TRABAJO DE PULLING

INTRODUCCION El trabajo de pulling se desarrolla en todo el campo petrolero realizadas a las instalaciones de los pozos donde el objetivo es dar un mantenimiento a los equipos de levantamiento tal como una limpieza de parafinas a los equipos de bombeo mecnico las mismas que son ejecutadas por las unidades de pulling y las de Workover

EQUIPO UTILIZADO

Unidades de PullingLas unidades son fundamentalmente un camin dotado de una plataforma donde van alojados dos tambores, el tambor que contiene cable de pistoneo liso es de un dimetro 9/16, y el otro que es el principal, se halla provisto de un cable de un dimetro , este es llamado de armado, adems est dotado de un mstil doble telescpico, y de varios equipos de complementacin para poder realizar la variedad de operaciones que se realizan para dar servicio de mantenimiento a las instalaciones de los pozos.

Partes principales Carrier Compound Transmission Draworks Mastil

El Carrier comprende especficamente el camin donde van montados los equipos, que se utilizan para realizar las operaciones de pulling.

Equipamiento Adicional Sistema de transmisin hidrulica Llave hidrulica marca B.J. de 2 Guinche hidrulico para izaje de mstil

PROGRAMA DE INTERVENCINEl trabajo de pulling se lo realiza mediante un programa de intervencin en el que se detalla: Datos bsicos del pozo ltimo servicio realizado Tipo de extraccin Datos de produccin Diagnstico del equipo Programa a aplicar Provisin de materialesLuego de lo cual se elabora un reporte diario de operaciones en el que constan: Datos generales del pozo El objetivo El tiempo empleado en realizar las operaciones, en horas Las condiciones en que queda el pozo Las medidas de las tuberas o varillas Informe de reacondicionamiento (W.O.) Historia del pozoPERFORACINEl pozo direccional Edn Yuturi-G-34, se termin de perforar el 12 Abril del 2004, se alcanz una profundidad total de 8,560 pies. El casing superficial de 13-3/8 se asent a 2,236 pies. El casing de produccin de 9-5/8 se cement a 8,542 pies. Se corri los registros USIT/CBL Cement Bond Log. Mtodos acsticos bsicos de cementacin

COMPLETACIN Y PRUEBASSe inician los trabajos de completacin de pozos el 05 de Julio del 2004, los objetivos de este trabajo fueron: Perforar la arena T el intervalo de 8308-8328 (20). Perforar la arena U-Superior el intervalo de 7996-8014 (18). Bajar completacin de fondo para las arenas U-Superior y T. Instalar Bomba Elctrica Sumergible GN-4000 de 72 etapas.

Se realiza un viaje de limpieza con broca de 8 y raspa tubos para casing de 9 5/8, se desplaza una pldora viscosa para asegurarse que el pozo este limpio. Se arma y baja caones 4 4505 PJ a 5 dpp para perforar el intervalo de 8,308- 8,328 (20) de la arena T y el intervalo de 7,996- 8,014 (18) de la arena U-Superior. Se arma y baja completacin de fondo con dos packers Baker para aislar las zonas de inters y dos camisas de produccin para las arena U-Superior y T. Se arma y baja una bomba REDA GN-4000 de 72 etapas para producir de la arena U-Superior. La prueba al 19 de Julio del 2004 dio 1,105 barriles de petrleo con un corte de agua del 59%.

HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS

WORKOVER No. 01 (Slick Line)Inicia operaciones el 08 de Octubre del 2006, el objetivo de este trabajo de Slick Line fue: Abrir la camisa de la arena T. Cerrar la camisa de la arena U-Superior. Poner a producir el pozo para evaluar T.

