empacadores y retenedores

132
D - 1 PETRÓLEOS MEXICANOS DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1 HOJA: 1 DE 1 ANTECEDENTE: ANEXO “D” EMPACADORES Y RETENEDORES TITULO: EMPACADORES Y RETENEDORES FECHA: 30-06-98

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Page 1: Empacadores y Retenedores

D - 1

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 1

ANTECEDENTE:

ANEXO “D”

EMPACADORES Y RETENEDORES

TITULO: EMPACADORES Y RETENEDORES

FECHA: 30-06-98

Page 2: Empacadores y Retenedores

D - 2

Page 3: Empacadores y Retenedores

D - 3

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 2

ANTECEDENTE:

INSPECCIÓN DEL EMPACADOR

TITULO: INSPECCIÓN DEL EMPACADOR

FECHA: 30-06-98

Page 4: Empacadores y Retenedores

D - 4

Page 5: Empacadores y Retenedores

D - 5

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADESI.T.P. ING. DE DISEÑO

1

INICIO

2

3

4

5NO

SI

6

7

8

99

10

FIN

CUADRILLA

1.-Revisión de la correcta elaboración de lasolicitud al proveedor.

2.-Comprobación de la apropiada transportaciónde su origen al equipo ó pozo, verificandoprotecciones, calzas y puntos de sujeción.

3.- Recepción de la herramienta.4.-Comprobación del correcto suministro

correspondiente a la solicitud, revisando losdatos que presente en el cuerpo delempacador, estado de cuñas, elemento desello, conexiones, mecanismo de anclaje,estado de roscas, así como la etiqueta deentrega.

5.-Si es lo anterior satisfactorio continuar conpaso 7. Si no lo es pasar al punto 6.

6.-Regresarlo a su origen, verificandonuevamente lo indicado desde el punto 1 yelaborar un reporte de la anomalía. Puede serempleado una copia del formato 2 dejandouna para el I.T.P.

7.- Indicar a la cuadrilla del equipo que bajen laherramienta, deberá ser supervisada por elI.T.P. su depositación en el lugar apropiado.

8.- Con el auxilio de compás interior y exteriorasí como flexómetro, medir y comprobartodas sus dimensiones.

9.-En el momento que sea oportuno acorde aldesarrollo del programa operativo proceder asu armado.

10.- Introducción.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 2

ANTECEDENTE:TITULO: INSPECCIÓN DEL EMPACADOR

FECHA: 30-06-98

Page 6: Empacadores y Retenedores

D - 6

Page 7: Empacadores y Retenedores

D - 7

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

INTRODUCCIÓN DEL EMPACADOR

TITULO: INTRODUCCIÓN DEL EMPACADOR

FECHA: 30-06-98

Page 8: Empacadores y Retenedores

D - 8

Page 9: Empacadores y Retenedores

D - 9

1

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

2

3

44

555

6

7

8

A

ING. PROY. REP. CIA. I. T. R.PERSONALOPERACIÓN

1.-Envía el empacador al pozo.

2.-Verifica físicamente que el empacadory accesorios correspondan a losolicitado.

3.-Mide, calibra y anota longitud,diámetro exterior e interior del mismo.

4.-Verifica las roscas y “o” rings.

5.-Verifica el buen estado de lossustitutos de enlace y roscas de losmismos.

6.-Coloca el empacador y accesoriossobre el muelle de tuberías.

7.-Arma el empacador apretando conllaves manuales aplicando en troquéequivalente a la fuerza de una personacon un peso de mas ó menos de 80 kg.

8.-Levanta y guía el empacador, hasta elpiso de trabajo. Previo cierre depreventores.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: INTRODUCCIÓN DEL EMPACADOR

FECHA: 30-06-98

Page 10: Empacadores y Retenedores

D - 10

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

9

A

10

11

12

13

14

15

16

17 17 17

18 18 18

FIN

ING. PROY. REP. CIA. I. T. R.

9.-Introduce el empacador centrándolo.

10.-Instale el collarín y sentar el mismo enlas cuñas evitando golpes bruscos.

11.-Calibra y conecta la lingada.

12.-Levanta y eliminado cuñas con elcollarín.

13.-Abre preventor verificando que losyugos se encuentren retraídos.

14.-Continua la introducción a unavelocidad de 30 segundos por tramo.

15.-Instala el hule limpiador y continuaintroducción hasta la profundidaddeseada.

16.-Rompe y estabiliza circulación.

17.-Certifican anclaje del empacador.

18.-Elaboran reporte.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: INTRODUCCIÓN DEL EMPACADOR

PERSONALOPERACIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 11: Empacadores y Retenedores

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PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 4

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE EMPACADORPERMANENTE CON SOLTADORHIDRÁULICO

TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR PERMANENTECON SOLTADOR HIDRÁULICO

FECHA: 30-06-98

Page 12: Empacadores y Retenedores

D - 12

Page 13: Empacadores y Retenedores

D - 13

1

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

I. T. P. CIA.

1 1

2SI

NO

333

4 5

6 6

7 NO

SI

CUADRILLA ING. DEDISEÑO

1.- Una vez estando el conjunto empacadorsoltador en el equipo, efectuar elprocedimiento de inspección.

2.- Si es satisfactorio seguir a 3. Si no loes, el ingeniero de diseño elaborará elreporte de anomalías, y exigirá lasustitución de la herramienta al proveedor.

3.- El representante de la compañía y elI.T.P., supervisarán el armado del soltadortipo BO, HS ó OO, al empacador. Verfiguras anexas.

4.-Inicia el procedimiento de introducción.Durante la bajada del conjunto soltador –empacador la tubería deberá conejearsecon un calibrador apropiado, procurandono rotar la sarta, frenadas bruscas y novencer resistencias. Observarrecomendaciones generales.

5.- Una ó dos lingadas antes de llegar a laprofundidad de anclaje la cuadrillainformara al I.T.P.

6.- El I.T.P. a su vez comunicara al Ing. dediseño y a la compañía y, en conjuntoelaboran y ejecutaran el ajustecorrespondiente.

7.- Si no existe duda de lo anterior pasar 8.Caso contrario el I.T.P. revisaráminuciosamente todas y cada una de lasacciones ejecutadas por la cuadrilla, asícomo su estado de tuberías. Aclarar dudas.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR PERMANENTECON SOLTADOR HIDRÁULICO

FECHA: 30-06-98

Page 14: Empacadores y Retenedores

D - 14

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

I. T. P. CIA.

8

CUADRILLA ING. DEDISEÑO

88 8

9

10 10

11

12

13 13

FIN

8.- Ejecutar ajuste correspondiente. Unavez en posición lanzar la canica,esperar el tiempo de asentamiento, 60min. es suficiente. Conectar la flecha ala tubería y con unidad de alta presiónó bien con la bomba del equiporepresionar paulatina y lentamente enincrementos de 300 a 500 psi hastaalcanzar 1500 psi para provocar laruptura de los pernos de corte yempacar ver manual. Retener 15 min.para expansionar el elemento de sello.

9.- El I.T.P. elabora el reportecorrespondiente.

10.- I.T.P. y compañía firmarán dichodocumento. Formato 2.

11.- I.T.P. reportara al ingeniero diseño eindicará la recuperación de la sarta a lacuadrilla.

12.- Recupera sarta de tubería con elsoltador.

13.- En I.T.P. y la compañía revisaran elestado mecánico del soltador.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR PERMANENTECON SOLTADOR HIDRÁULICO

FECHA: 30-06-98

Page 15: Empacadores y Retenedores

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PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 4 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR PERMANENTECON SOLTADOR HIDRÁULICO

FECHA: 30-06-98

Page 16: Empacadores y Retenedores

D - 16

Page 17: Empacadores y Retenedores

D - 17

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 5

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE EMPACADORPERMANENTE CON CABLE ELÉCTRICO

TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR PERMANENTECON CABLE ELÉCTRICO

FECHA: 30-06-98

Page 18: Empacadores y Retenedores

D - 18

Page 19: Empacadores y Retenedores

D - 19

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

I. T. P. CIA.

1

CUADRILLA ING. DEDISEÑO

1 1

2 2

2 2

3

4

5

66

1.- El ingeniero de diseño , I.T.P. yrepresentante de compañía, deberánverificar y presenciar el armado del Kitde anclaje con el empacador. Ademásde haber los dos primeros ejecutando elprocedimiento de inspección delempacador .

2.- Medir la distancia del centro dellocalizador de coples a la cima delempacador y anotándola. Esto esrequerido para sumar a la longitud delcable y determinar la profundidad realen que va a ser anclado. Figura anexa.

3.- Mida también la distancia que existe delcentro de localizador a la base delconjunto soltador empacador.

4.- Cheque nuevamente el Kit, y anillos desugeción.

5.- Retire todos los elementos de envolturay protección del empacador.

6.- Levante el conjunto sin arrastrarlo. Siutiliza algún cable adicional colóqueloen la parte media de su peso nuncaamarre sobre el empacador.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 5

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR PERMANENTECON CABLE ELÉCTRICO

FECHA: 30-06-98

Page 20: Empacadores y Retenedores

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PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

I. T. P. CIA.CUADRILLA ING. DEDISEÑO

777

8

99

10 10 10

11

12

13

FIN

7.- Al iniciar la bajada chequenuevamente todas y cada una de laspartes integrantes. Cuñas, porta cuñas,elemento de sello, etc. guíe elensamble durante la pasada del tren depreventores.

8.- En condiciones normales mantengauna velocidad de 200 pies/min, ó acriterio del operador de la unidad.

9.- Una vez a la profundidad de anclajedeberá ajustarse y correlacionarse conlos registros previos obtenidos delpozo.

10.- Cheque el indicador de peso.

11.- Envíe la señal de anclaje, observe elindicador de peso, espere a que estoocurra y posteriormente un minuto.

12.- Levántese y vuelva a bajar parachecar la perdida de peso una vezcomprobado el anclaje, retire el cabledel pozo.

13.- Inspeccione el conjunto soltador.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 5

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR PERMANENTECON CABLE ELÉCTRICO

FECHA: 30-06-98

Page 21: Empacadores y Retenedores

D - 21

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 4 DE 5

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR PERMANENTECON CABLE ELÉCTRICO

FECHA: 30-06-98

Page 22: Empacadores y Retenedores

D - 22

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

5000 10000 15000 20000

CARGA DE PODER RECOMENDADA “INTERIN”

PARA EMPACADORES TAMAÑOS 10 Y 20 SOLT. “E-4”

W.L.P.S.A. Y EMPACADORES BAKER PERMANENTES

DE 6” DE DIÁMETRO Ó MENOR.

400

300

200

125

USE CARGA DE PODER DE ANCLAJE LENTO

“INTERIN” (C/N 437 - 66 - 2100)

USE CARGA DE PODER DE LATA TEMPERATURA(C/N 437 - 64 - 2113)

MAXIMA CARGA DEL TUBO DE COLA = 500 lbs.

TEMP. (ºF)

A LA PRO-

FUNDIDAD

DE ANCLAJE

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (PSI)

EMPACADORES DE 6 5/8” DE DIÁMETRO Ó MAYORES

TEMP. (ºF)

A LA PRO-

FUNDIDAD

DE ANCLAJE

400

300

225

125

Use carga de poder de alta

temperatura (C/N 437 - 64 - 2113)

Máxima carga del tubo de

cola=1000 lbs.

Usar herramienta de anclaje

Hidráulico

ó

Herramienta de anclaje mod. “ L “

USE CARGA DE PODER DE ANCLJE LENTO

“INTERIN” (C/N 437 - 66 - 2100)

50007000

10000 15000 20000

PRESIÓN HIDROSTÁTICA (PSI)

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 5 DE 5

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR PERMANENTECON CABLE ELÉCTRICO

FECHA: 30-06-98

Page 23: Empacadores y Retenedores

D - 23

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE EMPACADORSEMIPERMANENTE CON CABLEELÉCTRICO

TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR SEMIPERMANENTECON CABLE ELÉCTRICO

FECHA: 30-06-98

Page 24: Empacadores y Retenedores

D - 24

Page 25: Empacadores y Retenedores

D - 25

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

I. T. P. TEC. UNI.REGISTRO

1

CUADRILLA ING. DEDISEÑO

2

3

4

5 5 5

6 6

788

NO

SI

NO

SI

9

ll

1.- Inicio del procedimiento una vez que sedetermino el mecanismo de anclaje.

