3. Análisis de Problemas de Pozos Con Baja Tasa de Producción e Inyección

R ea e a c o n d i c i o n a m i en e n t o d e P o zo zo s Problemas qu e se presentan pre sentan en e n p ozos p r o d u c t o r es e s e in in y ec t o r e s

Problemas que se presentan prese ntan en pozos prod uctores e inyectores

PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS PRODUCTORES:

INYECTORES:

BAJA TASA DE PRODUCCIÓN. ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA. ALTA PRODUCCION DE GAS. PROBLEMAS MECÁNICOS.

1. Pruebas de Producción (Utilizar las ultimas 5 Pruebas)

¿C o m o d e t e c t a r e l p r o b l e m a que presentan los Pozos? Fecha

Qbruto

Qneto

RGPform RGPtotal

BAJA TASA DE INYECCIÓN. PROBLEMAS MECÁNICOS.

%AyS

Reductor

API

THP

CHP

EDO

PLF

Según el Método de Producción, se debe adicionar : Bombeo Mecánico:Stroke/Min. Gas Lift: Volumen de Gas Inyectado, Presión de Inyección, etc. Gas Lift (Intermitente): Tiempo del Ciclo Cic lo de llene para cada Pozo, Volumen de Gas Inyectado, Presión de Inyección, etc. BCP: Stroke/min,Frecuencia BES: Frecuencia, Voltaje y Amperaje

Psep


PROBLEMAS QUE PRESENTAN LOS POZOS PRODUCTORES:

INYECTORES:

BAJA TASA DE PRODUCCIÓN. ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA. ALTA PRODUCCION DE GAS. PROBLEMAS MECÁNICOS.



Qbruto

Qneto

RGPform RGPtotal

BAJA TASA DE INYECCIÓN. PROBLEMAS MECÁNICOS.

%AyS

Reductor

API

THP

CHP

EDO

PLF

Según el Método de Producción, se debe adicionar : Bombeo Mecánico:Stroke/Min. Gas Lift: Volumen de Gas Inyectado, Presión de Inyección, etc. Gas Lift (Intermitente): Tiempo del Ciclo Cic lo de llene para cada Pozo, Volumen de Gas Inyectado, Presión de Inyección, etc. BCP: Stroke/min,Frecuencia BES: Frecuencia, Voltaje y Amperaje

Psep




Qbruto

Qneto

RGPform RGPtotal

%AyS

Disminución de la Tasa: Qbruto ,Qneto ,Qneto disminuyen disminuyen constantes.

Reductor

API

THP

CHP

EDO

PLF

Psep

y el resto de los parámetros se mantienen

Problema de Alta Producción de Agua: Qbruto se mantiene, Qneto disminuye y el % Ay AyS S aumenta; el resto de los parámetros se mantienen constantes. Problema de Alta Producción de Gas: Qbruto se disminuye un poco, Qneto disminuye y la RGP aumenta; el resto de los parámetros se mantienen constantes. Problema Mecánicos: La comunicación se detecta comparando las presiones THP con CHP, el resto de los parámetros se mantienen constantes.


ANALISIS DE PROBLEMAS EN POZOS METODOLOGIA A UTILIZAR: DETECCIÓN DEL PROBLEMA.

DETERMINAR ELEMENTO CAUSAL DEL PROBLEMA. SOLUCIÓN DEL PROBLEMA.

ANALISIS DE PROBLEMAS DE POZOS CON BAJA

TASA DE

PRODUCCION / INYECCION

Identificación d e las causas d e la baja tasa de prod ucc ión

IDENTIFICACIÓN Q

Pruebas de Producción

x

x x

x x

x x x x x x x

Declinación normal del pozo. Declinación del pozo luego que baja la tasa de producción.