Se procede a apagar el pozo y colocar los aislamientos mecnicos y elctricos antes de efectuar el trabajo. Con unidad de Slick Line se procede a retirar el blanking plug a 7,622. Se arma y baja un centralizador gua y C prongs hasta 8,117 para retirar tapn RZR. Se asienta centralizador sobre cabeza del RZR, ingresa C prongs dentro del mismo y rompe knock out plug para ecualizar presiones, se sube sarta a superficie. Se arma nuevamente sarta de herramientas de SL con un pulling tool y B probe, con el objetivo de recuperar tapn RZR a 8117 hacia la superficie, se pasa tubing bypass sin problemas, pero al llegar a la camisa de la arena U-Superior a 7,999 no pasa la herramienta, se intenta pasar por varias ocasiones sin tener xito se decide subir. Se decide colocar knuckle joint antes del pulling tool y se cambia el B probe por un C prongs, con el objetivo de tener una mejor gua y se comienza a correr en el pozo. Obteniendo los mismos resultados de la corrida anterior. Se decide cambiar el tipo de cable a 3/16 en lugar del de 0.108 y se coloca mayor cantidad de barras para obtener mayor peso, se procede a bajar y se engancha tapn RZR a 8,117. Se saca tapn a superficie. Se retira de la sarta pulling tool con tapn. Se coloca running tool con separation sleeve en la sarta para aislar la arena U-Superior, se corre en el pozo y no se logra pasar del tubing by-pass. Se rompe pin del running tool dejando pescada la herramienta dentro del by pass a 7,702. Se procede a subir running tool, para bajar a pescar con pulling tool el separation Sleeve. Se logra pescar con xito y se recupera hacia la superficie.Se corre shifting tool para cerrar la camisa @ 7,999, se llega a profundidad y golpea varias veces, cierra camisa y se sube shifting tool a superficie. Se corre blanking plug y asienta en Y tool @ 7622. Se desarma lubricador, se coloca tree caps, se retiran aislamientos elctricos y mecnicos, abren vlvulas y arranca Pozo Edn Yuturi G-34 con 40 Hz y 50 Amps. Se da por finalizada la operacin el 9 de Octubre, en espera de resultados de las pruebas, para determinar si se ha cerrado correctamente la camisa de la arena U Superior. Como los resultados no fueron satisfactorios, se interviene nuevamente el pozo el da 16 de Octubre y se procede a colocar una separation Tools para aislar la arena U-Superior y realizar una prueba de produccin. Los resultados de la prueba fueron:

Como se observa en las pruebas de produccin, estas se mantienen con los parmetros parecidos, por lo que se puede concluir que existe una comunicacin entre las dos zonas, ya sea por des asentamiento del packer inferior o por un hueco en la tubera. Por este motivo se decide intervenir el pozo con torre de reacondicionamiento.

WORKOVER No. 02

Inicia operaciones el 15 de diciembre del 2008. Trabajos slick line para retirar blanking plug y controlar pozo en reversa con retornos a la Estacin. Desarma cabezal y lnea de flujo, realiza pulling de la Bomba Elctrica Sumergible GN-4000 72 etapas. Prueba Preventor de reventones y arma y baja el arreglo de fondo de pozo ON-OFF para sacar completacin de fondo con Packers, sin xito. Se realizan operaciones para pescar completacin de fondo como sigue: el arreglo de fondo de pozo #1 (de molienda), el arreglo de fondo de pozo #2 (de pesca), el arreglo de fondo de pozo #3 (de bloque impresor), el arreglo de fondo de pozo #4 (de molienda), el arreglo de fondo de pozo #5 (de pesca), el arreglo de fondo de pozo #6 (de pesca) donde se recupara el arreglo de fondo de pozo de Fondo en 100%. Para la continuacin de las operaciones arman y bajan el arreglo de fondo de pozo de limpieza, se corri registro de cemento con Slb-Wire-line. De acuerdo a resultados deciden aislar reservorios T y US asentando Casing Irretrievable Bridge Plug CIBP de 9 5/8 a: #1= 8250ft, #2 = 7940ft. Armar y bajan caones 4 Power Jet Omega 5 DPP para disparar arena M-1 el intervalo 7301 7314ft. Arman y bajan equipo Bomba Elctrica Sumergible GN-1600 (113 etapas), motor 150HP, 2300V/39.4A. Operaciones con unidad slick-line para recuperar standing valve; recuperar blanking plug; corrida de barras de 1 y asentar nuevamente blanking plug de 1.125 en Y Tool. Retira Preventor de reventones, arma cabezal y lneas de superficie, arranca pozo sin novedad. Da por finalizadas las operaciones de reacondicionamiento el 30-Abril-2011.