2.- Si el anclaje se realizara con cableeléctrico, seguir. No se trata de unempacador recuperable, que será bajado yanclado mecánicamente con tubería. Fin.

3.- Determine el anillo calibrador cuyodiámetro será mayor en 0.06” que el delempacador elegido. Para esto consúltenselas características y dimensiones de diseñodel catalogo del fabricante.

4.- Escariar la tubería de revestimientohasta 25m., debajo de la profundidad deanclaje, repasar dicho intervalo.circulando.

5.- Verificar el armado de la canastacalibradora, con el anillo correcto y elrespectivo localizador de coples.

6.- Correr canasta calibradora. El ingenierode diseño deberá constatar el alcance de laprofundidad de anclaje.

7.- Si bajo normalmente, continuar en 9. Sino, ir a 8.

8.- Analizar conjuntamente todos y cadauno de los detalles de la selección,escariado, armado, y la bajada. Regresar a5.

9.- Recuperar la canasta a superficie.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR SEMIPERMANENTECON CABLE ELÉCTRICO

FECHA: 30-06-98

Page 26: Empacadores y Retenedores

D - 26

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

I. T. P.

12

CUADRILLA ING. DEDISEÑO

10

NO

SI

11

13

141414

15

FIN

ll

1

1

10.- Si el diámetro del empacador esmayor a 4 ½” ir a 11, si es menorir a 12.

11.- Deberá armarse con un soltadorBaker Nº 20.

12.- Armar con un soltador Baker Nº 10.

13.- Ejecutar el procedimiento propiopara selección de la carga delsoltador con base a las condicionesoperativas.

14.- Presenciar el armado delempacador, la introducción ó lacorrida.

15.- El operador supervisor de la unidadde cable deberá correlacionar yllevar a cabo el anclaje.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE EMPACADOR SEMIPERMANENTECON CABLE ELÉCTRICO

TEC. UNI.REGISTRO

FECHA: 30-06-98

Page 27: Empacadores y Retenedores

D - 27

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 4

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE UN EMPACADORSEMIPERMANENTE DE MECANISMOHIDRÁULICO

TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADORSEMIPERMANENTE DE MECANISMOHIDRÁULICO

FECHA: 30-06-98

Page 28: Empacadores y Retenedores

D - 28

Page 29: Empacadores y Retenedores

D - 29

1

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

2 3

4

55

6 6 6

7

8

9 9

10

A

ING.DISEÑO

I.T.P. CUADRILLAOPN.

SERVICIOA POZOS

CÍA. ACTIVIDADES

1.-Selecciona el empacador y programa suintroducción.

2.-Solicita empacador así como susaccesorios.

3.-Suministra herramienta y accesoriostransportándolo al pozo.

4.-Recibe empacador y corrobora que sea elsolicitado.

5.-Inspeccionan empacador.

6.-Arma extremo del empacado provisto deun niple de asiento ó bien con un tapónde asiento expulsable. Se procede armarel aparejo. Ver figura anexa.

7.-Baja aparejo informando al I.T,P. 10 ó20 m. Antes de estar a la profundidadprogramada de anclaje.

8.-Efectúa ajuste correspondiente.

9.-Instalación del colgador.

10.-Elimina preventor e instala árbol deválvulas.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADOR

SEMIPERMANENTE DE MECANISMOHIDRÁULICO

FECHA: 30-06-98

Page 30: Empacadores y Retenedores

D - 30

11

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

A

ING.DISEÑO

I.T.P. CUADRILLAOPN.

S.a.P. CÍA. ACTIVIDADES

12

13 13

14 14

15 15 15

16 16

17

FIN

SI

NO

11.-Presencia y corrobora prueba del árbolde válvulas es recomendable consultarprocedimientos operativos del manualde selección.

12.-Se desplazara el fluido de control porun fluido limpio. Si seguir. No, ir a14.

13.- Desplazamiento de fluido de control.

14.- Lanzar canica y esperar el tiemponecesario para su asentamiento. Nodesplazarla con bomba. En caso deinstalarse tapón, la unidad de línea deacero colocara el tapón en el niple deasiento abajo del empacador.

15.- Represionar la tubería de produccióncon unidad de alta presión ó conbomba del equipo, según la presiónque fue predeterminada hasta efectuarel empacamiento. Ahora bien esposible recuperar el tapón con U.L.A.ó por otro lado (caso de la canica)expulsara al fondo del pozo.

16.- Efectúan las pruebas deempacamiento en forma inversa ódirecta.

17.- Elabora reporte.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADOR

SEMIPERMANENTE DE MECANISMOHIDRÁULICO

FECHA: 30-06-98

Page 31: Empacadores y Retenedores

D - 31

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 4 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADOR

SEMIPERMANENTE DE MECANISMOHIDRÁULICO

FECHA: 30-06-98

Page 32: Empacadores y Retenedores

D - 32

Page 33: Empacadores y Retenedores

D - 33

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 4

ANTECEDENTE:

DESANCLAJE DE UN EMPACADORSEMIPERMANENTE DE MECANISMOHIDRÁULICO

TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADORSEMIPERMANENTE DE MECANISMOHIDRÁULICO

FECHA: 30-06-98

Page 34: Empacadores y Retenedores

D - 34

Page 35: Empacadores y Retenedores

D - 35

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADESI. T. P. CÍA.

1

ING. DEDISEÑO

2

3

4

5

6 6

7

8

9

A

1.- Programa la recuperación del aparejo deproducción y el empacador.

2.-Elabora solicitud de la herramientarecuperadora, acorde a la marca, modeloy tamaño del empacador.

3.-Recibe programa de recuperación delempacador.

4.-Requisita solicitud y suministraherramienta recuperadora.

5.- Recibe en el equipo y constata los datosde la herramienta, comprobando que setrata de la solicitada, del tamañoadecuado y del modelo correcto.

6.-Efectúan el control del pozo,homogeneizando presiones por arriba yabajo del empacador, homogeneizandofluido entrada y salida. Pozo sinmanifestación.

7.-Quita árbol de válvulas, e instala y pruebatren de perventores, conecta tubo madrinay retrae yugos del cabezal.

8.-Comprueba lo anterior, calcula peso desarta y opera a desenchufar niple de sello.Recomendación checar apéndice B, delmanual.

9.-Recupera aparejo de producción.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADOR

SEMIPERMANENTE DE MECANISMOHIDRÁULICO

CUADRILLAOPN.

FECHA: 30-06-98

Page 36: Empacadores y Retenedores

D - 36

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

10 101010

11

12

13

14

16 15

SI

NO

17 17

FIN

10.- Arma recuperadora con herramientade percusión.

11.- Baja sarta a profundidad cercana alempacador mas menos 10 m.,conecta flecha, circulahomogeneizando fluido.

12.-Efectúa ajuste y comprueba medidas.

13.- Baja sarta hasta penetrar empacador,carga 2 ton. Comprueba con ligeratensión de 3 ton., carga de 15,000 a20,000 lbs para romper pernos decorte de cono y cuñas inferiores delempacador. compañía supervisa.Tensiona sarta liberando elempacador. Ver manual apéndice B,y figura anexa.

14.- Si no desancla ir a 16. Caso positivocontinuar.

15.- Recupera sarta superficie llenandopozo cada 20 lingadas. Ir a 17.

16.- Repite operación comprobando conmayor tensión 5 ton. Y cargar mayorpeso 25000 lbs. Levantar sarta ycomprobar la liberación delempacador. Regresa a 14.

17.- Saca a superficie, quiebra conjuntosoltador empacador. Entrega acompañía elabora reporte.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADOR

SEMIPERMANENTE DE MECANISMOHIDRÁULICO

I. T. P. CÍA.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN.

FECHA: 30-06-98

Page 37: Empacadores y Retenedores

D - 37

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 4 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADOR

SEMIPERMANENTE DE MECANISMOHIDRÁULICO

FECHA: 30-06-98

Page 38: Empacadores y Retenedores

D - 38

Page 39: Empacadores y Retenedores

D - 39

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE COMPRESIÓN

TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE COMPRESIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 40: Empacadores y Retenedores

D - 40

Page 41: Empacadores y Retenedores

D - 41

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADESI. T. P. CÍA.

1

CUADRILLA ING. DEDISEÑO

A

2 3

4

55

66 6

7

8 8

1.- Efectúa el procedimiento de seleccióndel empacador y programa suintroducción.

2.- Elabora solicitud al proveedor.

3.- Suministra el empacador solicitado.

4.- Recibe el empacador en el equipo ópozo, constata su correcto suministroacorde a las condiciones de susdimensiones.

5.- Inspeccionan el empacador.

6.- Proceden a armarlo a la tubería deproducción bajo la supervisión delI.T.P. y compañía.

7.- Baja el empacador a la profundidadprogramada.

8.- Efectúa el ajuste correspondiente.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE COMPRESIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 42: Empacadores y Retenedores

D - 42

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADESI. T. P. CÍA.CUADRILLA ING. DEDISEÑO

A

99 9

10

11

12

13

14

15

16

11

14

15

16

FIN

9.- Corroboran profundidad y medidas dela tubería. Determinan pesorequerido para el empacamiento.

10.- Consulta manual par determinar lalongitud necesaria de relajamiento detubería necesario para aplicar el pesodeseado.

11.- Instala colgador.

12.- Baja sarta hasta sentar el colgador ensu nido.

13.- Levanta la sarta la longitud de lacarrera del mandril más la cantidaddeterminada para empacar.

14.- Aplica rotación (derecha) las vueltasque indica el manual acorde a laprofundidad y la tubería que estaempleando. Carga el peso deseadohasta descargar el resto del paso, alllegar el colgador al nido.

15.- Constatan el empacamiento, si esposible prueban la efectividad delsello. Elaboran reporte respectivo dela operación.

16.- Elimina preventor e instala árbol deválvulas.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE COMPRESIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 43: Empacadores y Retenedores

43

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

DESANCLAJE DE UN EMPACADOR

TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE COMPRESIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 44: Empacadores y Retenedores

D - 44

Page 45: Empacadores y Retenedores

D - 45

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

2

3

4

6

.-Programa la recuperación del aparejo

2 Efectuar control del pozo y

3prueba preventor.

5yugos del cabezal.

.- Conecta tubo madrina a la sarta del

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 3

DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE COMPRESIÓN

I. T. P. CÍA.DISEÑO

CUADRILLA

Page 46: Empacadores y Retenedores

D - 46

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

7

8

9SI

NO

10

11

12 12

13

1414

15

FIN

7.- Calcula el peso de sarta, consultamecanismo de desanclaje del empacador,longitud del mandril y peso deempacamiento. Inspecciona y calibra elindicador de peso.

8.- Tensiona sarta hasta su peso,comprueba la carrera del mandril ysobretenciona el peso de empacamientomas el requerido para le desanclaje.

9.- Si no desancla revisa cada punto apartir del paso 7. Si se comporta normal laoperación, desanclar y pasar a 11.

10.- Opera nuevamente (es posibleintentar provocar el desanclaje medianterepresionamientos por el espacio anular ódirectos) hasta agotar sus recursos si aúnasí es con resultados negativos, informarpara programar otra operación.

11.- Levantar sarta, eliminar madrina ycolgador.

12.- Circula un ciclo.

13.- Recupera aparejo llenando pozo cada20 lingadas.

14.- Quiebra empacador constatando suintegra conformación.

15.- Entrega a compañía para sureparación.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE COMPRESIÓN

I. T. P. CÍA.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN,

FECHA: 30-06-98

Page 47: Empacadores y Retenedores

D - 47

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE TENSIÓN

ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE TENSIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 48: Empacadores y Retenedores

D - 48

Page 49: Empacadores y Retenedores

D - 49

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

1

A

2

3

4

5

6 6 6

7

8

1.- Selecciona y programa la utilización eintroducción del empacador detensión.

2.-Elabora solicitud, acorde a susnecesidades especificando marca,modelo, tamaño, etc.

3.-Es enterado del programa deintroducción del empacador.

4.- Requisita la solicitud y suministra elempacador en el equipo ó pozo.

5.- Recibe el empacador en el equipo einspecciona mismo, corroborando quees el empacador adecuado.

6.- Se procede con el armado del aparejo,habilitando empacador y accesorioscorrespondientes.