Q pozo actual

Q pozo declinación normal

Cambio de declinación.

x x

x

x x

t


AMBIENTES DE ANÁLISIS

SUPERFICIE LÍNEA DE L.A.G. o ELÉCTRICA

LÍNEA DE FLUJO ESTACIÓN DE FLUJO

POZO

YACIMIENTO


SECUENCIA DE ANÁLISIS

SUPERFICIE

POZO

YACIMIENTO


AMBIENTE SUPERFICIE Disminución en el IP y/o Aceleración en la Declinación

Línea de flujo obstruida

Alta presión de separación

Línea de flujo rota

Otros (cabezal de producción)

Problemas con el volumen de gas inyectado

Línea de flujo compartida

Problemas de voltaje, frecuencia, etc.


AMBIENTE SUPERFICIE

Diagnóstico

Causas  Alta

presión



de

separación. 

Línea de flujo rota.

Línea de flujo obstruida

(esca-mas, asfáltenos, parafina, finos). Línea de flujo compartida (contrapresión). Problemas

con el volumen de gas inyectado (LAG).

Trabajo a realizar



Mediante superficie:

medidas

en

Repetir prueba con P de Separación óptima y Calibrar el separador.

Reparar

o reemplazar tubería.

Limpiar línea obstruida.

THP PLF

Individualizar líneas.

CHP Psep Panel de control Etc,

Repetir

prueba con volumen de gas óptimo.

frecuencia, etc. (B.E.S).

prueba condiciones óptimas.

Otros

Corregir

Problemas de voltaje,

(cabezal de

Repetir

falla, fuga, etc.

con


AMBIENTE POZO

Disminución en el IP y/o Aceleración en la Declinación

Deficiencias en el método de levantamiento artificial

Problemas con la sarta de producción Obstrucción de la sarta de producción Tubería colapsada

Pescado

Comunicación mecánica

Bombeo mecánico

Cabillas rotas, bomba atascada, desgaste

L. A. G.

Válvula descalibrada, atascada, obstruida o rota

B. E. S.

Cable dañado, motor dañado, problema en bomba

B. C. P.

Cabilla o rotor partido, des-

Empacadura desasentada Hueco en la tubería Manga dañada


AMBIENTE POZO 1. PROB LEMA S CON LA SA RTA D E PROD UCCIÓN.

Causas 

Obstrucción de la sarta de producción (escamas, parafina, finos, asfáltenos, etc.).

Diagnóstico

Trabajo a realizar 

MEDIANTE OPERACIONES CON GUAYA:

Limpieza con Coiled Tubing y Química.

Verificación de fondo.

•

Tubería colapsada / rota.

Calibración de tubería.

•

Camarita impresión.

Taladro

(sacar

completación).

•

Toma de muestra.

•

Prueba de tubería. Banderola.

•

Pescado.

•

Etc.

•

Operación

de pesca con guaya. Eventualmente Taladro.

Identificación d e las causas d e la baja tasa de prod ucc ión 2. DEFICIENCIA S EN EL MÉTODO DE L EVA NTA MIENTO ARTIFICIA L

Diagnóstico

Causas 

Bombeo mecánico: Cabillas rotas.



Trabajo a realizar

Prueba con carta dinagráfica.

Bomba atascada.



Máquina de Servicio (Cabillero, Chivito).

Desgaste, etc. L. A. G.

Válvula descalibrada. Válvula atascada u obstruida. •

•

B.

Válvula rota. E. S.

Operaciones con guaya. Registros

de presión y tem-peratura fluyente.

Operación

con guaya (recuperar válvula y bajar válvula calibrada).

Otros

(discos de superficie).

•

Cable dañado. Motor dañado. Bomba atascada,

obs-truida, desgastada, etc.

Examen

del panel de control de superficie

Taladro.

Sacar completación y equipo. Corregir y bajar equipo y completación.


2. DEFICIENCIA S EN EL MÉTODO D E L EVA NTA MIENTO ARTIFICIA L

Diagnóstico

Causas 

Bomba de Cavidad Progresiva: Cabilla o rotor partido. Elastómero (endurecido, expandido, rasgado, etc.) Desgaste del rotor.

 Análisis

de amperaje, voltaje, frecuencia (HZ), etc.

•

•

•



Prueba con Carta Dinagráfica.