WORKOVER No. 03

Inicia operaciones el 03 de abril del 2011.Recupera tubera y equipo Bomba Elctrica Sumergible GN-1600 (113stg). Baja el arreglo de fondo de pozo de limpieza hasta 7,878', luego con W/L se baja asentar 9-5/8" CIBP Casing Irretrievable Bridge Plug sin xito (aparentemente no detona), mientras sube CIBP Casing Irretrievable Bridge Plug se ancla @ 4586', se realiza intentos para recuperar tapn si xito, quedando pescado CCL @ 4582 ft, GPLT @ 4586 ft, 9-5/8" CIBP @ 4596 ft (longitud de pescado 8'). Baker baja pescar, se ancla 9 5/8" CIBP aplicando 25 klb sobre peso normal de sarta se tensiona y con overpull de 40 klb, rompe punto dbil y libera sarta con xito, sacan el arreglo de fondo de pozo de pesca Baker (nota: se saca 3000' de tubera full crudo utilizando el mud bucket), Pescado 100% recuperado, W/L hall desarma cabeza de detonador y observa que no deton, fallida la operacin del CIBP. Bajan el arreglo de fondo de pozo para moler CIBP pescado, bajan el arreglo de fondo de pozo de limpieza, luego bajan GR-CCL y canasta con anillo calibrador 8.2" OD, bajan hasta tope de fondo PBTD @ 7883 ft. ok.- 2da corrida: bajan CIBP @ 7450' , realizan pasada de correlacin y asientan 9-5/8" CIBP @ 7320' ok, entonces se realiza tapn ok. Baja a moler de 7080 a 7095' pero baja libre desde 7095 a 7125 (30 ft no se encuentra cemento) se continua moliendo de 7125' a 7313' tope CIBP desde 7285 hasta tope de 9-5/8"CIBP @ 7313 (28) se encuentra cemento muy duro baja el arreglo de fondo de pozo de limpieza. Baja registro de cementacin de 8440'-6400' y registro de saturacin de 8400' -7200',posteriormente realiza tapn balanceado en US ,presenta fugas en prueba de lneas de cementacin se continua y se bombea lechada , se presuriza con 1200 psi y cae lentamente a 0 psi en 10min.Se cierra vlvula y se espera frague luego se presuriza con 500 psi la presin cae a 0 psi en 3 minutos, arma y baja broca triconica 8.5'' x 3'' d/p, hasta tope del cemento @ 7930' 96' de cemento sobre CIBP 9-5/8" asentado @ 8026'. Saca BHA, cuando se est frente a perforaciones de M1 @ 7306' cierra pipe rams y prueba admisin en directa con 1500 psi la presin cae 500 psi en 1 min, y @ 0 psi en 8 min. Luego se baja CIBP y C/R para squeeze en M1 se bombea 8 bls de lechada, al salir con el stinger a superficie se observa que se encuentra daado (doblado) en la parte del centralizador. Se baja a moler CIBP y C/R hasta tope de 9-5/8" r/c @ 7280' donde C/R se encuentra 7 sobre lo asentado (por lo cual se puede haber doblado el stinger) cierra pipe rams y se presuriza por el anular con 1000 psi por 15 minutos, para verificar trabajos de sqz a la arena ''M1'' ok .Presuriza por el anular con 1000 psi por 10 minutos para verificar Squeeze a la arena 'U'' superior sin xito la presin cae de 1000 a 0 psi en 10 min . Se decide sacar BHA de perforacin para verificar con packer de prueba de 9 5/8", corren BHA de prueba con packer retrievamatic existe cada de presin entre 7332'- 7336'(medida tally) o 7341'-7345(medida de w/l) se baja a moler y luego a limpiar, se re-dispara arena T 8310' - 8322'con hall w/l. Se decide bajar completacin de fondo para aislar, fuga encontrada bajo M1 entre 7332'- 7336'(medida tally) o 7341'-7345(medida de w/l) y U-sup, baja equipo BES DN-1100 ok, desarma BOP y arma cabezal, inicia prueba de rotacin del equipo BES sin xito; el motor no tiene rotacin se bombea agua de formacin por el anular @ 1 bpm, 550 psi, total bombeados 30 bbls, arranca el equipo BES y se realiza prueba de rotacin de la arena "T" hacia el frack tank a las 6:00 horas del 30 de abril del 2011 se dan por finalizadas las operaciones.OBJETIVOS