7.- Baja el aparejo a 10 m. antes de laprofundidad programada.

8.- Efectúa ajuste corroborando medidas,analiza y determina la tensiónnecesaria para el empacamiento, asícomo la tensión que se requerirá parala instalación del colgador, consultamanual.

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HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE TENSIÓN

I. T. P. CÍA.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN,

FECHA: 30-06-98

Page 50: Empacadores y Retenedores

D - 50

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

99

10 1010

11

12

1313

14

15

FIN

9.- Habilitan colgador, efectúanpreparativos para el anclaje,eliminación del preventorauxiliando de las cuñas de plato.

10.- Efectúan el anclaje, aplicando larotación indicada para operar elmecanismo (véase manual), lacompañía supervisa la operación.

11.- Instala colgador, elimina cuñas.

12.- Asienta la sarta verificando la tensióncon que queda el empacador.

13.- Elimina preventor, instala y pruebaárbol de válvulas.

14.- Compruebe prueba de árbol.

15.- Elabora reporte de operación.

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HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE TENSIÓN

I. T. P. CÍA.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN,

FECHA: 30-06-98

Page 51: Empacadores y Retenedores

D - 51

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE TENSIÓN

TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE TENSIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 52: Empacadores y Retenedores

D - 52

Page 53: Empacadores y Retenedores

D - 53

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

1

A

2

3

4 4

5

6

7

8

1.- Programa la recuperación del aparejo deproducción ó inyección.

2.-Elabora programa de intervención,informa y entrega a I.T.P.

3.-Recibe programa de recuperar aparejo,consulta datos de empacador en manual.

4.-Controla pozo y homogeneizarcolumnas observa sin manifestación.

5.-Calcula peso de sarta, define operaciónrequerida para el desanclaje,considerando peso real de la sarta,tensión de empacamiento y efectos deflotación.

6.-Elimina árbol de válvulas.

7.-Habilita cuñas de plato para larecuperación del colgador

8.-Instala preventor y prueba mismo,conecta tubo madrina retrae yugos delcabezal de producción y recuperacolgador.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE TENSIÓN

I. T. P. CÍA.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN.

FECHA: 30-06-98

Page 54: Empacadores y Retenedores

D - 54

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

9 9

10

11

SI

NO

12

13

14

FIN

9.-Opera ó desancla empacador, eliminandola tensión de empacamiento, y bajando lasarta hasta cargar el peso recomendandopara el desanclaje (2 a 3 ton. essuficiente) rota sarta a la derecha(algunos requierén una leve rotación a laizquierda) levantar sarta para comprobarel desanclaje.Es posible en algunos casos aplicarpresión 35 a 70 kg/cm

2 durante 30 min.

Por espacio anular para ayudar a laretracción del elemento de sello, cuandola operación se complique.

10.- Si desancla ir a 12.

11.-Repetir operación de desanclaje,verificar si posee mecanismosecundario de liberación, en casopositivo, tensionar sarta 10,000 lbssobre su peso considerando laresistencia de la tubería del aparejopara romper el anillo de seguridad yliberar el empacador.

12.- Saca aparejo a superficie llenando pozocada 20 lingadas, quiebra empacador.

13.- Entrega de empacador a compañía parasu reparación.

14.- Recibe empacador.

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HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE TENSIÓN

I. T. P. CÍA.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN,

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Page 55: Empacadores y Retenedores

D - 55

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE ROTACIÓN,TENSIÓN Y COMPRESIÓN

TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADOR RECUPERABLEDE ROTACIÓN, TENSIÓN Y COMPRESIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 56: Empacadores y Retenedores

D - 56

Page 57: Empacadores y Retenedores

D - 57

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

1

2

3

4

5

6 6 6

7

A

1.- Selecciona y programa la introduccióndel empacador.

2.- Elabora solicitud acorde a los datos delestado mecánico del pozo, entera alI.T.P.

3.- Recibe programa de introducción delempacador.

4.- Requisita solicitud del empacador y losuministra en el equipo con losaccesorios requeridos (conectorsoltador).

5.- Recibe empacador y accesorios en elequipo inspecciona mismos, verificadatos del cuerpo del empacador,constata buen estado general así comodel conector soltador, se digieredesensamblar el conector soltador antesde utilizarlo.

6.- Arma aparejo habilitando el empacadorcon el conector soltador. Ver figura enmanual operación de un Husky capitulo8.

7.- Baja aparejo a más menos 10 metrosantes de la profundidad programada deanclaje, conecta flecha e informa alI.T.P.

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HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADOR RECUPERABLEDE ROTACIÓN, TENSIÓN Y COMPRESIÓN

I. T. P. CÍA.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN.

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Page 58: Empacadores y Retenedores

D - 58

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DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

8

A

9

10

11

12

13

14

FIN

8.- Efectúa su ajuste comprobando medidas,verifica y determina su peso de sartadinámico y estático, baja empacador aprofundidad de anclaje, levanta sarta 60 a70 cm., aplica rotación a la derecha (8 a10 vueltas) y sin suspenderla baja sartalentamente checando el indicador, en elmomento de iniciar a soportar peso,suspende rotación, carga 4 a 5 ton.,tensiona esa misma cantidad para elempacamiento.

9.- Opera a soltar conector poniendo sartaen su peso ó cargando 0.5 aplica mediavuelta a la izquierda en el fondo, levantasarta aguantando dicha torsión.

10.- Elimina flecha y efectúa ajustenecesario para dejar el empacadortrabajando en comprensión, en tensión óbien neutral.

11.- Instala colgador de la tubería.

12.-Baja sarta hasta checar conector con 0.5ton. Aplica una vuelta a la derecha en elfondo para penetrar el conector ycomprueba enganchamiento con 3ton.tensión. Sienta sarta sobre el colgador. Sies posible prueba empacamiento.

13.- Reporta operación.

14.- Elimina preventor e instala árbol deválvulas.

15.- Verifica prueba de árbol.

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HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADOR RECUPERABLEDE ROTACIÓN, TENSIÓN Y COMPRESIÓN

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CUADRILLAOPN.

FECHA: 30-06-98

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D - 59

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DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE ROTACIÓN,TENSIÓN Y COMPRESIÓN

TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE ROTACIÓN, TENSIÓN YCOMPRESIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 60: Empacadores y Retenedores

D - 60

Page 61: Empacadores y Retenedores

D - 61

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

1

A

2

3

4 4

5

6

7

1.- Programa la recuperación del aparejocon el empacador.

2.- Elabora programa.

3.- I.T.P., consulta estado mecánico delpozo define mecanismo de operación,calcula peso de sarta, etc.

4.- Controla el pozo homogeneizando elfluido de control: entrada y salida, paraigualar presiones por arriba y abajo delempacador. Observa pozo sinmanifestación.

5.- Elimina árbol de válvulas e instala yprueba preventor. Conecta flecha,habilitada con combinación ó una madrinacorta para conectarse a la tubería delaparejo. Así mismo retrae yugos delcabezal de producción.

6.- Verifica la correcta retracción de losyugos de cabezal. Define de acuerdo aúltima intervención si el empacador quedóoperando a la compresión tensión óneutral para la correcta determinación delas fuerzas requeridas para el desanclaje.

7.- Esto paso es opcional, puede operar asoltar el conector levantar sarta paraeliminar el colgador de la tubería paratener mayor facilidad de movimientosdescendentes de la tubería y nuevamentebajar a conectarse para operar a desanclar.Consultar manual operación de un Huskyen empacadores semipermanentescapitulo 8.

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HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE ROTACIÓN, TENSIÓN YCOMPRESIÓN

I. T. P. CÍA.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN.

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Page 62: Empacadores y Retenedores

D - 62

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

8

9

10

11

12

FIN

NO

SI

8.- Tensione la sarta sobre su peso 0.5 ton.Aplicar rotación derecha de 15 a 18vueltas en el fondo para operar elmecanismo de desanclaje. Elaborareporte.

9.- Si no desancla puede optar por ir a 7 sies que aún tiene instalado el colgador.

10.- Recupera aparejo procurando no rotarla sarta a la izquierda, además de nohacer pequeños movimientosascendentes ó descendentes al colocarlas cuñas, para evitar una desconexióninvoluntaria del conector y se provoqueel deslizamiento del empacador.

11.- Recupera empacador a superficie,quiebra mismo y entrega a compañíapara su reparación.

12.- Compañía recibe empacador yaccesorios.

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HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: DESANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE ROTACIÓN, TENSIÓN YCOMPRESIÓN

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CUADRILLAOPN.

FECHA: 30-06-98

Page 63: Empacadores y Retenedores

D - 63

PETRÓLEOS MEXICANOS

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE PESO

TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE PESO

FECHA: 30-06-98

Page 64: Empacadores y Retenedores

D - 64

Page 65: Empacadores y Retenedores

D - 65

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

1

A

2

3

4

5

6

1.- Selecciona y programa la introduccióndel empacador.

2.- Elabora solicitud a compañía para surequisición informando al I.T.P. con elprograma operativo.

3.- Recibe programa de introducción delempacador.

4.- Suministra el empacador y losaccesorios solicitados en el equipo.

5.- Recibe herramientas, verificando que elempacador solicitado corresponde alque le es presentado. Inspeccionamismo. Consulta manual.

6.- Mide la longitud del accesorio deacoplamiento.

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HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE PESO

I. T. P. CÍA.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN

FECHA: 30-06-98

Page 66: Empacadores y Retenedores

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PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

7 7 7

8

9

10

13

11

12

FIN

7.- Armado del aparejo con los accesoriosque son indicados en el programaoperativo. Es muy importante considerar eltipo de accesorios que será instalado en elextremo inferior, ya sea un conector sinjotas, un niple de sello, un localizador, etc.,dado que la longitud de este será un factordeterminante para la ejecución de un buenacoplamiento con el empacador inferior,además de que su longitud es muyimportante para realizar un buen ajuste enla superficie.

8.- Baja aparejo a 20 m., antes de laprofundidad programada.

9.- Efectúa ajuste corroborando medidas,corrobora peso de sarta dinámico yestático. Determina el peso requerido parael empacamiento. Se sugiere consultartablas de gráficas del apéndice A delmanual para considerar el peso real que lellega empacador.

10.- Instala colgador.

11.- Baja sarta hasta penetrar cargando elpeso calculado en el punto deacoplamiento, constatando el peso con quequedara empacado, antes de que siente lasarta en el colgador. Elabora reporte.

12.- Quita preventor e instala y pruebaárbol de válvulas.

13.- Constata prueba del árbol.

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HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN EMPACADORRECUPERABLE DE PESO

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CUADRILLAOPN.

FECHA: 30-06-98

Page 67: Empacadores y Retenedores

D - 67

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

ANCLAJE Y DESANCLAJE DE UN R.T.T.S.

TITULO: ANCLAJE Y DESANCLAJE DE UN R.T.T.S.

FECHA: 30-06-98

Page 68: Empacadores y Retenedores

D - 68

Page 69: Empacadores y Retenedores

D - 69

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

1

A

2

3

4

5

6 6 6

7 7 7

1.- Selecciona y programa la introduccióndel probador cementador.

2.- Elabora solicitud a cementaciones deservicio a pozos.

3.- Recibe programa de introducción delcementador.

4.- Suministra el probador y los accesoriossolicitados en el equipo.

5.- Recibe herramientas verificando que elcementador solicitado corresponde alque le es presentado, comprobandoademás el suministro de la junta deseguridad y la válvula de circulación.Inspecciona mismos. Consulta manualcapitulo 9.

6.- Armado del aparejo con los accesoriosque son indicados en el programaoperativo, en el orden siguiente,cementador RTTS, junta de seguridady válvula de circulación. Es muyimportante verificar el buenfuncionamiento del mecanismo deanclaje, así como el de la válvula decirculación.

7.- Baja aparejo a 20m., antes de laprofundidad programada.

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HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE Y DESANCLAJE DE UN R.T.T.S.

I. T. P. S. a P.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN.

FECHA: 30-06-98

Page 70: Empacadores y Retenedores

D - 70

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

8

9 9

10 10

11

12

13 13

14

FIN

SI

NO

8.- Efectúa ajuste corroborando medidas,corrobora peso de sarta dinámico y estático.Determina el peso requerido para elempacamiento. Se sugiere consultar tablasde gráficas del apéndice A del manual paraconsiderar el peso real que le llega alempacador en este caso cementador.