Máquina de Servicio (Cabillero, Chivito).


3.- COMU NICA CIÓN MECÁNICA

Causas 

Diagnóstico

Trabajo a realizar

Operaciones con guaya:





Empacadura desasentada.



Hueco en la tubería.

Prueba de tubería.



Manga dañada / rota.

Banderola. Etc.

Taladro. completación avería.

y

Sacar reparar


AMBIENTE YACIMIENTO Disminución en el IP y/o Aceleración en la Declinación Restricción alrededor del pozo debido a: Daño

Interacciones Roca-Fluido Migración/Taponamiento por arena

Migración/Taponamiento por finos

Pseudo-Daño

Interaccione s FluidoFluido

Fenómenos Interfaciales

Precipitados Orgánicos

Bloqueo por Emulsiones

Precipitados Inorgánicos

Bloqueo por Agua

Inversión de la Mojabilidad


GENERALIDADES DE DAÑO Que es el Daño de Formación? Cualquier restricción al flujo de fluidos que distorsiona las líneas de flujo desde el yacimiento hacía el pozo. Disminuye significativamente la productividad del pozo y ocasiona una caída de presión adicional en las cercanías del mismo. Fracturamiento Estimulación ácida Cambios de mojabilidad

q

Recañoneo Pozo desviado

7,08 o

Control de agua Dilución Control de emulsiones Inyección de vapor

( Pe Pwf ) [ L n (r e r w ) S ]

K h o

Estimulaciones Fracturamiento Pozos horizontales Fracturamiento


El daño de formación es definido como una reducción en la movilidad efectiva del hidrocarburo en la región cercana al pozo Daño de formación en pozos verticales por Hawkins:

 K   rd  Sd =  Kd - 1  Ln  rw  Donde: Sd= Factor Skin, derivado de prueba especiales de presión K = Permeabilidad Zona Virgen (md) Kd = Permeabilidad Zona de Daño (md) rd = Radio del daño (pulgs) rw = Radio del pozo (pulgs)


Factor de daño considerando el sistema geométrico


AMBIENTE YACIMIENTO

Pseudo - Daño Diagnóstico

Causa  •

•

•

Pseudo-daño.

Penetración parcial. Cañoneo parcial. Diseño inadecuado del cañoneo.

Altos valores del Factor de Daño (S>>10) de las Pruebas de Pozos.  Análisis Nodal.  Simulación Numérica de Yaci-mientos. 

Trabajo a realizar Cañoneo y Recañoneo.  Profundizar el pozo en el caso de penetración parcial. 


Interacciones Roca-Fluido Diagnóstico

Causa 1.- Migración/Taponamiento por arena.



Pozos completados en formaciones someras no consolidadas (Mioceno).



Abrasión severa en los equipos de subsuelo y superficie (Niples, Mangas, Botellas, Reductores, Bomba de subsuelo, Líneas de Flujo y Separadores).



Muestras tomadas con guaya durante verificaciones de fondo.



Taponamiento de intervalos cañoneados y/o del reductor.



Caracterización de tamaño de grano mediante análisis

Trabajo a realizar Control de la tasa de producción (Tasa óptima). con grava a  Empaque Hueco Abierto (OHGP). con grava a  Empaque Hueco Entubado.  Uso en general de Rejillas Ranuradas/Pre-empacadas. química  Consolidación (resi-nas). 


Interacciones Roca-Fluido Diagnóstico

Causa 2.- Migración/Taponamiento por finos.

Trabajo a realizar



Pozos completados en el Eoceno.





Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas) y en los equipos de superficie (Reductores, Separadores).





Alto porcentaje de sedimentos en las muestras de los pozos.

Formaciones con tamaño promedio de grano entre 2 y 40 micrones.  Caracterización de arcillas mediante análisis de núcleos, muestras de canal y registros GR espectral (Caolinita, Ilita). 

Control de la tasa de producción (Tasa óptima).