Recuperar equipo BES (Bombeo Electro Sumergible) instalado compuesto por dos bombas DN-1100 (285 etapas), motor 150HP, 1560V/ 65.2 con fases desbalanceadas. Retirar Scab Liner y limpiar el pozo hasta el fondo Re-disparar el intervalo de 8,308 8,328 (20). Bajar nuevamente Scab Liner para aislar la arenisca M-1 y U-Superior. Bajar un nuevo equipo BES (Bombeo Electro Sumergible) para continuar produciendo de la arenisca T.

ESTADO PRESENTE

Conductor103 ftCasing 13 3/8, K-55, 54.5 lppCementado a 2,236 piesCasing 9 5/8, N-80, 47 lpp Cementado a 8,540 piesFloat Collar 8,453Locacin: PAD GTipo de pozo:Direccional Tipo de fluido en el pozo:Aceite, gas y agua de reservorio T

PROCEDIMIENTO

PROGRAMA RESUMIDO DE PULLING 1. Limpiar la tubera con vapor y escoba2. Inspeccionar tubera por huecos3. Pasar ratn a la tubera antes de bajarla4. Medir instalacin al bajar5. Medir la tubera macarroni, incluyendo la Separacin entre el snorkel y el mandril6. Bajar la siguiente instalacin:

Zapato perforado aproximadamente a 100' del fondo Standing valve Botella 4-1/2 pulgadas 30 pies Asiento de snorkel Tuberia hasta superficie Dip tube de 1" (3' menor que la botella) Snorkel con vlvula j-40 Tubos de 1" Mandril con vlvula j-40 Tubera de 1" hasta superficie

7. Instalar el cabezal, probar cabezal8. Conectar en superficie lnea de tubing y casing9. Chequear que los codos sean de radio largo10. Avisar al supervisor para hacer soplar el pozo