9.- Baja cementador a la profundidadprogramada, aplica 1 vuelta a la derecha enel fondo y baja lentamente la sarta hastaempezar a cargar peso 2 a 3 ton. Servicios apozos supervisa operación.

10.- Cierra preventor y prueba efectividaddel empacamiento inverso y directo.

11.- Si es efectivo seguir, si es negativoregresar a 8 repetir operaciones descritas.Cargar mayor peso ó bien levantar la sartaeliminando un tubo y repetir operacióndesde punto 8.

12.-Reportar lista la herramienta para laoperación.

13.- Una vez finalizada la operación,circular para homogeneizar columnas enT.P. y T.R. y tensionar sarta 3 ton. para eldesanclaje.

14.- Recuperar herramienta a superficie.Quebrar misma y entregar a servicios apozos para su reparación.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE Y DESANCLAJE DE UN R.T.T.S.

I. T. P.ING. DEDISEÑO

CUADRILLAOPN.

S. a P.

FECHA: 30-06-98

Page 71: Empacadores y Retenedores

D - 71

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 4

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE UN RETENEDOR CONTUBERÍA FLEXIBLE

TITULO: ANCLAJE DE UN RETENEDORCON TUBERÍA FLEXIBLE

FECHA: 30-06-98

Page 72: Empacadores y Retenedores

D - 72

Page 73: Empacadores y Retenedores

D - 73

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

1

A

2

3

4

5

6

1.-Efectúa proceso de selección delretenedor, programa su introducción.

2.-Elabora solicitud a compañíadescribiendo la totalidad de lasespecificaciones del retenedor, informaademás a servicio a pozos si laoperación programada será con equipoconvencional de P.M.P. ó sin él.

3.-Suministra herramienta con susaccesorios, determinando lascaracterísticas de diseño, deconstrucción, manejo y operación alpersonal operativo de la unidad detubería flexible de servicio a pozos óde compañía contratista.

4.-Inspecciona retenedor y accesorios.

5.-Efectúa calibración del pozo conunidad de línea de acero, reconociendola profundidad interior del pozo ycorrobora que efectivamente laprofundidad de anclaje está libre.

6.-Instala U.T.F. y prueba conexionessuperficiales con la presión de trabajodel árbol del pozo.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN RETENEDORCON TUBERÍA FLEXIBLE

I. T. P.CUADRILLA

CÍA.ING. DEDISEÑO

SERVICIOA

POZOS

FECHA: 30-06-98

Page 74: Empacadores y Retenedores

D - 74

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

77 7

8

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN RETENEDORCON TUBERÍA FLEXIBLE

I. T. P.CUADRILLA

CÍA.ING. DEDISEÑO

99 9

10

B

operación del inflado del retenedor enal superficie para constatar que eldiámetro de la T.F. es uniforme y noexisten restricciones. Con equipoI.T.P. supervisará toda operación.

8.- Efectúa un viaje de reconocimiento contubería flexible acondicionandofluidos de control en el interior de latubería de producción, constatando elbuen funcionamiento del deptometro,del tren de preventores, cabezainyectora, striper, indicador de peso,etc.

9.- Procede al armado del retenedorverificando que sea correcta,empleando para ello llaves manualespara el apriete, respetando torquesrecomendados. Ver manual deoperación de retenedores con tuberíaflexible capitulo 9, para la descripciónde los accesorios.

10.-Baja el retenedor a profundidadprogramada respetando la velocidadrecomendada y llenando con bombeode 0.3 bl/min.

FECHA: 30-06-98

SERVICIOA

POZOS

Page 75: Empacadores y Retenedores

D - 75

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

11.-Lance le canica de ½” y desplace conel gasto recomendado.

12.-Represione el sistema con gastomoderado e incrementos de 35 kg/cm

2

esperando los tiempos establecidospara el buen expansionamiento delsello, hasta alcanzar 183 kg/cm

2.

13.-Cargue 4000 lbs peso sobre elretenedor para confirmar el anclado.

14.-Reporte listo el retenedor para laoperación, describiendo totalmente laoperación.

15.-Finalizando la operación, opere atensionar la tubería flexible de 4000 a5000 lbs, para liberar la válvula decirculación del retenedor.

16.-Libere la válvula de circulación. Si,continuar. No, ir a 15, recupere tuberíaa superficie.

17.- Conteste la efectividad de la operaciónal recuperar la tubería flexible asuperficie.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 4 DE 4

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN RETENEDORCON TUBERÍA FLEXIBLE

I. T. P.CUADRILLA

CÍA.ING. DEDISEÑO

11

12

13

14

15

16

17FIN

SI

NO

11

B

FECHA: 30-06-98

SERVICIOA

POZOS

Page 76: Empacadores y Retenedores

D - 76

Page 77: Empacadores y Retenedores

D - 77

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE UN RETENEDOR CONTUBERÍA DE PERFORACIÓN

TITULO: ANCLAJE DE UN RETENEDOR CONTUBERÍA DE PERFORACIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 78: Empacadores y Retenedores

D - 78

Page 79: Empacadores y Retenedores

D - 79

INICIO

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADESI. T. P. CÍA.

1

CUADRILLAOPN.

ING. DEDISEÑO

A

2

3

4

5

6 6 6

7

1.-Selecciona y programa la utilización deun retenedor perforable.

2.-Elabora solicitud a compañíaespecializada, entrega programa a I.T.P.

3.-Es informado del programa y efectúapreparativos para la introducción delretenedor.

4.-Suministra herramienta solicitadaretenedor y soltador en el pozo.

5.-Recibe herramientas en el equipo.Inspecciona misma. Corrobora que losolicitado sea lo que le es presentadofísicamente en el equipo. Consultacapitulo 9 del manual de selección.

6.-Procede al armado del conjunto soltadorretenedor.

7.-Baja retenedor a la profundidad 10 m.,antes de la profundidad programada, einforma a I.T.P. conecta flecha.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN RETENEDOR CONTUBERÍA DE PERFORACIÓN

FECHA: 30-06-98

Page 80: Empacadores y Retenedores

D - 80

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

8

9 9

10 10

11 11

12

13

14

15 16

FIN

8.-Corrobora medidas efectúa su ajuste.Verifica su peso real de la sartadinámico y estático. Ajusta indicador depeso.

9.- Opera a anclar la herramienta aplicando12 vueltas a la derecha en el fondo.

10.-Suspende rotación levanta sartatensionando de 20,000 a 30,000 lbssobre el peso de sarta, para luegocargar esa misma cantidad de pesopara asegurar un empacamientoefectivo.

11.-Pruebe empacamiento en forma directao inversa con 70 kg/cm2 durante30min., tensiona la tubería de 2 a 3ton. Para cerrar la válvula delretenedor durante la prueba.

12.-Reporta listo el retenedor para laoperación.

13.-Una vez finalizada la operación, colocala sarta en su peso y aplica de 12 a 15vueltas más a la derecha para liberar latubería.

14.- Recupera tubería.

15.- Revisa extremo y condiciones en quees recuperada la herramienta, y esentregada a la compañía. Elaborareporte.

16.- Compañía recibe herramienta.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN RETENEDOR CONTUBERÍA DE PERFORACIÓN

I. T. P. CÍA.CUADRILLAOPN.

ING. DEDISEÑO

FECHA: 30-06-98

Page 81: Empacadores y Retenedores

D - 81

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DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 1 DE 3

ANTECEDENTE:

ANCLAJE DE UN TAPÓN PUENTERECUPERABLE

TITULO: ANCLAJE DE UN TAPÓNPUENTE RECUPERABLE

FECHA: 30-06-98

Page 82: Empacadores y Retenedores

D - 82

Page 83: Empacadores y Retenedores

D - 83

INICIO

PETRÓLEOS MEXICANOS

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

1

A

2

3

4

5

6

77 7

8

1.- Selecciona y programa la introduccióndel tapón puente.

2.- Elabora solicitud, entrega programaoperativo a I.T.P.

3.- Efectúa los preparativoscorrespondientes para la introduccióndel tapón mecánico puente.

4.- Requisita la solicitud y suministra eltapón y el soltador en el equipo.

5.- Recibe herramientas, inspeccionamismas corroborando que lo solicitadocorresponda a sus necesidades, y quelo entregado físicamente es loadecuado.

6.- Comprueba el buen estado del soltadory que sea compatible con el conectorsuperior del tapón. Consulta taponesrecuperables en manual capitulo 9.

7.- Arma el conjunto tapón soltador.

8.- Bajan tapón a 10 a 15m. Antes de laprofundidad de anclaje. Entera alI.T.P. conecta flecha o bien tubomadrina.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN TAPÓNPUENTE RECUPERABLE

I. T. P. CÍA.CUADRILLAOPN.

ING. DEDISEÑO

FECHA: 30-06-98

Page 84: Empacadores y Retenedores

D - 84

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

ACTIVIDADES

A

9

10

11

9

10

11

12

1313

14

15

16

FIN

9.- Efectúa su ajuste de profundidad,verifica su peso real de sarta dinámicoy estático.

10.- Procede a anclar ó soltar el tapón,aplica 0.5 ton. De peso sobre el tapón.

11.- Rota la sarta ¾ de vuelta a la izquierdaen el fondo y aguantando dicha torsiónlevanta lentamente la sarta 3m. ó losuficiente para poder cerrar elpreventor.

12.- Alinea tubería y opera a cerrarpreventor anular.

13.- Represiona pozo con 35 kg/cm2

durante 15 min.

14.- Abre preventor y recupera tubería.

15.- Constata la recuperación del conectorsoltador y lo entrega a la compañíaarrendataria.

16.- Compañía revisa soltador y loacondiciona para su utilización en larecuperación del tapón.

TDPF-II-PR-200-26100-OPN-9.1

HOJA: 3 DE 3

ANTECEDENTE:TITULO: ANCLAJE DE UN TAPÓNPUENTE RECUPERABLE

I. T. P. CÍA.CUADRILLAOPN.

ING. DEDISEÑO

FECHA: 31-06-98

Page 85: Empacadores y Retenedores

D - 85

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 1 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER)

FECHA: 30-06-98

Page 86: Empacadores y Retenedores

D - 86

Page 87: Empacadores y Retenedores

D - 87

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 2 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

11.1.0 SOLTADORES PARA TR CORTA11.1.1 DEFINICIÓN

Se le nombra tubería corta liner a una sección de tuberías (TR)que se introduce y coloca en un agujero descubierto, después dela última zapata y no se prolonga a la superficie; causas ymotivos que nos inclinan a efectuarse este tipo de diseño en lastuberías de revestimiento.

a) Aislamientos de zona con presión anormal y poder continuarcon las operaciones para alcanzar los objetos deseados.

b) Las TR cortas son colocadas en un tiempo mínimo en unintervalo por su diseño de introducción combinando contuberías de perforación. Como no se prolonga a la superficiehay economía en metros de TR y cemento.

c) En caso de un desgaste prematuro en la TR de donde fuecolocada se puede fácilmente prolongar hasta otra distancia paracorregir la anomalía.

d) Nos permite utilizar tuberías de producción y empacadores demayor diámetro.

11.1.2 CARACTERÍSTICASPara utilizar este modelo se necesita una serie de aditamentos,que forman un solo conjunto y cada uno tienen una funciónespecífica dentro de la operación eficiente.

11.1.2.1 ZAPATA FLOTADORA TIPO “V”Esta zapata no es común pues tiene varias finalidades.

a) Hacer flotar la tuberíab) Actúa como válvula de contrapresión por medio de doble juego

de checksc) En caso de atascamiento se circule por los orificios laterales.d) Su costilla de acero en forma de “X” que esta en la parte frontal

inferior actúa como freno para soltar en el fondo cuando falle elcolgador.

11.1.2.2 COPLE RECEPTORa) La finalidad de este es alojar la camisa de bronce y el asiento

sin obstruir la circulación sólo en colgadores hidráulicos seutiliza.