Estabilizadores para arcillas o finos: Tratamientos cáusticos (Hidróxido de Potasio). Tratamientos ácidos (HF, mud-acid). Inhibidores para evitar hincha-miento de la Montmorillonita (Polímeros). Otros Aditivos (Inhibidores de corrosión, Estabilizadores de hierro)


Causa

Interacciones Fluido-Fluido Diagnóstico Trabajo a realizar

1.- Precipitados inorgánicos.

Análisis físico - químico del agua de formación (Índice incrustante de Stiff-Davis, Langelier, etc).  Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas). 



Precipitación de escamas en los equipos de superficie.

Taponamiento en la caja de reductor.  Taponamiento de intervalos cañoneados. 



Ácido Clorhídrico (Carbonatos/Areniscas).



Ácido Fluorhídrico (Areniscas).

Mud - Acid (Areniscas).  Ácido Acético.  Ácido Fórmico (Altas Temperaturas).  Ácido Fórmico-Clorhídrico (Altas Temperaturas).  Ácido Sulfámico y Cloroacético (Bajas Temperaturas).  Ácidos Alcohólicos (Yacimientos de Gas). 


Interacciones Fluido-Fluido

Diagnóstico

Causa 2.- Precipitados orgánicos.

Ducto por donde fluye el petróleo

Agregado asfalténico con tendencia a depositarse

Depósitos orgánicos



Análisis (laboratorio) de depósitos orgánicos (S.A.R.A)



Indispensable pruebas de compatibilidad con el fluido de formación.



Análisis físico - químico del Hidrocarburo.



Asfaltenos: solventes aromáticos (Xileno)

Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas).  Obstrucción en la línea de flujo y/o en el pozo. tomadas con  Muestras guaya durante verificaciones de fondo.



Parafinas: solventes parafínicos (Tolueno); gasoil caliente con aditivos químicos como detergentes de parafina, dispersantes o inhibidores.



Obstrucción del ducto por depositación orgánica

Trabajo a realizar



Aumentos anormales en la Relación Gas - Petróleo (RGP).


Fenómenos interfaciales Diagnóstico

Causa 1.- Bloqueo por emulsiones.



Inestabilidad en el corte de agua y sedimentos (alto).

Disminución e inestabilidad en los valores de gravedad API.  Análisis de Laboratorio de las muestras de crudo 

Frecuente en pozos perforados con lodos de emulsión inversa o en pozos rehabilitados con fluidos inadecuados.  Producción de finos de arcillas (Caolinitas o Ilitas) aceleran el proceso de formación de emulsiones. 


Uso de desemulsificantes.

Uso de agentes antiespumantes como sales de Aluminio de ácidos grasos o alcoholes grasos (evitando espumas estables por acción del gas de formación).  Uso de solventes mutuos. 


Fenómenos interfaciales Diagnóstico

Causa 

2.- Bloqueo por agua.

Trabajo previo inadecuado en el pozo.

Incremento repentino del corte de agua. total de  Ausencia producción de petróleo. 


Uso de geles.



Uso de surfactantes.

Uso de ácidos alcohólicos (Pozos de Gas).  Dejar a producción el pozo, hasta que el agua sea producida. 

Inversión de la Mojabilidad Diagnóstico

Causa Inversión

de la mojabilidad.

 

Pozos con alto corte de agua. Frecuente en pozos perforados con lodos de emulsión inversa


Uso de geles.



Agentes Surfactantes.

Iden tificación de las causas d e la baja tasa de inyección

AMBIENTES DE ANÁLISIS Pcabezal

SUPERFICIE

Pdesc.

LÍNEA DE FLUJO PLANTA DE INYECCIÓN

POZO

YACIMIENTO


SECUENCIA DE ANÁLISIS

SUPERFICIE

POZO

YACIMIENTO


AMBIENTE SUPERFICIE Disminución en la Tasa de Inyección

Baja presión de descarga

Línea de inyección rota

Línea de inyección obstruida


AMBIENTE SUPERFICIE Diagnóstico

Causas


Problemas en plantas (baja

Corregir avería.

presión de descarga).



Línea de inyección rota.