PROGRAMA DETALLADO DE PULLING

CONTROL DE POZO1. Mover torre de reacondicionamiento al pozo EDYG-034.2. Para controlar pozo llenar tanques con +/- 1,100 bls agua de formacin, adicionar inhibidor de corrosin y bactericida.3. Con unidad de Slick Line retirar de Y tool (FLOW-X-OVER) tapn, para controlar pozo.4. Instalar lneas de matado, circular en reversa agua de matado enviando los retornos a la estacin y verificar retornos limpios.5. Desarmar Tree Cap e instalar back pressure valve (BPV) de 2-7/8, retirar cabezal.6. Armar y bajar Landing Joint y desasentar tubing hanger.7. Instalar polea API de 60 y carreto vaco para recuperar cable.8. Sacar quebrando la tubera de 2-7/8 utilizando las normas recomendadas para desenroscar la tubera. Observar tubera con posible presencia de: aplastamiento, sobre-torque, corrosin, slidos, parafina, escala impurezas y reportar.9. Sacar equipo BES (Bombeo Electro Sumergible), desarmar y reportar el estado mecnico y elctrico del equipo. Chequear presencia de corrosin, incrustaciones y/o slidos. Reportar al departamento de Operaciones.10. Bajar con broca y scrapper. Colocar solventes a fondo de pozo para eliminar posible asfltenos presentes en el pozo, circular el pozo hasta obtener retornos limpios. Sacar la tubera en paradas.11. Con unidad de cable elctrico armar y bajar caones para re disparar el intervalo.12. En tubera DP (Drill Pipe) armar y bajar la siguiente completacin de fondo:8 x 3 ON-OFF CONNECTOR INVERTIDO3 EUE, 1 TUBO9-5/8 x 3 FH PACKER asentado @ +/- 7,284 3 EUE, BOX x 3 NV PIN CROSS OVER3 24 JOINTS NV3 NV, BOX x 3 EUE PIN CROSS OVER9 x 3 FH PACKER asentado @ +/- 8,0453 EUE, BOX x 2 3/8 EUE PIN CROSS OVER2 3/8 EUE, 1 TUBO2 3/8 EUE NO-GO x 1.813 NV, BOX x 3 EUE PIN CROSS OVER9 x 3 FH PACKER asentado @ +/- 8,0453 EUE, BOX x 2 3/8 EUE PIN CROSS OVER2 3/8 EUE, 1 TUBO2 3/8 EUE NO-GO x 1.81 2 3/8 EUE, MULE SHOE

BAJADA DE EQUIPO BES

13. La Y Tool debe ir instalada con standing valve 2.125 en el NO-GO y con tapn FZR de 1.87 en la Y Tool (Flow-X-Over Assembly) y probar con 2,000 psi, la prueba debe realizarse con el tcnicos de slick line, Artificial Lift y verificados por company man.14. Armar y bajar equipo BES seleccionado de similares caractersticas al anterior:

Sensor de fondo Phoenix XT150 - Tipo 1 Serie 562, Redalloy (motor 562 @ Phoenix). Motor Dominator Serie 562, 150 Horse Power, 2300V, 39.4 INC, ALL STEEL, RA, UT,XD,RLOY Protector Superior Serie 540, LSBPB, INC. ES HL. RLOY Protector Inferior Serie 540 BSLSL, INC. HL. RLOY Intake Serie 540, GRS, ES, Redalloy @ +/- 7,000 (de preferencia profundizar equipo). Adaptador bomba a intake Serie 400/540, Redalloy Bomba Inferior D1150N, Serie 400, 94 stg, CR, CT, ES3 ZZ, INC, RLOY. Bomba Superior D1150N, Serie 400, 94 stg, CR, CT, ES3 ZZ, INC, RLOY. Descarga Phoenix serie 400 - Redalloy Descarga, BODH serie 400 - 3 1/2" EUE/NV Redalloy Flow-X-Over modificado para tubera de 2 7/8. X-Over 2-7/8 x 4-1/2 NO-GO 2-7/8 2-7/8 tubing CLASE B INSPECCIONADO. CABLE Redalead, AWG 1/1, Galv, con 2 Capilares.15. Armar lubricador de slick line. Bajar y asentar standing valve de 2.125 en nipple, probar tubera con 2,000 psi. 16. Con unidad de slickline recuperar standing valve de 2.125, bajar barras de 1 para chequear by-pass y bajar blanking plug (tapn FZR de 1.87) para asentar en Y Tool (Flow-X-Over Assembly). Desarmar unidad.17. Realizar splice BIW lower pigtail con el cable de poder para bajar y asentar Tubing hanger en tubing spool.18. Retirar BOP, instalar cabezal de produccin probando con 2,000 psi y realizar conexin de BIW upper pigtail con cable de poder de superficie.19. Conectar cable de poder a la caja de venteo. Arrancar equipo BES. Probar rotacin de bomba. El flujo del pozo debe ser probado primero en tanques de medicin y luego alineados a la estacin y dar por finalizadas operaciones, mover el equipo.