FECHA: 30-06-98

Page 88: Empacadores y Retenedores

D - 88

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 3 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

11.1.2.3 COPLE DE RETENCIÓNa) Se coloca uno ó dos tramos de arriba de la zapata, su

finalidad es segura, el tapón de desplazamiento por medio deun mecanismo sencillo de cuñas encontradas diseñadas exprofeso, en colgadores mecánicos.

b) El otro diseño trae un asiento para canica y se obtura con lamisma se incrementa la presión, rompe los pernos delcolgador hidráulico y actúa el mecanismo de anclaje alromper los pernos y se afianzan las cuñas en la TR, unapresión adicional rompe los pernos del asiento y se alojan enel cople receptor, pudiendo recibir el tapón dedesplazamiento; automáticamente se convierte en otraválvula que no permite el paso del fluido hacia arriba en casode que falle la válvula de la zapata.

11.1.2.4 UNIÓN GIRATORIAa) Se instala después del colgador y su finalidad es absorber la

rotación al ir bajando con el aparejo sin perjudicar losmecanismos del soltador cuando por alguna razón se eliminaeste aditamento es conveniente utilizar centradores rectos oinstalar uno izquierdo y uno derecho para evitar al ir bajandocon la TR.

11.1.2.5 COLGADOR MECÁNICO TIPO CMCa) Esta constituido con sistema de conos, flejes y un sistema de

anclaje de ranura en forma de “J” manteniendo el seguro enposición de candado al ir bajando la TR

11.1.2.6 COLGADOR HIDRAULICO TIPO “MC”a) Esta constituido con un sistema hidráulico de cuñas y flejes

mientras la presión diferencial de más de 1300 1bs/pulg2 no

se aplique, su funcionamiento no actúa lo que permite bajarla TR hasta la profundidad programada.

11.1.2.7 RECEPTACULO PULIDO (PBR)a) Se instala sobre el colgador normalmente y su finalidad por

el acabado interior (PULIDO) proporciona un sello positivodurante la operación de cementación o producción del pozo.

FECHA: 30-06-98

Page 89: Empacadores y Retenedores

D - 89

PETRÓLEOS MEXICANOS

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 4 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

11.1.2.8 CAMISA SOLTADORAa) Existen dos modelos la corta y la larga, esta última es la que se

utiliza para provenir una extensión (TIE-BACK) en un futuro,consta de dos roscas una derecha exterior y una acme especializquierda interior.

11.1.2.9 HERRAMIENTA SOLTADORa) Esta herramienta esta diseñada para bajar y soltar la tubería

corta (LINERS) y se compone de las partes siguientes:Conexión Superior, Extensión ó Vástago, una tapa para evitarque caigan materiales extraños al interior del soltador, balerodonde se apoya la TR para facilitar la rotación cuando sé estasoltando, cuerpo con guías que permiten se deslice la tuercaflotadora, tuerca flotadora es una herramienta especial con roscaacme izquierda que asegura la TR corta a la TR, una extensiónadaptadora que depende de los aditamentos que se utilicen,copas, sellos, molliglas o charnelas.

11.1.3 OPERACIÓNInstale zapata y cople dependiendo del tipo del colgadorintroduzca, la TR corta (LYNER) instale los complementos(QUE DEBEN ESTAR ARMADOS), unión giratoria,colgador, PBR, camisa soltadora. Verifique antes el apriete delsoltador con respecto a la tubería flotadora y la camisasoltadora. Coloque las llaves para dar vuelta a la izquierda yverifique que no de vuelta asegure bien, levante y colóquesepara conectar la TR afloje el elevador, verifique que todo elconjunto gire al igual (PUEDE COLOCAR, UNA LINEACON PINTURA COMO REFERENCIA QUE ABARQUE LACAMISA SOLTADORA Y EL VASTAGO DELSOLTADOR). Así nota si la tuerca se esta aflojando al apretarlas conexiones, con las conexiones apretadas a su torque, baje ymeta las arañas de base, afloje girando a la derecha la tuercainterior con la fuerza de una persona gira a la izquierda es loque necesita de torque la herramienta soltadora. Comience aconectar su TP coloque los candados a la rotaria para evitargiros, introduzca la TP a un ritmo de 2 a 3 minutos por lingada(3 tubos) para evitar pistonear la formación.

FECHA: 30-06-98

Page 90: Empacadores y Retenedores

D - 90

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 5 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

Verifique pesos bajando, levantando y estática para tomarreferencias, sí es colgador hidráulico y ya metió la canicalevántese, a la altura que usted considere que después deanclado, perderá el peso de la TR por lo regular se toma comoreferencia que la última caja de conexión de TP esta a la alturade la horquilla de su unión de TP este a la altura de la horquillade su unión giratoria, si es hidráulico verifique que la canicaeste asentada en el cople, lentamente y observada una perdidagradual de peso descargue el peso de la TR, incremente lapresión hasta notar un abatimiento brusco, cargue 10 tonsadicionales de peso en tuberías normales, en tuberíasdemasiado cortas 100 a 200 m de diámetros pequeños 4 ½” y5” cargue 20 tons para fijar bien las cuñas a la pared de la TR.Levántese a dejar solo 4 tons adicionales para ayudar a trabajarel balero, meta cuñas sin mover la TP de rotación derecha,despacio verifique que no se incremente la torsión con 5vueltas a la derecha FRENADO LA TORSIÓN vea cuantasregresa si ya afloja la tuerca soltadora continúe dando rotaciónde 15 a 20 vueltas es suficiente si son más no dañada.Levante lentamente no más de 0.75 m. para evitar que los sellosse salgan del PBR y se dañen, notara la perdida de peso en elindicador y la tubería este suelte, cargue 10 tons durante laoperación de cementación.Una vez que se bombeo el cemento suelte el tapón que esta enla cabeza de cementación el cual ira desplazando y limpiando laTP al llegar al extremo inferior del soltador se unirá al quepreviamente esta instalado desplazando el cemento dentro de laTR para finalizar acoplándose al cople que tome peso, eliminela llave y proceda a soltar.

11.1.4 OBSERVACIONESSi durante la perforación del agujero hubo pérdida y el fluidode control tiene durante es necesario eliminarlo para efectuarlos trabajos y previo a la cementación bombear un bache delodo bentonítico para evitar atascamiento.

FECHA: 30-06-98

Page 91: Empacadores y Retenedores

D - 91

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 6 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

Circule perfectamente cuando el lyner esta debajo del cabezalpara desalojar columnas de aire verifique su peso, comience aintroducir la TP si anteriormente a esta se colgó otra tuberíade mayor diámetro al introducir el colgador por la camisasoltadora, hágalo cuidadosamente para evitar que se dañen losflejes del colgador que se instalo pues van en posiciónexpansionada, un contacto brusco puede dañar su mecanismode anclaje.Cuando llegue a la profundidad deseada circule, verifiquefondo siempre y cuando la capacidad de la TP se lo permitapues se requiere una tensión extra de desfogue por fricciónesto sucede en pozos muy profundos.

11.1.5 EJEMPLOS:Ejemplo típico de operación por anclaje de TR corta(LYNER)

PROGRAMADAProf. Total 3,850 mZapata 9 5/8” 3,426 m∅ Descubierto 426 mTraslape 150 mDensidad Lodo 1.02 mTR 7” 32#TP 4 ½” 19.5

Súmese la cantidad de ∅ descubierto más los metros de traslape,ejemplo: 424 + 150 = 574 mRestar a la suma total de m de profundidad y nos dará la cantidad en m detubería (TP) que necesitamos para llegar la TR al objetivo Ejemplo.350 –574=3276 mSe efectúan las operaciones para sacar los kg./m que pesarán las tuberías.

Factor de flotación

32 x 1.48= 47.36 kg./m x .859=40.682 kg./m flotando19.5 x 1.48=28.86 kg./m x .859=24.790 kg./m flotandoEste resultado se multiplica por los metros de TR y TP respectivamente.

FECHA: 30-06-98

859.85.710.1

1 =−

Page 92: Empacadores y Retenedores

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PETRÓLEOS MEXICANOS

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 7 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

Con este resultado (89,212 kg) procederá a soltar, levántese y deberá tener unalectura de 81,212 kg cargue 10 tons 71, 212 para evitar el efecto de pistón alefectuar la operación y mantener fijo el colgador, durante la operación ymantener fijo el colgador, durante la operación notará que pierde peso pero escomún cuando la densidad de la lechada es mayor que el fluido de control(LODO) y lo mismo sucede cuando llega el tapón tiende y empuja la tubería(TP) hacia arriba al final de la operación.

NOTA: Para el campo Cantarell se deberá promediar los pesos de las tuberíaspara obtener una lectura más real pues por lo regular, se introduce las tuberíascon perdida total de circulación.Sume las cantidades peso de tubería en el aire + peso de tubería flotando entredos ejemplo: 47,360

+ 40,682 88.042 ÷ 2 = 44,021 kg./m de TR 7” 32#

574 x 40.682 = 23, 351 kg. 23,351 + 81,212 = 104,563 Kg.3276 x 24,790 = 81,212 kg. Si el block y el gancho pesan 12 tons. Sumese.104,563 + 12 = 116,212 kg.116,563 kg. será la lectura de su indicador, una vez que verifico, que el colgadoranclo haga las operaciones sig..

_116,563 23,351- 93,212 10,000 de sobre carga 83,212 kg. a este resultado se le aumenta 6 tons para que el balero de la tuerca flotante se apoye y gire perfectamente.

83,212+ 6,000 89,212

FECHA: 30-06-98

Page 93: Empacadores y Retenedores

D - 93

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 8 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

CAMISA SOLTADORA

TAMAÑO A L

4 1/2 5 1/2 73 ½

5 5 3/4 73 ½

7 8 ¼ 73 ½

7 5/8 8 5/8 73 ½

9 5/8 10 ¾ 73 7/8

* conexión y diámetros exterior o interiorsegún especificaciones.

FIG. 11.1

FECHA: 30-06-98

Page 94: Empacadores y Retenedores

D - 94

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 9 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

Receptáculo PulidoInterior (PBR).

Descripción.El Receptáculo Pulido Interior (PBR), es unaherramienta,que se puede colocar inmediatamente arriba o abajo delcolgador, la cual proporciona un sello positivo durante lasoperaciones de cementación.Se utiliza en terminaciones de pozos donde existen altastemperaturas, o como complemento profundo paragrandesvolúmenes de producción, almacén de pozos de gas y/opozos inyectores de aguaVentajas.Se tiene un amplio diámetro de la pareja de produccióndesde la superficie hasta el fondo del liner. El diámetrointerior del mandril de sellos es compatible con eldiámetro interior del liner.El ensamble del mandril de sellos con el PBR, no permite fugas de fluidos.Elimina los empacadores de producción. Las operacionesdereparación de pozos son más segura y económicas al notener que moler empacadores permanentes.

FIG. 11.2

FECHA: 30-06-98

Page 95: Empacadores y Retenedores

D - 95

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 10 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

VÁLVULA DE CHARNELA.

TAMAÑO A B C L

4 1/2 5 2.407 4 1/2 12 1/12

5 5 ½ 2.407 5 15

7 7 ½ 15/16 7 19 ½

7 5/8 8 ½ 2 15/16 7 5/8 19 ½

9 5/8 10 ½ 2 15/16 9 5/8 20

* conexiones y diámetros interior según especificaciones.

FIG. 11.3

FECHA: 30-06-98

Page 96: Empacadores y Retenedores

D - 96

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 11 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

COLGADOR MECÁNICO “CMC”

RANGO A B C 6 CONOS 9 CONOS

4 ½ EN 7 26-32

5 4 ½ 5 7/8 125

4 ½ EN 7 95 5 4 1/2 5 3/4 125

5 EN 7 26-32 5 9/16 5 5 7/8 125 145

5 EN 7 35 5 9/16 5 5 3/4 125 145

5 EN 7 5/8337-39

5 9/16 5 6 3/8 125 145

7 EN 9 5/847-535

7 21/32 7 8 1/4 155 1/2 155 ½

7 5/8 EN 95/8 47-535

8 1/2 7 5/8 8 1/4 141 166

7 5/8 EN103/4 60.7-

71.1

8 1/2 7 5/8 9 3/16 141 166

9 5/8 EN 133/8 48-54.5

10 5/8 9 5/8 12 146 178

9 5/8 EN 133/8 61-83

10 5/8 9 5/8 11 3/4 146 178

FIG. 11.4

FECHA: 30-06-98

Page 97: Empacadores y Retenedores

D - 97

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 12 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

COLGADOR HIDRÁULICO “MC”

RANGO A B C D 6 CONOS 9 CONOS

4 ½ EN 726-32

5 4 1/2 5 7/8 5 3/4 130

4 ½ EN 735

5 4 1/2 5 3/4 5 3/4 130

5 EN 7 26-32

5 9/16 5 5 7/8 5 7/8 132 144

5 EN 7 35 5 9/16 5 5 3/4 5 3/4 132 144

5 EN 7 5/833.7-39

5 9/16 7 8 1/4 8 1/4 138 162 ½

7 5/8 EN9 5/8

47-33.5

7 21/32 7 8 1/4 8 1/4 138 162 ½

7 5/8 EN9 5/8

47-53.5

8 1/2 7 5/8 8 1/4 8 1/4 138 162 ¾

7 5/8 EN10 ¾

60.7-71.1

8 1/2 7 5/8 9 3/16 9 1/8 138 162 ¾

9 3/8 EN13 3/8

40-54.8

10 5/8 9 5/8 12 11 1/2 139 1/4 163

9 5/8 EN13 3/8

10 5/8 9 5/8 11 3/4 11 1/2 139 1/4 163

NOTA: El diámetro interior del colgador es igual al de la TR

*Conexión según especificación.