Mediante superficie:

medidas

Presión de descarga.

•

en Reparar

línea.

/

Instalar

nueva

Presión de cabezal. Etc.

•

•

Línea de inyección

obstruida.

Realizar

limpieza química.


AMBIENTE POZO Disminución en la Tasa de Inyección

Problemas con la sarta de inyección

Obstrucción de la sarta de inyección Tubería colapsada / rota

Comunicación mecánica

Empacadura desasentada Hueco en la tubería Manga dañada

Pescado


PROBLEMAS CON LA SA RTA D E INYE CC IÓN.

Causas 

Obstrucción de la sarta de inyección (escamas, etc.).

Diagnóstico


MEDIANTE OPERACIONES CON GUAYA:

Limpieza con Coiled Tubing y Química.

Verificación de fondo.

•

Calibración de tubería.

•

Tubería colapsada

/ rota.

Camarita impresión.

•

Taladro

(sacar

completación).

Toma de muestra. Prueba de tubería.

•

•

Banderola.

•

Pescado.

Etc.

•

Operación

de pesca con guaya. Eventualmente Taladro.


AMBIENTE POZO CO MUNICA CIÓN MEC ÁNICA

Diagnóstico

Causas 

Empacadura desasentada.



Hueco en la tubería.



Manga dañada / rota.



Operaciones con guaya: Prueba de tubería. Banderola. Etc.


Taladro. completación avería.

y

Sacar reparar


AMBIENTE YACIMIENTO Disminución en la Tasa de Inyección Restricción alrededor del pozo debido a: Daño

Migración/Taponamiento por arena •

Migración/Taponamiento por finos •

Pseudo-Daño

Penetración parcial

•

Cañoneo parcial

•

Diseño inadecuado del cañoneo •

Precipitados inorgánicos

•


AMBIENTE YACIMIENTO

Pseudo - Daño Diagnóstico

Causa  •

•

•

Pseudo-daño. Penetración parcial. Cañoneo parcial. Diseño inadecuado del cañoneo.

Altos valores del Factor de Daño (S>>10) de las Pruebas de Pozos.  Análisis Nodal. Numérica de  Simulación Yacimientos. 


Cañoneo y Recañoneo.



Profundizar el pozo en el caso de penetración parcial.


AMBIENTE YACIMIENTO. Interacciones Roca-Fluido

Diagnóstico

Causa 1.- Migración/Taponamiento por arena.

 



2.- Migración/Taponamiento por finos.



Taponamiento de intervalos cañoneados. Caracterización de tamaño de grano mediante análisis de núcleos. Pozos completados formaciones someras consolidadas (Mioceno).

Pozos completados Eoceno.

en


Control de la tasa de inyección (Tasa óptima).



Consolidación química (resinas).



Control de la tasa de inyección (Tasa óptima).



Estabilizadores para arcillas o finos: Tratamientos cáusticos (Hi-dróxido de Potasio). Tratamientos ácidos (HF, mudacid). Inhibidores para evitar hinchamiento de la Monmorillonita (Polímetros). Otros Aditivos (Inhibidores de

en no

el



Formaciones con tamaño promedio de grano entre 2 y 40 micrones.



Caracterización de arcillas mediante análisis de núcleos, muestras de canal y registros GR espectral.


Interacciones Fluido-Fluido

Diagnóstico

Causa 1.- Precipitados inorgánicos.



Muestras localizadas en el pozo (Fondo del hoyo, Niples, Mangas, Botellas).

Precipitación de escamas en núcleos.  Taponamiento de intervalos cañoneados.  Análisis físico - químico del agua de formación (Índice de Stiff-Davis).  Análisis (Laboratorio) de depósitos inorgánicos. 

Trabajo a realizar Ácido Clorhídrico (Carbonatos/Areniscas).  Ácido Fluorhídrico (Areniscas).  Mud - Acid (Areniscas). 

Ácido Acético.  Ácido Fórmico (Altas Temperaturas).  Ácido Fórmico-Clorhídrico (Altas Temperaturas).  Ácido Sulfámico y Cloroacético (Bajas Temperaturas).  Ácidos Alcohólicos (Yacimientos de Gas). 

