Herramienta

1. OBJETIVO

Reglamentar las operaciones de bajada de instalación final en pozos gasíferos.

2. ALCANCE

En todos los Equipos de Workover.

3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

4. RESPONSABILIDADES

Jefe de Equipo - Operador de la Compañía de wire line: responsables de la operación

5. DESARROLLO

24.3.1 - Introducción

Estas instalación se baja en aquellos pozos en donde existan:

Dos formaciones productoras, o productora e inyectora, o de distinto potencial y/o una formación petrolífera , que exige fijar dos o más packers, permanente, y/o semipermanente, sea una instalación dual, o múltiple; de iguales diámetros de tubing, o combinados.

También donde existe una capa gasífera y por encima de ella otra zona petrolífera o gasífera y que por distintos motivos, no pueden ser explotados en conjunto.

24.3.2 - Verificar programa

Marca y tipo de empaquetadores.

Marca y tipo de accesorios.

Profundidad de fijado de herramientas.

Diámetros, librajes y grado de casing.

Diámetros, librajes, tipo y condición de la columna de producción.

Fluido empleado en la terminación o reparación del pozo.

Presiones de formaciones.

Características de armadura de boca de pozo.

24.3.3 - Operación con instalación dual

Si existiese instalación anterior

Luego de ensayar el punzado con la misma y efectuar las operaciones necesarias, se procede a anular provisoriamente esta zona, de la siguiente manera:

Con equipo de alambre y por dentro del tubing, se baja un tapón tipo “RZG” o similar según la Compañía que lo provea, en el niple asiento Botton No-Go.

Se descomprime pozo, se observa que no haya presiones por directa e inversa y se llena con fluido de terminación.

Si está con armadura de surgencia , se desmonta la misma y se monta la BOP; Según Procedimiento 7.

El Operador de la Compañía proveedora de la instalación de producción, libra el stinger, en el supuesto caso que estuviera en producción.

Para ello se deberá tener en cuenta las área actuantes y el tipo de fluído (densidad), para calcular la tensión o presión a aplicar para liberar la herramienta.

Se saca la columna al peine.

En caso que sea la instalación final, como son caños especiales ( rosca SEC o SDS) deben ser desarmados a planchada.

Se verifica estado de stinger y de instalación sacada.

Se enrosca un pin de tapón al mismo, formando en conjunto lo denominado Latching-plug (tapón con su herramienta fijadora).

Este se baja con la columna del peine.

Se coloca el tapón en el packer permanente y se libera el pescador.

De esta manera se protege a toda la instalación, es recomendable el hecho de proteger punto de pesca del tapón con una a dos bolsas de arena, mientras se trabaja en la zona superior.

Después que se hayan realizado todas las operaciones previstas para esta zona, es necesario lavar arena y normalizar pozo.

Luego procederemos a bajar la instalación restante para completar la instalación dual.

Se arma pescador de Latching-plug, bajándose hasta el punto de pesca.

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