FIG. 11.5

FECHA: 30-06-98

Page 98: Empacadores y Retenedores

D - 98

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DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 13 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

UNIÓN GIRATORIA “C”

TAMAÑO A* B C L

4 1/2 5 3/4 4 1/2 14 13/16 32 ¼

5 6 5 14 7/8 31 3/8

7 8 1/4 7 16 1/16 41 1/8

7 5/8 8 3/4 7 6/8 15 15/16 38 5/8

9 5/8 11 9 5/8 18 1/8 38 3/4

A*variable de acuerdo al rango de la TR donde va a operar. d y x de acuerdo a solicitud.

FIG. 11.6

FECHA: 30-06-98

Page 99: Empacadores y Retenedores

D - 99

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DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 14 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

Unión Giratoria Tipo “C1”Con Porta Tapón.

DESCRIPCIÓN.

La unión Giratoria Tipo “C1” con Porta Tapón, seutiliza normalmente, en cementaciones queincluyan una Válvula de Charnela. Su diseñocuenta, además de las características de la UniónGiratoria Tipo “C”, con un asiento en la partesuperior que asegura el Tapón Limpiador Tipo IIdurante la corrida del liner.Con esta herramienta, se elimina la necesidad delCople Porta Tapón en el diseño del liner.

FIG. 11.7

FECHA: 30-06-98

Page 100: Empacadores y Retenedores

D - 100

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DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 15 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

TAMAÑO B L

4 1/2 5 14 1/2

5 5 9/16 15

7 7 21/32 16

7 5/8 8 1/2 16

9 5/8 10 5/8 19 1/2

COPLE PORTA TAPÓN.

A=SEGÚN RANGO DE OPERACIÓN.C Y D DE ACUERDO A SOLICITUD.

FIG. G.11.8

FECHA: 30-06-98

Page 101: Empacadores y Retenedores

D - 101

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DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 16 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

TAMAÑO A L

4 1/2 5 13 1/4

5 5 9/16 13

7 7 21/32 15 1/4

7 5/8 8 1/2 15

9 5/8 10 5/8 17 3/4

COPLE DE RETENCIÓN TIPO 1

FIG. 11.9

FECHA: 30-06-98

Page 102: Empacadores y Retenedores

D - 102

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 17 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

TAMAÑO A L

4 1/2 5 13 1/4

5 5 9/16 13

7 7 21/32 15 1/4

7 5/8 8 1/2 15

9 5/8 10 5/8 17 3/4

COPLE DE RETENCIÓN TIPO 2

FIG. 11.10

FECHA: 30-06-98

Page 103: Empacadores y Retenedores

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DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA:18 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

TAMAÑO A L

4 1/2 5 13 1/4

5 5 9/16 13

7 7 21/32 15 1/4

7 5/8 8 1/2 15

9 5/8 10 5/8 17 3/4

COPLE RECEPTOR

FIG. 11.11

FECHA: 30-06-98

Page 104: Empacadores y Retenedores

D - 104

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 19 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

TAMAÑO A B

4 1/2 14 1/2 5

5 14 5 1/2

7 16 5/8 7 1/2

7 5/8 16 3/4 8 1/2

9 5/8 18 1/2 10 1/2

ZAPATA FLOTADORA TIPO “V”

*CONEXIÓN SEGÚN ESPECIFICACIÓN.

FIG. 11.12

FECHA: 30-06-98

Page 105: Empacadores y Retenedores

D - 105

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 20 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

Tamaño A B C D

2 7/8, 3 1/2 11 3/16 4 1/4 2 15/16 2

4 1/2, 5 11 5/16 4 9/16 4 5/16 2,338

TAPÓN DE DESPLAZAMIENTO (2 7/8 Y 3 1/2) (4 1/2 Y 5)

FIG. 11.13

FECHA: 30-06-98

Page 106: Empacadores y Retenedores

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 21 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

TAMAÑO RANGO A B L13.5 4 3/64

4 1/2 3 11/16 9 5/815.1 3 61/6415 4 17/32

5 3 27/32 9 3/418 4 17/3232 6 7/32

7 6 1/4 9 3/835 6 1/8

33.7 6 51/647 5/8 6 1/4 10 9/32

39 6 3/447 8 13/16

9 5/8 8 11/32 12 3/853.5 8 21/32

TAPÓN LIMPIADOR TIPO 2

TAPÓN LIMPIADOR TIPO 1

FIG. 11.14

TAMAÑO RANGO # A B L13.5 4 3/64

4 1/2 3 11/16 11 13/1615.1 3 61/6415 4 17/32

5 4 1/8 11 13/1618 4 13/3232 6 7/32

7 5 3/4 12 7/835 6 1/8

33.7 6 57/647 5/8 6 7/16 12 7/8

39 6 3/447 8 1/2 8 13/16 14 3/8

9 5/853.5 8 11/32 8 21/32 14 11/30

FECHA: 30-06-98

Page 107: Empacadores y Retenedores

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 22 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

EMPACADOR DE TUBERÍA CORTA CPH

DESCRIPCIÓN.El empacador de tubería corta CPH, esta diseñadopara proporcionar un sello de alta presión diferen-cial a la boca del liner, y va colocado inmediata-mente arriba del Receptáculo Pulido o Válvula deCharnela, según sea el caso.Puede ser anclado después de cementar la tubería corta, por medio de peso aplicado, con una herra-mienta soltadora C2 con pernos de carga, o tambiénpuede ser corrido después de que la tubería corta esta cementada, como un empacador de tubería deextensión o Tie Back, en caso necesario. En estascondiciones, se requiere una herramienta hidráulica BOT para anclar el Empacador.Esta diseñado con un mandril de una sola pieza resis-tencia a la tensión, amplio diámetro interior del apa-rejo, y rosca soltadora integral con extensión para Tie Back (8’-0” long. Estándar).Cuenta con un sistema de tres sellos con anillos soporte especiales, con una capacidad de 6000 1b/pulg2de presión diferencial, y 305ºF de temperatura, y un juego de cuñas especialmente diseñadas para mantener a los sellos en compresión y pernos de corte que previenen su anclaje prematuro.

FIG. 11.15

FECHA: 30-06-98

Page 108: Empacadores y Retenedores

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DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 23 DE 23

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE ANCLAJE PARA TUBERÍASCORTAS (LINER).

VENTAJAS.Ofrece un sello excelente de alta presión diferenciala la boca del liner, que protege contra fugas.Reduce la posibilidad de romper la formación, por la presión ejercida al circular en inversa, para limpiarel exceso de cemento en la boca del liner.Protege contra operaciones de cementación pobres, previniendo la migración de fluidos o gas por micro-canalizaciones, pequeñas fracturas en el cemento, o malaadhesión a la tubería corta y/o de revestimiento.OPERACIÓN.El empacador CPH, se instala con una herramienta Solta-dora C2 con pernos de carga; cuando el liner ha sido ancla-do, la herramienta soltadora se levanta la distancia requeri-da para permitir que los pernos, accionados por resorte, sesalgan de la Camisa Soltadora y se expandan.En este punto, aplicamos paso por medio de la tubería deperforación, para cortar los pernos de corte y anclar el Empacador.Una vez anclado, el exceso de cemento se limpia concirculación inversa.

FIG. 11.16

FECHA: 30-06-98

Page 109: Empacadores y Retenedores

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 1 DE 6

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE OPERACIÓN CONEMPACADORES RECUPERABLES (R.T.T.S.)

MÉTODO DE OPERACIÓN CONEMPACADORES RECUPERABLES(R.T.T.S.)

FECHA: 30-06-98

Page 110: Empacadores y Retenedores

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Page 111: Empacadores y Retenedores

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 2 DE 6

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE OPERACIÓN CONEMPACADORES RECUPERABLES (R.T.T.S.)

11.1.0 EMPACADOR R.T.T.S. MARCA HALLIBURTON11.1.1 CARACTERÍSTICAS

Es una de las herramientas más versátiles hasta la fecha susdiámetros exteriores y los interiores amplios los ponen a lavanguardia de las herramientas que cumplen con su cometidopara cual fue diseñada. Las siglas R.T.T.S. significan en ingles,RETRIEVABLE, TEST, TREAT y SQUESEE, lo cualtraducido literalmente es: RECUPERABLE PARA PRUEBASTRATAMIENTOS Y CEMENTACIONES FORZADAS.El empacador R.T.T.S. es un empacador tipo “J” que se acuña ala pared de apertura completa, diseñada para ser utilizada enoperaciones de prueba de tratamiento y forzadas. La aperturacompleta permite el bombeo de grandes volúmenes de fluidocon una caída de presión mínima y permite además el paso deuna pistola del tipo que se dispara a través de la tubería.Esto permite que la herramienta pueda utilizar en variasoperaciones con una sola corrida en el pozo, tales como:PROBAR, TRATAR, FORZAR, REDISPARAR, etc. Entérminos generales la herramienta esta compuesta por el cuerpoincluir empacador y una válvula de circulación, también puedeincluir una junta de seguridad.El cuerpo del empacador incluye un mecanismo de ranura en“J” una cuña mecánica, un conjunto empacador y cuñashidráulicas. Se utilizan cuñas grandes de servicio pesado en elmecanismo de anclaje hidráulico; esto permite servir paraayudar a impedir que la herramienta sea sacada del pozo poracción de la presión de bombeo.En los cuerpos del empacador tamaño 3 ½” ó menores, seutilizan muelles de fricción; sin embargo las de tamaño 4” ómayores están equipadas con bloques de fricción. Todos loscuerpos de los empacadores se ensamblan con camisas deranura en “J” automática.La válvula de circulación es del tipo candado abierto-candadocerrado y sirve tanto como válvula de circulación se fijaautomáticamente en la posición cerrada cuando se ancla elempacador.

FECHA: 30-06-98

Page 112: Empacadores y Retenedores

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 3 DE 6

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE OPERACIÓN CONEMPACADORES RECUPERABLES (R.T.T.S.)

Durante las operaciones de prueba o las de forzamiento elcierre o dispositivo de fijación impide que la válvula se abradebido al bombeo o presión. En la posición de fijada abierta seproporciona una ranura en “J” recta para que pueda utilizarse,con la ranura del mismo tipo que se encuentra en el cuerpo delempacador.Esta combinación elimina la necesidad de rotar la tubería paracerrar la válvula de circulación o reanclar el empacador,después que se ha desplazado con cemento por la tubería. Lajunta o conexión de seguridad, del tipo VR, es opcional y ayudaen la extracción de la tubería en caso de que se hubieracementado el empacador o hubiera problemas al desanclar.El mandril de la junta de seguridad se mantiene inoperante pormedio de una camisa de tensión, ayudando así a evitar que sepueda soltar prematuramente la junta de seguridad. La camisadebe partirse o romperse ejerciendo tensión sobre la tuberíaantes de poder iniciar los movimientos verticales rotatoriosnecesarios para soltar o liberar a la junta de seguridad.