Com o decidir un reacon dicio nam iento y/o reparación

Como decidir un reacondicionamiento y/o reparación 1.Historia del pozo a.Completación inicial

b.Historia de presión/producción. Tendencias (qw, RGP, qo, P) c.Historia de reacondicionamientos, reparaciones, estimulaciones y servicios 2. Comportamiento de pozos vecinos Comparar Experiencia de reacondicionamientos. Problemas mecánicos en lugar de yacimientos?


Como decidir un reacondicionamiento y/o reparación 3. Datos de Geología y Registros •

Localización del pozo

•

Es necesario como punto de drenaje del yacimiento?

•

Mapa de isopropiedades (f, So, K, etc)

•

Núcleos

•

Puede definir CAP o CGP?


Como decidir un reacondicionamiento y/o reparación 4. Estudios especiales y diagnósticos a. Revisar mapas (estructurales, isobáricos, isópacos) b. Realizar secciones estructurales y estratigráficas c. Estudio de Presión y Temperatura del yacimiento d. Decidir uso de guaya fina (taponamiento) e. Diagnóstico de pruebas de pozos (restauración, inyección y curvas de declinación) f.

Posible comunicación del hoyo (fallas mecánicas)

g. Examinar nivel de fluido y cartas dinagráficas en pozos de B.M. h. Examinar operación de la válvula en pozos de LAG i.

Prueba de producción en pozo cerrado por largo tiempo

j.

Muestra y análisis de agua (Diagramas de Stiff-Ternarios)


Como decidir un reacondicionamiento y/o reparación 5. Análisis Económico a.Ingreso, aumento de productividad y rentabilidad b.Otros factores (Seguridad-Pozo-Yacimiento). Obligaciones de arrendamiento (el análisis económico no lo justifique) 6. Consideraciones del yacimiento Recuperación final Mecanismo de empuje Posición estructural relativa Productividad actual y permitida Posible recuperación por pozos vecinos Cambios potenciales debido a proyectos de recuperación secundaria en el yacimiento


Trabajo Mayor 1. Historia (Perforación, Reparaciones, Reacondicionamientos y estimulaciones anteriores, Últimos trabajos menores) 2. Problema/Justificación/Objetivo del trabajo (Anexos) 3. Programa tentativo Operacional: •

•

•

•

Chequear (THP y CHP) Sacar válvula de seguridad Chequear HUD Instalar válvula de seguridad


Trabajo Mayor Con Gabarra o Taladro: 3.1. Chequear presiones 3.2. Sacar válvula de seguridad (paso de herramientas) 3.3. Abrir manga de circulación 3.4. Circular y controlar el pozo con el fluido limpio a través de la manga (de anular a tubería) 3.5. Recuperar sarta de completación existente, tensionando o realizando cortes u operaciones de pesca necesarias (con empacadura recuperable) 3.6. Milar/Recuperar empacadura recuperable o empujar al fondo 3.7. Acondicionar el pozo (circular)


Trabajo Mayor 3.8. Efectuar trabajos recomendados •

•

•

•

Con tubería c/mecha limpiar hasta profundidad D Probar integridad de alguna formación con lodo de densidad ; probar revestidor (circular hasta obtener retornos limpios) Cementación forzada Milar tapones antes y después de la cementación.

3.9. Si se realizó cementación forzada, limpiar cemento, circular y acondicionar el pozo nuevamente, probar integridad de intervalos cañoneados, repetir forzamiento de ser necesario 3.10. Cañonear intervalos deseados, recañonear. 3.11. Asentar empacadura permanente a “X” profundidad; bajar sarta de completación de A*B con mandriles @ x,y,z,w..cuando la tubería esté a aproximadamente 50´ por encima de la empacadura fija, circular por la punta de tubería por 1 hora (cerrando la manga)

3. Análisis de Problemas de Pozos Con Baja Tasa de Producción e Inyección

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