perforacion. Los equipos que se usan para la pesca: • Cable de Alambre • Tubería Flexible • Tubería de perforacion

Pescar

• Herramientas de pesca son muy especificas en lo que se tiene que pescar y medidas, y dimensiones de herramientas, y lo que hay en el pozo se tiene que saber.

• Herramientas y accesorios típicos que se usan para pesca son: • Imanes, cesta de pesca, o arpones – recoger o coger. • Zapatos rotatorios, milonos, cortadoras y barrenas –

perforar, mill, y cortar. • Rollos y palas de arrastre. • Arpones o cinta ahusada – para coger internamente. • Sliente – para recuperar externamente.

• Un bloque de impresión es la primera herramienta. Da una idea de que se va requerir para distinguir el tamaño y forma de la parte de arriba de la pieza perdida.

• Cuando el tamaño o forma de la parte de arriba de la pieza perdida se sabe, se puede escoger la herramienta correcta.

• En pozos con fluidos claros, cámaras se han usado para identificar la pieza perdida.

• Por su versatilidad, un saliente es la herramienta mas común.

• Tubería lavadora se usa para lavar sobre la pieza perdida, solo rescatando 3 o 4 piezas perdidas a la vez.

• Imanes se usan para recobrar piezas pequeñas. • Electroimanes se jornadan en cable de alambre y imanes

permanentes se bajan en tubería de producción o tubería de perforacion.

• Los accesorios que se usan para intercambiar la pesca son : • Martillos • Compensador de movimiento vertical • Bloques de impresión • Unión de seguridad • Aceleradores • Unión articulada • Tubería de lavado

Fresas

• Las fresas viene en varios tamaños y formas y son de trabajo dependiente.

• Usos de fresadoras: • Para fresar secciones enteras de tubería, revestimiento,

o pescar lo que no se puede pescar. • Cortar ventanas en tubería o revestimiento.

Perforar en Caliente

• Perfora en Caliente es el proceso de perforar un punto de entrada a una tubería bajo presión. Proviene una forma de drenaje o bombeo a habitáculos con presión normalmente cerrados.

• Razones para perforar en caliente: • Para perforar un hueco en la tubería para aliviar presión

causado por presión atrapada entre dos tapones en la tubería durante snubbing.

Perforar en Caliente

• Para aliviar presión por perforación entre tubería taponada.

• Para introducirnos en un tapón en tubería en superficie, revestidor cabeza de pozo y/o manifold.

• Para introducirnos en la sarta para librar presión luego de una operación de congelamiento.

Congelamiente – Precuciones y Preocuaciones

Congelamiento es usado para sellar tubing, tubería, revestidor, o algún equipo en superficie. Es usado cuando el equipo en superficie fallo y debe ser removido.

• El equipo puede ser removido o reemplazado si se realizo correctamente el congelamiento.

• Se debe estar en condiciones estáticas del el fluido para lograr el punto de congelamiento deseado.

• La píldora debe estar estacionaria en orden de que el congelamiento sea un suceso.

Congelamiente – Precuciones y Preocuaciones

• Un gel como un fluido debe ser colocado en el lugar donde se realizara el congelamiento, bombeándolo a través del cuadrante, para realizar el congelamiento se utiliza un barril alrededor de lo que se desea congelar. • Este gel posee propiedades de viscosidad y de solidó para

que sea necesario mantenerlo en la posición deseada. • Mayor viscosidad se debe tener cuando se realiza en un

gas o en tubería vacía. • Dado que el congelamiento hace que el agua se

expanda, esto puede causar que se dañe el equipo, en el lugar del congelamiento. • Los sólidos comprimidos producen un amortiguador para

la expansión del agua.

Problemas Mecánicos y del Pozo

• Comunicación es critica, especialmente durante operaciones de control de pozo.

• Recuerde de pensar en “fondo del pozo”: • Anticipe problemas potenciales y tener un plan de acción

para solucionarlo. • El equipo debe de continuamente estar verificado por

operación apropiada y señales por falla. • Monitorear los manómetros por cambios en la presión de

bombeo y presión de revestimiento es extremadamente importante para detectar problemas mecánicos y del pozo.

• Documente todo!

Complicaciones – Durante la Circulación de un Kick

PROBLEMA TUBERIA PSI

REVESTIDOR PSI

FONDO DEL POZO PSI

TOBERA TAPADA

EXTRANGULADOR TAPADO

EXTRANGULADOR LAVADO

HUECO EN LA TUBERíA

FALLA EN LA BOMBA

PERDIDAS PARCIALES

PERDIDAS TOTALES

Conceptos Erroneos y Porque no Trabajan

PROBLEMA TUBERIA PSI

REVESTIDOR PSI

FONDO DEL POZO PSI

CIRCULAR CON NIVEL DEL TANQUE CONSTANTE

CIRCULAR CON PRESION DE REVESTIMIENTO CONSTANTE

MANTENER PRESION DE TUBERIA CONSTANTE MIENTRAS LODO DE CONTROL VA A LA BARRENA

INCREMENTAR VELOCIDAD DE BOMBEO MANTENIENDO PRESION TUBERIA CONSTANTE

DISMINUIR VELOCIDAD DE BOMBEO MANTENIENDO PRESION DE CSG. CONSTANTE

Complications

Objetivos de Lo Aprendido • Aprendió a detector cambios que desvían de tendencias

establecidas. • Aprendió a responder a problemas como:

• Problemas de bombeo • Problemas de sarta • Complicaciones en el hoyo • Problemas con el estrangulador

• Se familiarizo con la información respecto a stripping snubbing.