11.1.2 PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓNAl comenzar a entrar en el pozo se debe mantener la válvula decirculación en candado en la posición abierta y la ranura en “J”de la camisa del bloque de fricción (o muelles de fricción) enposición cerrada.Al comenzar a entrar en el pozo hay que prestar atención deque no se vaya a deslizar ó resbalar las cuñas de la TP ya queesto tendera a fijar las cuñas mecánicas y cerrada la válvula decirculación. Si la tubería comienza a derramarse, esto indicaráque se ha cerrado la válvula de circulación.Para volver a fijar a la válvula de circulación en posiciónabierta es necesario bajar la tubería rotarla hacia la derecha,luego levantarla unos pies y rotarla de nuevo hacia la izquierda.Continuar bajando la herramienta hasta un poco por debajo dela posición de asentamiento deseada, levantar hasta la posicióndeseada y rotar la tubería hacia la derecha varias vueltas. Sólose necesita media vuelta aproximadamente a nivel del fondo,pero frecuentemente es útil, especialmente en pozos profundos

FECHA: 30-06-98

Page 113: Empacadores y Retenedores

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 4 DE 6

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE OPERACIÓN CONEMPACADORES RECUPERABLES (R.T.T.S.)

ó desviados, hacerla rotar varias vueltas utilizando la mesarotaria si es posible. Manteniendo la torsión hacia la derechasobre la tubería, bajarla hasta que las cuñas mecánicas de laherramienta se fijen y comiencen a soportar peso.Detener el movimiento de la tubería, liberar la torsión hacia laderecha rotando la tubería hacia la izquierda(aproximadamente, ½ vuelta por cada 1000 pies deprofundidad, incluyendo, el contragolpe; por lo quegeneralmente esto es suficiente), sin embargo esto no se deberotarse la tubería hacía la izquierda un número de vueltasmayor del que fue necesario para anclar la herramienta. Amedida que se aplica la torsión hacia la izquierda descender latubería hasta lograr apoyar la cantidad de peso deseado sobre elempacador.Ahora la herramienta esta en posición para proceder con laruptura de la formación, el forzamiento de cemento ó lasoperaciones, de achicamiento (SONDEO) y pruebas.Para abrir la válvula de circulación y así poder colocar en ellugar exacto el cemento ó cualquier otro fluido, rotar la tuberíahacia la derecha levantar el peso de la tubería y seguirlevantando unas cuantas pulgada , hasta que se establezca lacirculación. Después de haber bombeado el fluido al sitioexacto bajar hasta que la herramienta empiece a soportar pesoluego la torsión de nuevo hacia la izquierda, como se explicoanteriormente, mientras se sigue bajando para apoyar lacantidad de peso correcta sobre el empacador. Para desanclar elempacador levantar la tubería sin rotarla; el empacador sedesancla más fácilmente si se iguala la presión a nivel delempacador antes de levantar la tubería.Esto deja cerrada la válvula de circulación para que puedaestablecerse la circulación por la tubería alrededor delempacador. Para abrir la válvula de circulación, para salir delpozo, bajar la tubería, rotar hacia la derecha y levantar.La junta de seguridad opcional puede colocarse por encima dela válvula de circulación ó entre esta y el cuerpo delempacador. En una emergencia para soltar la junta deseguridad, tiene que romperse la camisa de tensión antes depoder operar la junta.

FECHA: 30-06-98

Page 114: Empacadores y Retenedores

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 5 DE 6

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE OPERACIÓN CONEMPACADORES RECUPERABLES (R.T.T.S.)

Una vez que se ha roto la camisa de tensión, se puede soltar óliberar la junta de seguridad manteniendo la torsión hacia laderecha sobre la tubería mientras se le sube y se le baja senecesitan diez vueltas para desenroscar la tuerca que suelta la junta. Todos los tamaños requieren dos emboladas por revolución, el de 8 5/8” y el de 13 3/8” que requieren de tresemboladas por revolución.

TERMINA EL PROCEDIMIENTO.

FECHA: 30-06-98

Page 115: Empacadores y Retenedores

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DIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 6 DE 6

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE OPERACIÓN CONEMPACADORES RECUPERABLES (R.T.T.S.)

EMPACADOR VÁLVULA DESEGURIDAD

JUNTA DESEGURIDAD

FIG. 12.1J. SLDT

J-SLOT

FECHA: 30-06-98

Page 116: Empacadores y Retenedores

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Page 117: Empacadores y Retenedores

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 1 DE 11

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE OPERACIÓN CON TAPONESPUENTES RECUPERABLES.

MÉTODO DE OPERACIÓN CON TAPONESPUENTES RECUPERABLES.

FECHA: 30-06-98

Page 118: Empacadores y Retenedores

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Page 119: Empacadores y Retenedores

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RAMA: PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

HOJA: 2 DE 11

ANTECEDENTE:

TDPF-IIPR-200-26100-OPN-11.5

TITULO: MÉTODO DE OPERACIÓN CON TAPONESPUENTES RECUPERABLES.

13.1.0 TAPÓN PUENTE RECUPERABLE MODELO C Y C-1MARCA BAKER

13.1.1 CARACTERÍSTICASEste tapón puente recuperable esta diseñado para efectuaroperaciones de aislamiento temporal en cambios de cabezales,también, es compatible para bajarse con otras herramientas(EMPACADORES RECUPERABLES), lo cual nos da unadiversificación de operaciones a efectuarse tales comooperaciones selectas en zonas múltiples ó zonas sencillas enfracturas, acidificantes, pruebas ó cementaciones.Esta herramienta Mod. C-1 viene en medidas del 28 al 43, estemodelo difiere del Mod. “C” solo en el diseño del ensamble decuñas en los aros de cuñas y el elemento empacador que sonroscables, en el mod “C” son eliminados este nuevo diseñoaumenta la fuerza, en el Mod. “C-1”

13.1.2 CONSIDERACIONES“ANTES DE CORRER ESTA HERRAMIENTA”

1. Analice cuidadosamente las condiciones del pozo y la naturaleza, de lasoperaciones que pueden ser conducidas a través del tapón.

13.1.2.1 Tome providencias para prevenir desperdicios enfrente de losdisparos y las cuñas

13.1.2.2 Si la cementación va a ser conducida del tapón puente siga lasinstrucciones contenidas cuidadosamente.

13.1.2.3 Considere la posibilidad de encontrarse una zona de flujo fuertedespués de una fracturación operación de perforación estopuede anclar el tapón que se esta empezando a recuperar.

1. Asegúrese que la barra de control de la cabeza del tapón corresponda a lacabeza que se esta empezando a usar.

2. Si el tapón se va a correr con línea de acero reemplace la “J” con lamedida correcta de la camisa conductora o tipo gancho, y agárrese lacombinación correcta.

13.1.3 INSTRUCCIONES DE OPERACIÓN.El tapón recuperable se corre con cabeza recuperadora yherramienta correspondiente.

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1. Agarre la cabeza recuperadora dentro de la guía en una herramientarecuperadora para forzar como el empacador Mod. “C”

2. Ármese el tapón correctamente, levante la herramienta recuperadora conel elevador y la parte inferior de la herramienta cuidadosamente, sobre labarra de control del tapón.

a) La cabeza recuperadora es bajada dentro de la barra de controlde la cabeza los pernos “J”, se mueven de la posición uno a losdos.

3. Levante la herramienta y bájela dentro de la TRa) Al levantar la herramienta se mueve a la posición 3, al bajar la

herramienta se mueve a la posición 44. Baje la herramienta a la profundidad deseada del tapón.

a) En la posición 4 a la guía de la cabeza recuperadora empuja elcuerpo, los conos y la tapa empacadora inferior.La bomba de control, los eslabones y las cuñas se mantienen enposición neutral para que los conos no puedan deslizarsedebajo de las cuñas al colocar el tapón. La barra de controlmantiene la válvula abierta y el fluido abre la válvula superioreste fluido pasa a través del tapón al momento e irse bajando.

5. Para soltar el tapón levante la tubería lentamente sin rotación izquierdadespués con torsión izquierda baje lentamente la herramienta hasta que eltapón reciba peso. Si el tapón recibe peso usted lo sabe al levantar latubería manteniendo torsión izquierda, se suelta el tapón.

a) Al levantar un poco la tubería los pernos “J” entran en posición“3” al bajar con torsión izquierda mueven los pernos a laposición “5”

Si el tapón no recibe peso sigue en posición “4” repita los pasos, anterioreses de gran ayuda hacer mención de estas tres cosas, acerca de lasherramientas.

§ Los engranes de la cabeza recuperadora embragan solo con rotación,izquierda.

§ La barra de control de los pernos “J” del tapón siempre entran enposición 1 y termina en posición 6

§ El tapón es colocado con presión bien sea arriba o de abajo, la remocióndel tapón depende de su habilidad para igualar las presiones.

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6. Cuando se ha checado que el tapón recibe peso levante la herramienta,3 m. manteniendo siempre torsión izquierda, para soltar el tapón apliquetorsión izquierda, y baje aproximadamente 0.90 cm al no recibir pesohacia abajo es señal de que el tapón fue soltado correctamente.

a) Con el levante de 3 m. y mantenimiento torsión izquierda encuñas, los pernos “J” pasaran de posición 5 a la 6 y fuera de laranura de la “J”

b) Después de que el tapón fue soltado los block de arrastre encuñas, los resortes de arrastre y las copas del tapón se soportanen la TR cuando la presión se aplica, se arriba la posición de losblocks de arrastre y las copas del tapón se soportan en la TRcuando la presión se aplica, se arriba la posición de los blocksde arrastre de las cuñas abajo hasta que los conos forcen la partesuperior de las cuñas a agarrarse en la TR, esto es para prevenirque el tapón se mueva hacia abajo, las válvulas están cerradas.

7. La herramienta forzada (EMPACADOR) deberá anclarse arriba unoscuantos metros para efectuar la prueba del tapón y la herramienta,aplique mayor presión a la de trabajo para probar el tapón y herramienta.Suelte la herramienta y colóquese en la profundidad deseada del trabajo aefectuarse cuando una forzada es requerida, es necesario colocar unbache de arena arriba del tapón. Antes de bombear cemento en la tuberíaeste bache deberá colocarse de 3 a 6 m. en la TR.

8. Antes de empezar la recuperación del tapón, circúlese inversa varios m.arriba del tapón para remover la arena bájese la herramienta, concirculación inversa hasta que la barra de control entre en la herramienta ypierda peso de la tubería, al suceder esto. Usted enganchando el tapón oencontró residuos del bache que deben eliminarse con circulación, si seencuentra cemento fraguado arriba del bache de arena de la operación decementación saque la herramienta, baje con barrena y escariador a travésdel cemento y arena, si no resulta con circulación bajar con herramientalavadora tipo “H”.

a) Eliminar la herramienta lavadora.b) Instale el adaptador de pesca refiriéndose a la herramienta

recuperadora.c) Correr la herramienta lavadora de cabeza sin el empacador.d) Circule un poco.

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e) Cuando la herramienta lavadora de cabeza llega a la barra decontrol, levante un poco (30 A 60 cm) y continúe circulandohasta que toda la arena sea eliminada de la tubería.

f) Ya eliminada la arena de la tubería circule con rotación, paraeliminar la arena si es necesario de la cima del tapón. Deberátener cuidado que la guía de la zapata molino no haga contactoy muela la jaula de la válvula superior del tapón, esto puedeprevenir la operación de molienda, periódicamente y tocando lacima con torsión izquierda levante y vuelva a tocar la cimadespacio si el tapón no recibe ningún peso de la arena a sidomolida y para permitir la remoción del tapón del pozo.Baje la herramienta recuperadora de cabeza sobre la barra decontrol y con rotación corriendo en la sarta para la derecha paraenganchar la barra de control de la cabeza, el adaptador depesca guiada la barra de control de la cabeza, los pernos estánen la ranura de la “J” al entrar los pernos en la ranura de la “J”se mantienen estacionaria mientras la sarta se rota hacia laderecha.

g) Después que la ranura de la “J” se engancho a la barra decontrol de la cabeza (POSICIÓN 2) la operación derecuperación es normal.Si no es posible el enganche de la barra de control con lospernos de la “J” en posición 2 en la ranura de la “J” debe usarseel procedimiento siguiente.

h) Colocarse lejos para mover el adaptador de peso debajo de lospernos “J” rotar la derecha aplicar tensión al hombro del perno“J” en el adaptador de pesca jale el tapón arriba del hoyo.

i) Para soltar la barra del control de la cabeza del adaptador depesca colocar lo más lejos posible de torsión izquierda y jálese,hacia fuera del control de la cabeza.