COMPLETACIN

GLOSARIO DE TRMINOS Blanking Plug: Herramienta para pesca del equipo BES. Drill Collars (Tubera Pesante): Son tubulares muy pesados de paredes gruesas que se conectan a la parte inferior de la columna de trabajo para poner peso concentrado sobre la barrena. Drill Pipe (Tubera de Perforacin): Tubera de acero resistente, laminada en caliente y taladrada sin costura. La tubera de perforacin permite que gire la broca en el fondo del agujero, as como la circulacin del fluido de perforacin. Entry Guide: Dimetro de la gua para la entrada y salida del equipo BES. Hi pot: Equipo para medir y someter a pruebas el cable. Landing Joint: Tubo de aterrizaje (tubo pequeo que va arriba de la zapata). Locator Seal Assembly: Localizador del sello de ensamblaje. Packer: Es una herramienta q asla los fluidos entre el tubing y casing quiere decir que asla las zonas productoras (asla el espacio anular). Pigtail: Conexin con el cabezal del pozo. Pothead: Enchufe del cable de extensin que va conectado al terminal del enchufe. Pulling tool: una herramienta de accionamiento hidrulico que se ejecuta en encima de la herramienta de pesca y anclada a la carcasa por desliza. Se ejerce un fuerte tirn al alza de los peces por la hidrulica poder derivado de fluido que se bombea abajo de la cadena de pesca. Retrieve Tools: Empacaduras de prueba. Slick Line: Se refiere la tecnologa de alambre utilizada por operadores de pozos de gas y petrleo para bajar equipamiento dentro del pozo a los propsitos de una intervencin en el mismo, comnmente denominada well intervention. Spooler (Carrete): Es un tambor en donde va enrrollado el cable de potencia as como el winche Standing Valve: Es una vlvula check que est en la completacin del pozo, que posee una cadena en superficie para casos de seguridad, est cadena se jala y se cierra el pozo. Stringer: Serie de vlvulas que dentro contienen un filtro por donde el crudo pasa y filtra cualquier impureza. Tubing (Tubera de Produccin): Tubera por la cual se produce el petrleo, agua y/o gas desde el fondo del pozo hasta la superficie. Tubing Hanger (Tubera Ranurada): Es un dispositivo que permite colgar y aislar por medio de cauchos la seccin anular, instalado en la seccin D. Workover (Reacondicionamiento): Son trabajos destinados principalmente a mejorar, mantener o reducir la produccin de un pozo. Knuckle joint: Herramienta de deflexin, colocado por encima de la broca en el tubo del taladro. Con una bola y el zcalo disposicin que permite que la herramienta que se desva en un ngulo, que se utiliza en perforacin direccional. Es til en la pesca operaciones debido a que permite que la herramienta de pesca, para ser desviada a un lado del agujero, donde un pez puede haber llegado al descanso. Running tool: herramientas especializadas se utiliza para ejecutar el equipo en un pozo, tales como una herramienta almbrica ejecuta para instalar recuperable las vlvulas de bombeo de gas. Varios tubos de tipo funcionamiento herramientas tambin se utilizan. Separation sleeve: un manguito metlico que se apaga tubo-a-anillo de flujo si un programa de compresin de deslizar la manga no. Vase tambin deslizar la manga. Overpull: Se utiliza para sacar el tubo con fuerza suficiente, exceder peso de la tubera Raspador de Tubera: Esta herramienta se usa en la tubera de revestimiento y de produccin, como en remocin de residuos de cemento, limpieza de costras de lodo. Registro ultrasnico de imgenes de cementacin (USIT)

Registro localizador de cuellos (CCL)

EQUIPO DE PULLINGPULLING TOOL

RASPADOR DE TUBERA

CAONES

Y TOOL NO-GO (SEATING NIPPLE)

SPLICE BIW LOWER PIGTAIL

TAPONES

TUBING HANGER

TREE CAP