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9. Levántese lentamente no tensión excesiva hasta que las presionesdiferencial, no hayan sido igualadas. El exceso de tensión puede dañarseveramente el tapón, una tensión leve habré la válvula superiorpermitiendo que la presión superior del tapón se iguala si hay resistenciaal jalarlo, colocar peso para abrir las válvulas inferiores para permitir quela presión se iguale a este punto, el tapón probablemente no tome peso semoverá en el pozo de zona con flujo ligero cuando se igualan laspresiones el puede ser recolocado ó recuperado con facilidad.

13.1.4 PRECAUCIÓN“RECUPERACIÓN EN ZONAS DE FLUJO PESADO”

a) Si hay una zona de flujo pesado el tapón puede ser recolocadoun poco arriba de la zona pero tan pronto como pases la zonade flujo pesado, el tapón puede ser colocado de la presión deabajo, lo cual empujara el cono inferior debajo de las cuñas. Siesta condición existe es mejor para el y figurar que esta pasandoen vez de maltratar el tapón, en esta situación, colóquelosuficiente bajo en la tubería para mantener la válvula inferiorabierta, este procedimiento ayuda a descargar la presión que seacumula abajo del tapón.

b) Cuando la presión debajo del tapón no se puede ser purgada losuficiente para remover el tapón del pozo es mejor esperar hastaque disminuya un poco el fluido del pozo o empuje el tapón dela zona de flujo pesado (SIEMPRE ES POSIBLE EMPUJAREL TAPÓN HACIA ABAJO) y dejarlo hasta que el flujo sevuelva moderado ligero después el tapón pude ser recuperadofácilmente.

13.1.5 EMERGENCIASEn tensión hacia arriba o peso hacia abajo, como se muestra enesquema siguiente, puede ser aplicada sin dañar el tapón, sedeberá tener cuidado de no colocar más tensión o peso delrequerido del tapón.Como remueva el tapón en el pozo, las llaves de apriete deberánusarse siempre en la tubería para prevenir cualquier rotación,deberán estar metidos los pernos en la rotaria, para prevenirrotación izquierda lo cual colocar el desenganche del tapón.

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13.1.6 INSTRUCCIONES DE OPERACIÓN DEL TAPÓN.Cuando se corre con línea de acero usando el SOCKETreferencia a la unidad recuperadora de cabeza.

1. Armar y correr el tapón con el socket deseado para línea de acero unsocket standard es usado para correr el tapón dentro del pozo con línea deacero el socket de tipo cónico es usado para correr tubería derevestimiento y dentro del socket cónico el socket tipo de líneas diseñadopara que el tapón cuelgue cuando se corre a través de TR profunda y seencuentre la tubería corta, el perno, la barra de control de la cabeza semueven libremente fuera del gancho y dentro de la tracción para forzar eltapón hacia abajo.

2. Para soltar el tapón recupere el socket y la línea de acero.3. Para recuperar el tapón use tubería con la cabeza recuperadora, en el

extremo inferior ninguno de los sockets standard ó cónico puede usarsepara recuperar el tapón.

13.2.0 TAPON PUENTE RECUPERABLE DE DOS COPASMARCA HALLIBURTONEl tapón puente recuperable TP (TWO PIECE) de dos copas hasido diseñado para brindar un sello efectivo, siendo a la vezfácilmente recuperable con el objeto de aislar presión enagujero entubado bien sé esta de arriba ó bajo. La herramientaconsiste de una combinación de copas y elementosempacadores de hule, un jgo. de cuñas de acción doble y unárea bastante grande de circulación (BY-PASS). El diseño dedos copas brinda la ventaja de un sello reforzado. Las cuñas deacción doble ayudan a anclar la herramienta para contener lapresión del lado que esta se manifiesta. La junta de circulaciónbrinda el paso de fluido a través de la herramienta para facilitarsu colocación ó su remoción del pozo.Esta herramienta puede correrse con tubería ó debajo de unRTTS. Se deja en su lugar hasta que con la tubería ó elempacador se recupere se abra la junta de circulación y seretraigan, las cuñas.El tapón recuperable de 2 copas reemplaza al de 4 copas dadoque es más económico en todos sus aspectos incluyendo el demantenimiento.

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13.2.1 PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓNEl tapón puente recuperable de 2 copas se corre a laprofundidad deseada bien sea solo ó debajo de un RTTS. Parasentar el empacador, permita que la tubería baje unoscentímetros antes de aplicar torsión a la derecha(APROXIMADAMENTE ¼ DE VUELTA EN LAHERRAMIENTA), y aplicar el peso.PRECAUCIÓN: Cuando se corre un tapón recuperable debajode un RTTS, es necesario seguir este procedimiento para que elRTTS quede en posición de candado de lo contrario seempacarían, las dos herramientas al mismo tiempo. Altorsionar a la derecha, el perno sale de su mecanismo de “J” enel cono superior y permite que este entre en contacto con lascuñas para que se afiance a la tubería de revestimiento.Después de que la herramienta comienza a tomar peso,mantenga la torsión y levante la tubería. Esto permite que lospernos de la zapata recuperadora salgan del mecanismo de “J”en la parte superior de la herramienta y permite que la válvulade circulación quede en su posición cerrada.

13.2.2.1 PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓNEl tapón recuperable tipo empacador se corre a la profundidaddeseada bien sea con tubería ó con un RTTS para sentar eltapón en su lugar. Se permite que la tubería baje un metroaproximadamente y se le aplica torsión a la derecha(APROXIMADAMENTE ¼ DE VUELTA EN LAHERRAMIENTA), y se le aplica peso.PRECAUCIÓN: Cuando esta herramienta se corre debajo deun RTTS es muy importante permitir que la tubería bajeaproximadamente un metro antes de torsionar a la derecha parapermitir que el mecanismo del RTTS quede en la posición decandado. (esto evita que el RTTS y el tapón se ancle al mismotiempo). El aplicar torsión a la derecha permite que los pernosse mueven en el mandril y salgan del candado, el movimientohacia abajo permiten que las compuertas de circulación en elmandril pasen el “O” Ring hacia la posición de candado en lacamisa de los flejes de arrastres para permitir que sienten lascuñas inferiores. Al aplicar peso el tapón con la tubería permite

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que la cabeza de control empuje hacia abajo en el cuerpo de lacamisa de control, y la camisa superior retenedora que muevenlas cuñas superiores permitiendo que estas se afiancen en latubería de revestimiento. El peso se transfiere a través de lascuñas a la parte mecánica corrediza del cuerpo y a los anillos,permitiendo que los elementos de hule se expandan y se pongaen contacto con la tubería de revestimiento. El continuar,aplicando torsión derecha permite que los pernos, del mandrilse coloquen en una posición de candado. En esta posición loselementos empacadores están expandidos y las cuñasmecánicas arriba y debajo de los mismos se encuentranengarzados en la tubería de revestimiento. Para soltar la tuberíadel tapón, se aplica torsión a la derecha y se tensionapermitiendo que los pernos en la cabeza recuperadora salgan dela combinación “J” de la misma, 10,000 1bs de tensión sonsuficientes para sobreponer la interferencia causada por lospernos y la cabeza de control permitiendo que la tubería sesuelte del tapón. Las 10,000 1bs de tensión dan una indicaciónclara en la superficie de que la herramienta, esta anclada yempacada y que la tubería esta libre.Para recuperar el tapón del puente, se baja la tubería con sucabeza de control hasta tocar la herramienta. Con 10,000 1bs sepeso en la tubería, la zapata pasa los pernos de la cabeza, decontrol permitiendo que estos entren automáticamente en la“J”. Al aplicar torsión a la izquierda se mueven los pernosinferiores en el mandril fuera de la posición del candado,permitiendo que las compuertas de circulación queden enposición abierta. Al mismo tiempo los pernos en el mandril delempacador entran automáticamente en la “J” para mantener lascuñas mecánicas inferiores en posición retraídas. El tapónpuede ser movido a otro lugar en la tubería ó sacarse del pozo.Una interferencia entre la válvula de circulación y la zapatarecuperadora requiere de una tensión de aproximadamente10,000 1bs para soltar la zapata de la herramienta. El conoinferior se mueve hacia arriba permitiendo que las cuñasinferiores se afiancen a la tubería de revestimiento para resistirla tensión aplicada. Esto da una indicación de que laherramienta esta anclada y que la TP esta libre. Cuando eltapón esta anclado, resistirá presión de cualquier dirección.

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TITULO: MÉTODO DE OPERACIÓN CON TAPONESPUENTES RECUPERABLES.

Cuando se desea revisar si el tapón puente esta anclado antes desoltar la zapata recuperadora aplique torsión a la derecha y bajela tubería hasta que comience a cargar peso la herramienta.Suelte la torsión a la derecha, estire 15,000 1bs ó más para versi el tapón se mantiene firme. Enseguida aplique peso a laherramienta y torsione a la derecha. Esto suelta los pernos de lazapata recuperadora del mecanismo “J” y permite que laválvula de circulación sea colocada en su posición cerrada.Aproximadamente 10,000 lbs necesarias para soltar la zapatarecuperadora de la herramienta.

13.2.2.2 PRECAUCIÓNNunca intente soltar el tapón recuperable de 2 copas rotando ala derecha y tensionando. Algunas veces esto suelta laherramienta de la zapata recuperadora sin que las cuñastrabajen.Al haber un cambio de presión en cualquier dirección moverála herramienta hacia arriba ó hacia abajo dependiendo de dondese manifiesta esta.

TERMINA EL PROCEDIMIENTO.

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HOJA: 11 DE 11

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TITULO: MÉTODO DE OPERACIÓN CON TAPONESPUENTES RECUPERABLES.

TAPÓN PUENTE RECUPERABLE MED. “C”MARCA BAKER

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HOJA: 1 DE 3

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TITULO: HERRAMIENTA SOLTADORA Y RETENEDORADE CEMENTO.

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HERRAMIENTA SOLTADORA YRETENEDORA DE CEMENTO

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HOJA: 2 DE 3

ANTECEDENTE:

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TITULO: HERRAMIENTA SOLTADORA Y RETENEDORADE CEMENTO.

14.1.0 DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN

14.1.0 HERRAMIENTA SOLTADORA Y RETENEDORA DECEMENTO.

14.1.1 DESCRIPCIÓNCorriendo hacia abajo esta asegurada con cuñas y conos loscuales tienen unos candados resistentes a los impactos y endonde hacia abajo el cemento, permite bajarlo a etapas másrápidas.Las cuñas superiores se sueltan colocando la camisa y el tren deanclaje se suelta levantando el mandril de 60 a 70 cm. Y dando10 vueltas a la derecha, bájelo levantándolo para colgarlo en laprofundidad deseada y soltar las cuñas superiores.El movimiento de partes durante la operación de anclaje es unasecuencia cuidadosamente controlada, esta secuenciaprogramada garantiza el anclaje correcto del empacador conlínea de acero ó tubería.Colocación de cuñas superiores tensione para anclar y moverlos conos hacia arriba para anclar las cuñas después romper lospernos de corte, esto permite que el cuerpo se junte con el arocandado para comprimir el elemento empacador y expander losanillos retenedores.Anclaje de cuñas inferiores y empacador completo continúe latensión para romper los pernos en los conos inferiores y anclarlas cuñas inferiores y el empacador completo, pruebe la tuberíasi lo desea, prueba de la válvula deslizando, se abrelevantándose, cierra.Renueva la punta de la herramienta, aplique ligeramentetensión de rotación derecha tensione 10,000 1bs para liberar elagujero y permitir la circulación de cemento hacia abajo ycolocarlo en la punta del aguijón (STINGER).El AGUIJÓN esta colocado para efectuar el forzamiento defluido, cárguele de 1.5 tons para introducirse en retenedores yabrir la válvula aplique la presión de forzamiento al levantar, secierra la válvula mantenga la presión final de la operacióntensione con 5 tons para sacar el aguijón.ESTE PROCEDIMIENTO ES PARA EL RETENEDORBAKER, MERCURY MOD. “K”.

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HOJA: 3 DE 3

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TITULO: HERRAMIENTA SOLTADORA Y RETENEDORADE CEMENTO.

OPEN CLOSED

FIG. 14.1

RETENEDOR DE CEMENTO Y HERRAMIENTASOLTADORA MARCA BAKER, TIPO MERCURM,

MOO K-1

FECHA: 30-06-98